1000MW二次再热发电机组全容量给水泵选型浅析

中国大唐集团有限公司广东分公司 韩功博

发电厂中给水泵的任务是：将除氧器贮水箱内具有一定温度的给水，通过给水泵产生足够的压力输送给锅炉。根据电能生产的特点和锅炉运行的特殊要求，给水泵必需连续不断的运行。这不仅关系到正常发电，还直接关系到锅炉设备的安全。因此，锅炉给水泵在发电厂中是最为重要的水泵[1]。二次再热1000MW机组100%全容量汽动给水泵在设计容量、设计扬程、运行转速上比一次再热都有所提高，本文针对二次再热机组1×100%全容量汽动给水泵组配置选型进行研究分析，并与2×50%容量汽动给水泵配置方案进行经济性比较。

1 1000MW超超临界机组给水泵配置现状

2012年以前，国内外1000MW超超临界一次机组主给水泵基本以2×50%容量配置方案为主。国内首批建设的1000MW超超临界二次再热机组的给水泵配置也采用2×50%容量配置方案，有国电泰州二期二次再热及华能莱芜电厂二次再热，机组容量都是2×1000MW，主给水泵容量2×50%BMCR，主给水泵供货厂家分别为KSB、EBARA，小汽轮机供货厂家分别为上汽、杭汽。然而，随着给水泵及其驱动汽轮机的制造能力的提高，以及运行业绩和经验的增多，无论是一次再热还是二次再热1000MW超超临界机组，1×100%全容量配置方案逐渐成为主流[2-4]。国内外1000MW容量以上机组配置1×100%全容量的主要工程如下：

德国及欧洲的电厂除RWE-Westfalen#1～#6机机组容量1200MW外其余都是1000MW，主给水泵容量都是1×100%BMCR：TXU-Big Brown、TXU-Lake Creek、TXU-Tradinghouse、TXUMorgan Creek、TXU-Valley#1～2机、TXUMonticello、TXU-Martin Lake；我国电厂均为1000MW、1×100%BMCR，其项目及主给水泵供货厂家、小汽轮机供货厂家分别为：大唐雷州二次再热/KSB/上汽、外高桥三期一次再热/SULZER/ALSTOM、神华神东万州一次再热/SULZER/上汽、神华国华九江一次再热/SULZER/东汽、神华国华寿光一次再热/EBARA/上汽、大唐三门峡三期一次再热/SULZER/杭汽。

从中可以看出，对于1000MW及以上容量机组汽动主给水泵，欧洲电厂比较认可1×100%容量的汽动给水泵配置方式。随着我国全容量给水泵及配套汽轮机生产制造能力逐步提高，新建1000MW一次再热机组工程已全面采用100%BMCR容量汽动给水泵方案，而1000MW二次再热机组目前也有大唐雷州项目采用了100%BMCR容量汽动给水泵方案。

2 1000MW二次再热100%容量汽动给水泵经济技术分析

2.1 技术可靠性分析

对于1000MW容量机组的1×100%容量方案，经了解完全采用国产技术的泵厂均没有100%容量给水泵设计方案，因此不能采用完全国内生产制造的产品，需要采购SULZER(苏尔寿)、KSB(凯士比)、EBARA(荏原)等厂商的全进口或进口组装产品。三个公司针对1000MW二次再热机组100%容量汽动给水泵均提供有选型方案。

1000MW二次再热机组100%容量汽动给水泵组的通流设计、叶轮直径、叶轮级数、筒体承压以及配套汽轮机的最大出力、末级叶片选型等是方案实施的关键因素。经咨询，各厂均提供有叶轮及级数的选型方案，且叶轮级数和直径基本与一次再热机组100%容量或二次再热机组50%容量选型方案基本一致；在给水泵筒体设计和制造方面，各泵厂的筒体均为锻造结构，而二次再热50%容量泵的筒体设计已在泰州二期、莱芜电厂中实施，1000MW二次再热机组100%容量给水泵筒体设计已在大唐雷州电厂中实施，其设计和制造不是问题。

对于1000MW一次再热机组的1×100%容量给水泵所配套的汽轮机，国内杭汽、上汽和东汽均已有订货业绩。经调研咨询，国内此三大给水泵汽轮机厂也均能针对1000MW二次再热机组的1×100%容量给水泵所配套的汽轮机进行选型并供货。1000MW二次再热机组100%容量给水泵汽轮机最大难点，一是出力需满足给水泵需要，二是二次再热机组抽汽供汽参数与小机选型匹配。

关于小机出力要求，1000MW二次再热机组100%容量给水泵轴功率需求比一次再热100%容量泵高10%，达到42.8MW，经咨询小机厂，与一次再热100%容量小机所选的同类机型，其最高出力可到45MW，因此完全可以满足1000MW二次再热机组100%容量给水泵需求；关于二次再热机组供汽参数与小机末级叶片选型，由于二次再热机组再热温度的提高，主汽轮机供给水泵汽轮机驱动用的5段抽汽过热度较高，小机末级叶片材料选择将不同于一次再热机组全容量小机，但小机厂均确认，同样的问题在二次再热半容量小机已解决，只需将二次再热半容量小机所选末叶材料沿用到全容量小机即可。

综上所述，1000MW二次再热机组100%容量泵在技术上是完全可实施的，且二次再热50%容量和100%容量泵均需国外设计、制造，供货周期一致。

2.2 主给水泵组投资与运行经济性比较

2.2.1 100%与50%容量方案初投资差异

根据泰州二期和莱芜电厂订货情况，1000MW二次再热机组50%容量泵采用芯包进口方案，而100%容量方案根据大唐雷州项目订货情况，仍采用芯包进口方案，因此无论50%容量和100%容量进口范围在同一水平，给水泵价格相差不大。

经询SULZER(苏尔寿)、KSB(凯士比)等厂商，100%全容量泵采用全进口较芯包进口方案两台机组设备造价增加约500～800万。鉴于芯包进口、国内组装方案可行性较高，且大唐雷州二次再热项目已采用KSB(凯士比)芯包进口的全容量泵，已有同类投运业绩，说明厂家确认采用芯包进口方案也可保证全容量方案的可靠性。因此100%全容量泵可采用芯包进口、国内组装方案，下述经济性比较亦采用此方案。如采用该方案，全容量泵组相比半容量泵组整体节省材料，两台机组造价可降低约200万元。

两个容量配置方案配套的给水泵汽轮机均可采用国产小汽轮机，小机本体和排汽系统的配置可采用以下方案：全容量100%小机宜配置独立凝汽器（方案一）或2×50%容量小机排汽进主凝汽器方案（方案二）。方案一小机需配置循环冷却水系统；方案二需配置排汽管道及排汽蝶阀。两种方案整体价格差异见表1(两台机组)。综合泵和配套小机及排汽系统初投资费用，与方案二相比较，若采用方案一，两台机组增加造价约650万元。

表1 给水泵汽轮机投资价格比较

2.2.2 两种方案运行经济性比较

给水泵效率比较：经咨询某泵厂选型，100%全容量和50%半容量汽动给水泵组在100%THA、75%THA、50%THA、40%THA工况下的效率(%)分别为87.07/85.96、83.49/82.44、75.75/74.35、71.32/70.82，可见采用100%全容量汽动给水泵组效率略高。如负荷低于50%以下时，2×50%容量配置方式采用单泵运行模式，泵组运行效率则可优于100%全容量汽动给水泵组。但实际运行中，为便于机组及时升负荷往往会将双泵投入运行，使双泵始终保持在可用状态，因此100%全容量汽动给水泵组的实际运行效率总是优于50%容量泵的。

给水泵汽轮机效率比较：目前能为1000MW机组配套生产100%容量国产给水泵汽轮机的主要有杭汽、上汽和东汽三家。经咨询小机厂，1×100%容量汽动给水泵组配置国产小机在额定负荷工况运行时，机组效率均可达到85%以上，大大优于50%小机。以下为某小机厂提供的全容量小机选型方案，与50%容量方案小机在100%THA、75%THA、50%THA、40%THA工况下的效率(%)分别为85.38/84.56、84.65/83.83、81.08/76.21、75.07/71.29。

给水泵汽轮机实际运行背压比较：对于方案一，配置独立式凝汽器投资增加不多，两台机投资较方案二仅增加约650万，但由于小机排汽口与小凝汽器间排汽管道极短，且无需设置排汽蝶阀，流道阻力很小，只需考虑小机凝汽器与主机凝汽器传热端差值不同的影响，方案一小机的实际排汽背压可取比主凝汽器背压高约0.4kPa；对于方案二，还需考虑从小机排汽口到主凝汽器间排汽管道和蝶阀的流道阻力，因此50%容量汽动给水泵组小机的实际排汽背压将高于主凝汽器背压0.5～0.6kPa。

100%容量泵组小汽机排汽方案对机组背压优化的分析：方案一（100%小机+1台独立凝汽器）主机凝汽器量降低了约10%，为进一步优化主机排汽背压创造了有利条件。受凝汽器管板大小和管束长度加工、制造限制，凝汽器面积是主机冷端优化的一个主要制约因素。主机排汽量越大，凝汽器面积要求越大。反之，当100%容量给水泵汽轮机配独立小凝汽器方案时，进主凝汽器的凝汽量减少，在相同凝汽器极限面积情况下，配合循环水系统方案主机背压可有一定降低，有利于机组更经济的运行。

运行经济性比较：方案一给水泵效率（%）、给水泵汽轮机效率（%）、小机排汽背压（kPa.a）、主机排汽背压（kPa.a）、小机效率及排汽背压差异对机组热耗影响（kJ/kWh）、主凝汽器背压差异对机组热耗影响（kJ/kWh）、机组热耗总差异（kJ/kWh）在100%THA工况下分别为1.11/0.82/-0.3/-0.2/-7.5/-12/-19.5，在75%THA工况下分别为1.05/0.82/-0.3/-0.21/-6/-13/-19，在50%THA工况下分别为1.4/4.87/-0.3/-0.21/-13/-13/-26，在40%THA工况下分别为0.5/3.78/-0.3/-0.21/-5/-14/-19，方案二各工况下的以上各指标均为基准。

反映到机组发电煤耗、年耗煤量的上的差异如下。如标煤价按619.2元/t计，在机组年利用小时数为5500小时情况下，对不同负荷下运行小时数加权计算，单台机组在不同方案下的年耗煤量和燃料费用差异如表2。

表2 两种配置方案经济性数据差异表

从表2可看出，与方案二相比方案一每台机组每年可节省燃料费用约292万元，但因方案一循泵耗功每台机比方案二多0.7MW，折合年运行费用增加约174万元，所以方案一较方案二每台机每年节省费用约118万元，两台机组共计节省费用约236万元。因此，采用1×100%容量给水泵组小机排汽进独立凝汽器方案（方案一）与2×50%容量给水泵组小机排汽进主凝汽器方案（方案二）相比，两台机组初投资增加450万元，但每年可节省费用236万元。

按照机组经济运行年限20年，方案一较方案二20年折现收益为2590万元，因初投资较方案二增加了450万元，所以较方案二的总收益为2140万元。因此从运行经济性分析，1000MW二次再热机组采用1×100%容量汽动给水泵配独立凝汽器方案具有优势。