刘静
安徽皖能环保发电公司安徽省合肥市
摘要：根据合肥经济技术开发区热电厂工程建设计划及热负荷调查结果，预测背压机组投产初期外界最低热负荷约为50t/h，与背压式汽轮发电机稳定运行最低排汽量110t/h要求不匹配。为创造条件，尽快启动背压式汽轮发电机，提高热电厂整体经济性，提出将一台定速电动给水泵改为汽动给水泵。本文针对方案论证、试运行存在问题及效果进行分析，总结经验教训，共同类电厂参考。
关键词：热电厂改用汽动给水泵方法及实效
Abstract：AccordingtoHefeiEconomicandTechnologicalDevelopmentZoneThermalPowerPlantprojectconstructionplanandheatloadofsurveyresults,predictionofbackpressureunitatthebeginningofproductionoutsidetheheatloadofabout50t/h,andthebackpressureturbinegeneratorstableoperationminimumexhaust110t/hrequirementsdonotmatch.Tocreatethecondition,startassoonaspossiblebackpressureturbinegeneratorinthermalpowerplant,improvetheoveralleconomy,putforwardaconstantspeedelectricfeedwaterpumpintoturbine-driventotheschemedemonstration,trialoperationproblemsandtheeffecttoundertakeananalysis,sumupexperiencelesson,thecommontypeofplant.
Keyword：ThermalPowerPlantUsingsteamdrivenfeedwaterpumpMethodandeffect
1.概况
合肥经济技术开发区热电厂Ⅰ期工程新建3×220t/h煤粉锅炉+1×50MW抽汽凝汽式汽轮发电机组+1×25MW背压式汽轮发电机组。项目于2006年9月开工建设，2008年4月，第一台机组即1号、2号锅炉及50MW抽凝机（命名为2号机组）投入商业运行。2009年3月3号锅炉及25MW背压机组（命名为1号机组）具备投入商业运行条件。热电厂设计最大供热负荷426t/h，供热参数：1.27±0.02Mpa，296℃。由于外界热负荷不能满足背压机组长期稳定运行最低负荷要求，1号机组即25MW背压机组长期处于备用状态。热电厂主蒸汽系统及高低压给水系统均采用母管制。原设计给水泵为3用一备，一台采用液力耦合器调节的变速泵，另外三台均为定速泵，采用节流调节方式。1号、2号机组主要技术规范见表1：
表1：1号、2号汽轮机主要技术规范表
2.问题的提出：
根据工程建设计划及热负荷调查结果，在25MW背压机组完成72+24小时整套启动时运行后，外界热负荷最低为50t/h，不能满足背压机组最低稳定运行最小蒸汽流量110t/h要求。在初步设计审查阶段，提出将一台电动定速给水泵改为汽动给水泵。
3.改汽动给水泵方案论证：
3.1改汽动给水泵热力系统的拟定：
3.1.1背压机排汽作为小汽轮机进汽汽源。蒸汽温度296℃，蒸汽压力1.27(+0.29/-0.19)Mpa。
3.1.2小汽轮机排汽回收到除氧器。除氧器正常工作压力0.588Mpa，考虑管损小汽轮机排汽压力为0.65Mpa，对应排汽温度为240℃。
3.2两种方案可行性分析：
3.2.1按照一台电动给水泵100%容量（270t/h）选择汽动给水泵方案。
1）小汽机的工作工况为：进汽压力1.27MPa（a），排汽温度296℃；排汽压力0.65MPa（a），排汽温度235℃。在进出口参数焓降如此小的情况下，小汽机制造单位给出的进汽量约为60t。调研发现此种型式的汽轮机很难达到所需的通流面积，缺少制造工艺及运行业绩的保障。
2）若降低小汽轮机排汽压力以减少进汽量，但小汽轮机排汽压力低于除氧器正常工作压力。
3）综合多方原因，按照一台电动给水泵100%容量选择汽动给水泵方案不合理。
3.3.2按照一台电动给水泵50%容量选择两台汽动给水泵方案。
1）根据调研，额定功率850KW的小汽机，在相同边界条件下进汽量30t/h。小汽机排汽进加热蒸汽母管，作为除氧器与化补水加热器的工作汽源。汽源不足部分由1号背压机组排汽或抽凝机三抽来补充和调节。
2）按照#1背压汽轮机110t/h最低核算，此工况下化补水为120t/h，可消化小汽机排汽参数下蒸汽量39t。因此单台汽动给水泵运行，其排汽量可以消化掉。
3)综合考虑，确定按照一台电动给水泵50%容量选择两台汽动给水泵方案。改造后热力系统简图见图2。
图2：改造后热力系统简图
4.机组调试运行期间运行效果
4.1当外界热负荷需求在80t/h负荷下，启动一台汽动给水泵满负荷运行消化热负荷30t/h，对应化补水流量在120t/h，给水流量不足部分，由电动调速给水泵调节补充，运行工况稳定。
4.2当外界热负荷需求在150t/h状况下，启动两台汽动给水泵满负荷运行消化热负荷60t/h，对应化补水流量在220t/h。给水流量不足部分，由电动调速给水泵调节补充，运行工况稳定。
4.3汽动给水泵故障退出时，锅炉给水由电动调速给水泵供应或启动电动给水泵，除氧器加热汽源由背压机排汽或抽凝机三抽供应。汽动给水泵故障跳闸期间，同时确保给水流量和除氧器压力问题，增加事故处理难度，易出现锅炉断水及除氧器失压现象。
4.4机组调试期间，由于汽动给水泵配套小汽机有效压降较小，对小汽轮机调门特性要求较高，出现给水流量调整滞后及小汽轮机超速现象。
5．经济效益分析
为评价改造后的经济效果，在外界热负荷90t/h工况下，分别进行50MW抽凝机单独运行、25MW背压机单独运行热力试验。并根据锅炉蒸发量折算成煤耗及供热和供电收入。评价背压机单独运行经济效益。
50MW机组单独运行对应锅炉蒸发量175Tt/h，对应机组发电功率17.9MW；25MW背压机单独运行对应锅炉蒸发量139t/h,对应机组发电量14.1MW。
220t/h煤粉锅炉产汽煤耗为0.095t煤/t汽，标煤单价按照1000元/吨计算，上网电价按照400元/Kkwh计算，供热蒸汽按照200元/吨计算。
经计算，采用25MW背压机组运行方式较采用50MW抽凝机运行方式单位小时综合效益高1900元，年利用小时按照6000小时计算，年经济效益1140万元。
6．结论
合肥经济技术开发区热电厂提出将一台电动给水泵改为两台汽动给水泵做法是可行的，在一定热负荷范围内，解决了外界热负荷需求与1号背压式汽轮发电机组稳定运行最小蒸汽流量不配套的问题。该方案从热电厂内部采取措施，为1号背压式汽轮发电机组尽快启动创造了条件，年经济效益1140万元；另一方面，方案提出时间处于初步设计阶段，有效减少了设备改造费用的投入。
该方案实施后，系统趋于复杂，增加了运行操作、运行管理工作的难度，必须制定针对性的防范措施。
参考文献：
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[2]王锦荣，吴日舜.锅炉给水泵的经济运行和改进[M].北京.水利电力出版社，1991
[3]张春发，张燕，董丽娟，冷健.电动给水泵和汽动给水泵的经济性比较研究[J].电力科学与工程.2006，（1）：31-33