给水泵汽轮机排汽方式不同对机组性能的影响

2010-08-18张颖，夏豹，陈鹏

东北电力技术 2010年10期

张颖，夏豹，陈鹏

(华北电力大学，河北保定 071003)

1 中小热电厂汽动给水泵排汽方式

中小热电厂给水泵常采用电动机拖动。采暖期最大热负荷时全厂锅炉蒸发量如有富余，为节省给水泵厂用电，可将电动泵改为汽动泵，利用富余新汽进入汽动泵汽轮机，其排汽进入外供热网系统，可增加外供电量，提高经济效益，但不可能有节能效益。若采用供热抽汽驱动给水泵汽轮机，排汽排入回热系统除氧器作为加热蒸汽，回收节流损失来驱动小汽轮机，经济效益和节能效益均为最大。

1.1 用富余新汽拖动给水泵

以3×75 t/h中温中压CFB锅炉2×C12－3.43/0.98抽凝机组为例，其采暖期负荷为100 t/h，非采暖期负荷为75 t/h。常规设计3台锅炉配4台电动给水泵，1台备用，3台运行。根据新汽富余量和给水量要求，选用2台汽动给水泵，小型背压汽轮机作功后的排汽同0.98 MPa供热抽汽汇合后外供。汽动给水泵汽轮机的主要参数:额定功率为250 kW，进汽压力为3.5 MPa，进汽温度为450℃，进汽量为7 t/h，排汽压力为0.98 MPa，排汽温度为330℃，排汽焓值为3 176 kJ/kg，额定转速为3 000 r/min。

由表1可知，在发电量和供热量不变的情况下，锅炉产汽量增加4 t/h(冷源损失增加约4 t/h)，发电煤耗略有增加，有经济效益无节能效益。

表1 不同给水泵的主要技术经济指标

1.2 用抽汽驱动汽动给水泵

以装机容量30 MW、2×C12－3.43/0.98抽凝机组和1台C6－3.43/0.98抽凝机组配置4台75 t/h中压中温锅炉为例，其除氧器用汽量为12 t/h。原采用工业抽汽参数为0.98 MPa和310℃，经节流减压送往大气式除氧器。若采用抽汽驱动汽动给水泵的方案，可回收节流损失。投资虽增加87万元，但上网电收入年增加322万元，经济效益良好。在保证发电标准煤耗和供热标准煤耗不变时，可多供电1 000 kW，兼顾了节能与热经济性。

2 300 MW湿冷机组排汽方式

2.1 常规排入主凝汽器

如图1所示，常规小汽轮机的排汽直接引入主机凝汽器[1]。

2.1.1 排汽压力变化的耗差

给水泵用汽量增大使4段抽汽等效焓降降低，煤耗增大。排汽直接进入主凝汽器必然引起凝汽器真空度降低，排汽压力增大。此时，排汽焓的变化引起机组有效焓降的变化;凝结水温的改变引起最末一级低压加热器抽汽量的变化。

图1 常规小汽轮机排汽热力系统

式中:bb、ηi、hc、hn、h8、η′分别为标准煤耗、汽轮机内效率、排汽焓、凝结水焓、第8段抽汽焓和抽汽效率;ΔH1为排汽压力变化导致新蒸汽作功减少;ΔH2为凝结水温变化、第8段抽汽变化导致新蒸汽等效焓降增加。

2.1.2 计算结果

以某300 MW机组为例，分析小汽轮机排汽排入凝汽器时的排汽压力和机组煤耗等变化情况。计算结果如表2所示。

由此可知，排汽压力升高1 kPa，标准煤耗增加约0.68 g/kW·h。

2.2 加装小汽轮机排汽冷却器

如图2所示，在除盐装置DE后加一排汽冷却器，设计为混合式。凝结水在冷却器内经过雾化喷嘴雾化后与排入冷却器的小汽轮机排汽混合，混合后的凝结水经凝结水升压泵BP送入轴封加热器加热[5]。

表2 排汽进入凝汽器前后主要参数

图2 加装排汽冷却器的热力系统

表3 改造前后机组的主要热经济性指标[4]

以某300 MW机组为例，其主蒸汽流量D0=918 t/h，主蒸汽排汽压力pc=5.4 kPa，排汽焓hc=2 359.7 kJ/kg;凝结水流量Dn=695.83 t/h，凝汽器蒸汽负荷 Dc=563.31 t/h，凝结水焓 hn=143.4 kJ/kg;给水泵小汽轮机排汽压力为6.57 kPa，进汽焓值 hxq=3 134.2 kJ/kg，排汽焓 hcq=2 477.7 kJ/kg，小汽轮机的抽汽份额 αxq=0.037 933。

由表3可知，加装小汽轮机排汽冷却器后，机组装置效率提高约0.037%，标准煤耗能降低0.24 g/kW·h。