给水泵电改汽的经济效益分析

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1、给水泵电改汽的经济效益分析给水泵电改汽的经济效益分析廖开友华能重庆珞璜发电有限责任公司地址重庆402283；摘要：某电厂由于脱硫电耗、制粉系统电耗、电动给水泵电耗及循环水泵电耗高的原因，厂用电率较高，节能减排2电厂设备概况压力大。本文详细介绍了某电厂1号汽轮机组给水泵电改某电厂1号汽轮机系法国汽工程的背景和机组设备概况。1号机组原先配备3台50%GEC-ALSTHOM公司制造的亚临界中间再热容量电动给水泵组，电厂于2009年9月大修中，将1号单轴三缸双排汽凝汽式汽轮机，锅炉为法国电动给水泵组拆除，安装一台100%容量汽动给水泵组。STEIN公司制造的露天布置、亚临界参数、

2、正常情况下汽动给水泵运行，两台电动给水泵停运备用，强制循环、一次再热、拱形炉膛、W火焰固态排当汽动给水泵故障时启动两台电动给水泵仍能带满负荷。渣、汽包炉。该机组于1991年6月28日首次并1号机给水泵电改汽工作于2009年11月12日启动正常，网带负荷，同年9月11日投产发电。1号机组原其后设备运行情况良好。＃1机组在发电量不变的情况下先配备3台50%容量电动给水泵组（厂内编号#1，上网电量增多，机组厂用电率大幅度下降，供电煤耗降低，#2，#3），电厂于2009年9月大修中，将1号电有利于节能减排，具有可观的经济效益。动给水泵组拆除，安装一台100%容量汽动给水泵组。正常

3、情况下汽动给水泵运行，两台电动给水关键词：汽轮机电动给水泵改汽泵经济性比较经泵停运备用，当汽动给水泵故障时启动两台电动济效益分析给水泵仍能带满负荷。1给水泵电改汽背景2.1给水泵为电动机驱动下1号汽轮机主要技在国家实行节能减排调度政策下，电泵运行术规范如下：竞争优势不复存在；在部分负荷下，由于偶合器额定出力364.24MW运行效率较汽轮机效率下降过多，致使电动给水最大出力388.37MW泵组效率较低；也由于技术的提高，相应小汽轮额定主蒸汽压力17.9MPa机、给水泵效率均有所提高。基于以上原因，在额定主蒸汽温度538℃30万等级机组上进行给水泵电动改汽动技改工作额定再热蒸

4、汽压力3.781MPa就显得非常必要。额定再热蒸汽温度538℃某电厂由于脱硫电耗、制粉系统电耗、电动额定主蒸汽流量1017.5t/h给水泵电耗及循环水泵电耗高的原因，厂用电率额定排汽压力4.9kPa较高，节能减排压力大。该厂处于小电网内，经额定工况给水温度255.59℃常调功至50%，电动给水泵在低负荷时效率较低，汽轮发电机组毛热耗率7624.4kJ/kWh。给水泵厂用电率最高达2.8%。在国家节能调度政策影响下，为了更好的提高机组竞争力，充分开2.2给水泵为小汽轮机驱动下1号汽轮机主要发利用机组主、辅设备潜力，该厂决定对厂内四技术规范如下：台进口机组进行汽动给水泵改造工

5、作，进一步降低厂用电率，增加电厂净供电率，提高该厂在同额定出力360.04MW类机组中的竞争力。下面以该厂1号机组电改汽最大出力379.75MW情况来进行经济型分析。额定主蒸汽压力17.9MPa额定主蒸汽温度538℃1133重庆市电机工程学会2010年学术会议论文额定再热蒸汽压力3.8022MPa析试验，现场试验于2009年12月3日至12月额定再热蒸汽温度538℃15日完成。额定主蒸汽流量1032t/h额定排汽压力4.9kPa4.1试验结果分析额定工况给水温度256.14℃4.11由于机组一部分蒸汽（五段抽汽）用于汽轮发电机组热耗率7808.7kJ/kWh。小汽轮机拖动

6、给水泵运行，所以汽泵运行工2.3电动给水泵组概况况的汽轮机毛热耗率都高于电泵运行工况。360MW工况两者相差191.78kJ/kWh，主给水泵为ALSTOM产品，型号为HPTmk270MW工况两者相差159.06kJ/kWh，200.320-6s/26，前置泵为ALSTOM配套，型号为200MW工况两者相差139.09kJ/kWh。ZER250-5560，前置泵、给水泵由同一台电动机4.12汽泵运行工况的汽轮机净热耗率都低于驱动，前置泵与电机直连，给水泵通过液力耦合电泵运行工况，360MW工况两者相差15.69器相连。kJ/kWh，270MW工况两者相差48.48kJ/k

7、Wh，200MW工况两者相差11.61kJ/kWh。出现这2.4汽动给水泵组概况样情况的原因是电动给水泵组和汽动给水泵组效率的变化并不一致引起的。在正常情况新建汽动给水泵组布置在汽机房零米层，给下，额定出力时电泵组效率高于汽泵组效率，水泵驱动汽轮机采用上排汽方式，小汽轮机排汽但由于电泵组运行时间较长效率较设计值有直接进入主凝汽器，且主给水泵、小汽轮机、前所降低，所以360MW工况汽泵组效率63.55%置泵同轴布置，前置泵与小汽轮机通过减速器连比电泵组效率略高0.16个百分点。在270MW接。小汽轮机工作汽源采用主机五段抽汽。工