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摘要:通过典型的热电联产项目，提取相关参数，将热网首站热网循环泵两种驱动方式从投资及运行费用等方面进行经济性、技术比较，得出采用汽泵方案的经济性高于电泵方案，在工程条件允许的情况下，采用汽动热网循环泵在技术、经济性方面都是可行的。
关键字:热网循环泵驱动方式
中图分类号：TB752文献标识码： A
1、引言
随着我国火电机组的单机容量逐渐增大，火力发电厂附属设备容量也在增加。为减少厂用电率，提高机组的运行经济性，同时也受到单台大容量电动机设计和制造上的技术限制，我国300MW及以上机组的给水泵大多采用汽轮机驱动方式。300MW以上机组的增压风机与引风机合并后，也有采用汽轮机驱动的趋势。作为热网首站最大的耗电设备，热网循环水泵采用汽动泵方案也日趋成熟。本文以北方地区某2×350MW热电联产工程为例进行探讨。
2、主机参数
2.1工程概况
该工程是2×350MW热电联产项目，项目投产后，可提供1100万m2供热能力。本期工程建设规模为2×350MW超临界间接空冷供热机组，配置2×1235t/h循环流化床锅炉，同步建设脱硫、脱硝装置，考虑脱汞条件。不考虑扩建。每台机组的额定采暖抽汽量为500t/h，最大采暖抽汽量为580t/h。两台机供热能力为724MW，热网加热器汽源来自1、2号汽轮机5段抽汽，抽汽压力约为0.4MPa，温度224.1℃。热网首站按单元制设计，即每台机组抽汽供2台加热器使用，共设置4台热网加热器，在最大热负荷时，4台热网加热器同时运行，将水从70℃加热到130℃；当1台热网加热器停运时，可满足75％的热负荷需求，满足规程要求。暂定设4台汽动熱网循环泵，不设备用。
2.2主机参数
三大主机均以东方电气集团公司的产品为例，锅炉为东方锅炉集团股份有限公司生产的超临界燃煤直流锅炉；汽轮机为东方汽轮机厂有限责任公司生产的超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机；发电机为东方发电机厂有限责任公司生产的汽轮发电机（冷却方式：水、氢、氢）。
主机设备型号、参数及主要技术规范如下：
2.2.1锅炉：
超临界循环流化床，一次中间再热直流炉，全钢架悬吊结构、半露天布置、固态排渣；最大连续蒸发量(B-MCR)为1235t/h；锅炉效率91.8%，排烟温度120℃。
2.2.2汽轮机：
采用超临界、一次中间再热、间接空冷供热凝汽式汽轮发电机组，额定功率350MW，额定进汽量1175.3t/h，供热抽汽压力0.4Mpa，额定采暖抽汽量为500t/h，最大采暖抽汽量为580t/h，7级回热抽汽系统（3高加＋1除氧＋3低加），低加疏水采用逐级回流，除氧器滑压运行。
2.2.3发电机：
额定功率350MW，水氢氢或双水内冷冷却方式，功率因数0.85，频率50Hz。
3、常规热网循环水泵驱动方式
3.1电动热网循环泵驱动方式
热网循环水泵是热网首站中耗能最大的设备，常规的驱动方式均为电动机驱动。考虑到热网运行过程中分阶段、变流量质调节的需要，通常设有一定的调节手段。常规的调节手段主要有：液力偶合器调速和高压变频调速方式。
3.1.1液力偶合器调速方式
液力耦合器是一种利用液体介质传递转速的机械设备，其主动输入轴端与原传动机相联结，从动输出轴端与负载轴端联结，通过调节液体介质的压力，使输出轴的转速得以改变。理想状态下，当压力趋于无穷大时，输出转速与输入转速相等，相当于钢性联轴器。当压力减小时，输出转速相应降低，连续改变介质压力，输出转速可以得到低于输入转速的无级调节。
液力偶合器是一种耗能型的机械调速装置，调速越深(转速越低)损耗越大，特别是恒转矩负载，由于原传动输入功率不变，损耗功率将转速损失成比例增大。
对于风机泵类负载，由于负载转矩按转速平方率变化，原传动输入功率则按转速的平方率降低，损耗功率相对小一些，但输出功率是按转速的立方率减小，调速效率仍然很低。目前在热网循环水的调节很少采用此种调速方法。
3.1.2热网循环水泵变频调速方法
变频调速是用变频电源改变电动机定子绕组的频率，从而改变同步转速来实现调速。变频系统首先将电网中的交流电整流成直流电，再通过逆变器逆变为频率可调的交流电，供给交流电动机，从而改变电机的转速。这种方法具有高效率、宽范围和高精度的调速性能，规格系列齐全可以满足各种不同需求，是目前应用较为广泛的调速方法。
3.1.3电动机驱动方式的特点
电动机驱动热网循环水泵的方式，是一种常规的驱动方案。长期以来一直被用户所采用。总结起来，其特点主要有以下几方面：
1） 系统简单，运行可靠。
2） 对于300MW级供热机组由于热网循环水泵电动机功率较大，均为6KV电动机，使电气投资增加。
3） 运行时，厂用电率较高，影响电厂的经济运行指标。
4） 启动电流较大，对电气设备有冲击。
本工程如按照常规电动机拖动方案配置电动机，在考虑热网循环泵本身的效率、轴系的传动效率以及电动机效率、备用容量等因素后，选择的电动机功率约为3000KW。
3.2汽动热网循环水泵驱动方式
3.2.1汽动热网循环水泵系统组成
该工程两台350MW超临界供热机组为采暖供热机组，无工业蒸汽负荷。采暖抽汽为：五级抽汽，参数为0.4MPa(a)、258℃。工程拟采用汽轮机五段抽汽0.4Mpa蒸汽作为热网循环水泵汽轮机的汽源，汽轮机选用背压机组，排汽排至乏汽加热器汽侧系统。根据热网循环水泵的参数、小汽轮机的进汽、排汽参数以及小汽轮机的效率，小汽轮机在满足热网循环水泵额定负荷所需驱动功率时，所需的进汽量约为96t/h。
该工程热网循环水泵共设置4台，不设备用泵。正常运行时，每台运行的热网循环水泵小汽轮机进汽分别由五级抽汽供给，排汽排入乏汽加热蒸汽系统，小汽机为单元制运行方式。
当汽源不稳定或故障时，将热网循环水泵汽轮机汽源切换至老厂电动热网循环泵系统。
当运行的热网循环水泵故障时，其余热网循环泵可提供75%负荷的采暖供热需求。
汽动热网循环水泵无需调速装置，运行过程中通过控制小汽轮机的转速来调节热网循环水泵。调节灵活、方便，而且具有较高的调节经济性。
小汽轮机的进汽采用0.4Mpa五级抽汽来蒸汽，排汽可以直接加热首站热网循环水。因此小汽轮机选型为背压式汽轮机。
4、两种驱动方式经济性比较
电动机驱动和小汽轮机驱动在火力发电厂中都是常规的驱动辅机方式，每种驱动方式都有自身的特点。无论采用那种方式都能达到使用目的，在设备的安全可靠性上都能满足要求。下面从两种驱动方式的投资和运行经济性两个方面进行综合比较。
4.1 投资比较
两种驱动方式的投资比较中，电动机驱动方案的调速装置暂按变频装置考虑。通过咨询相关的生产厂家、参考《火电工程限额设计参考造价指标（2012年水平）》等资料，两种方案全厂的投资进行比较如下：
由此可知，汽轮机驱动方式比电动机驱动方式节约投资176万元。
4.2 运行经济性比较
运行经济性比较的原则是：将两种驱动方案在采暖期发电量设定为相同，所以非采暖期两种驱动方式在发电量以及厂用电率等方面没有变化，所以只比较采暖期两种驱动方案的经济性。以汽机厂提供的汽轮机主蒸汽进汽量1235t/h、额定抽汽500t/h的电动机驱动方式为基准，进行比较。具体比较结果如下表所示：
注1：采用汽动泵方案后，使汽泵方案的发电功率少于电泵方案，为使两种方案的发电量一致，必须加大汽泵方案的主蒸汽进汽量。
注2：采用汽动泵方案后，在采暖期厂用电率低于电泵方案。
注3：以上为一台机组采暖期数值。
4.3 年费用比较
由运行经济性分析计算可以看出，在同样供热量的情况下，汽泵方案比电泵方案每个采暖期多供电6.39X106kw.h电能。同时，汽动泵方案比电泵方案每个采暖期多耗煤量为3133.24t。
如煤价格按550元/吨、上网电价按0.3887元/kw.h计算，则单台机组采用汽泵方案每年可比电泵方案多收益约100万元，两台机组则可以多收益约200万元。
5、结论
从汽泵系统设置的方案上看，采用汽泵是可行的。同时从投资和运行经济性分析可以看出，采用汽泵方案投资略高于电泵方案，但其具有更好的调节性能，运行经济性也优于电泵方案。在发电设备利用小时数同为5000h的情况下，两台机组每年可以为发电企业增加约200万元左右的收益。因此在工程条件允许的情况下，采用汽动热网循环泵在技术、经济性方面都是可行的。
作者简介：马俊杰 1981年男新疆乌鲁木齐市2004年7月毕业于上海电力学院热能与动力工程专业中级职称
关键字:热网循环泵驱动方式
中图分类号：TB752文献标识码： A
1、引言
随着我国火电机组的单机容量逐渐增大，火力发电厂附属设备容量也在增加。为减少厂用电率，提高机组的运行经济性，同时也受到单台大容量电动机设计和制造上的技术限制，我国300MW及以上机组的给水泵大多采用汽轮机驱动方式。300MW以上机组的增压风机与引风机合并后，也有采用汽轮机驱动的趋势。作为热网首站最大的耗电设备，热网循环水泵采用汽动泵方案也日趋成熟。本文以北方地区某2×350MW热电联产工程为例进行探讨。
2、主机参数
2.1工程概况
该工程是2×350MW热电联产项目，项目投产后，可提供1100万m2供热能力。本期工程建设规模为2×350MW超临界间接空冷供热机组，配置2×1235t/h循环流化床锅炉，同步建设脱硫、脱硝装置，考虑脱汞条件。不考虑扩建。每台机组的额定采暖抽汽量为500t/h，最大采暖抽汽量为580t/h。两台机供热能力为724MW，热网加热器汽源来自1、2号汽轮机5段抽汽，抽汽压力约为0.4MPa，温度224.1℃。热网首站按单元制设计，即每台机组抽汽供2台加热器使用，共设置4台热网加热器，在最大热负荷时，4台热网加热器同时运行，将水从70℃加热到130℃；当1台热网加热器停运时，可满足75％的热负荷需求，满足规程要求。暂定设4台汽动熱网循环泵，不设备用。
2.2主机参数
三大主机均以东方电气集团公司的产品为例，锅炉为东方锅炉集团股份有限公司生产的超临界燃煤直流锅炉；汽轮机为东方汽轮机厂有限责任公司生产的超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机；发电机为东方发电机厂有限责任公司生产的汽轮发电机（冷却方式：水、氢、氢）。
主机设备型号、参数及主要技术规范如下：
2.2.1锅炉：
超临界循环流化床，一次中间再热直流炉，全钢架悬吊结构、半露天布置、固态排渣；最大连续蒸发量(B-MCR)为1235t/h；锅炉效率91.8%，排烟温度120℃。
2.2.2汽轮机：
采用超临界、一次中间再热、间接空冷供热凝汽式汽轮发电机组，额定功率350MW，额定进汽量1175.3t/h，供热抽汽压力0.4Mpa，额定采暖抽汽量为500t/h，最大采暖抽汽量为580t/h，7级回热抽汽系统（3高加＋1除氧＋3低加），低加疏水采用逐级回流，除氧器滑压运行。
2.2.3发电机：
额定功率350MW，水氢氢或双水内冷冷却方式，功率因数0.85，频率50Hz。
3、常规热网循环水泵驱动方式
3.1电动热网循环泵驱动方式
热网循环水泵是热网首站中耗能最大的设备，常规的驱动方式均为电动机驱动。考虑到热网运行过程中分阶段、变流量质调节的需要，通常设有一定的调节手段。常规的调节手段主要有：液力偶合器调速和高压变频调速方式。
3.1.1液力偶合器调速方式
液力耦合器是一种利用液体介质传递转速的机械设备，其主动输入轴端与原传动机相联结，从动输出轴端与负载轴端联结，通过调节液体介质的压力，使输出轴的转速得以改变。理想状态下，当压力趋于无穷大时，输出转速与输入转速相等，相当于钢性联轴器。当压力减小时，输出转速相应降低，连续改变介质压力，输出转速可以得到低于输入转速的无级调节。
液力偶合器是一种耗能型的机械调速装置，调速越深(转速越低)损耗越大，特别是恒转矩负载，由于原传动输入功率不变，损耗功率将转速损失成比例增大。
对于风机泵类负载，由于负载转矩按转速平方率变化，原传动输入功率则按转速的平方率降低，损耗功率相对小一些，但输出功率是按转速的立方率减小，调速效率仍然很低。目前在热网循环水的调节很少采用此种调速方法。
3.1.2热网循环水泵变频调速方法
变频调速是用变频电源改变电动机定子绕组的频率，从而改变同步转速来实现调速。变频系统首先将电网中的交流电整流成直流电，再通过逆变器逆变为频率可调的交流电，供给交流电动机，从而改变电机的转速。这种方法具有高效率、宽范围和高精度的调速性能，规格系列齐全可以满足各种不同需求，是目前应用较为广泛的调速方法。
3.1.3电动机驱动方式的特点
电动机驱动热网循环水泵的方式，是一种常规的驱动方案。长期以来一直被用户所采用。总结起来，其特点主要有以下几方面：
1） 系统简单，运行可靠。
2） 对于300MW级供热机组由于热网循环水泵电动机功率较大，均为6KV电动机，使电气投资增加。
3） 运行时，厂用电率较高，影响电厂的经济运行指标。
4） 启动电流较大，对电气设备有冲击。
本工程如按照常规电动机拖动方案配置电动机，在考虑热网循环泵本身的效率、轴系的传动效率以及电动机效率、备用容量等因素后，选择的电动机功率约为3000KW。
3.2汽动热网循环水泵驱动方式
3.2.1汽动热网循环水泵系统组成
该工程两台350MW超临界供热机组为采暖供热机组，无工业蒸汽负荷。采暖抽汽为：五级抽汽，参数为0.4MPa(a)、258℃。工程拟采用汽轮机五段抽汽0.4Mpa蒸汽作为热网循环水泵汽轮机的汽源，汽轮机选用背压机组，排汽排至乏汽加热器汽侧系统。根据热网循环水泵的参数、小汽轮机的进汽、排汽参数以及小汽轮机的效率，小汽轮机在满足热网循环水泵额定负荷所需驱动功率时，所需的进汽量约为96t/h。
该工程热网循环水泵共设置4台，不设备用泵。正常运行时，每台运行的热网循环水泵小汽轮机进汽分别由五级抽汽供给，排汽排入乏汽加热蒸汽系统，小汽机为单元制运行方式。
当汽源不稳定或故障时，将热网循环水泵汽轮机汽源切换至老厂电动热网循环泵系统。
当运行的热网循环水泵故障时，其余热网循环泵可提供75%负荷的采暖供热需求。
汽动热网循环水泵无需调速装置，运行过程中通过控制小汽轮机的转速来调节热网循环水泵。调节灵活、方便，而且具有较高的调节经济性。
小汽轮机的进汽采用0.4Mpa五级抽汽来蒸汽，排汽可以直接加热首站热网循环水。因此小汽轮机选型为背压式汽轮机。
4、两种驱动方式经济性比较
电动机驱动和小汽轮机驱动在火力发电厂中都是常规的驱动辅机方式，每种驱动方式都有自身的特点。无论采用那种方式都能达到使用目的，在设备的安全可靠性上都能满足要求。下面从两种驱动方式的投资和运行经济性两个方面进行综合比较。
4.1 投资比较
两种驱动方式的投资比较中，电动机驱动方案的调速装置暂按变频装置考虑。通过咨询相关的生产厂家、参考《火电工程限额设计参考造价指标（2012年水平）》等资料，两种方案全厂的投资进行比较如下：
由此可知，汽轮机驱动方式比电动机驱动方式节约投资176万元。
4.2 运行经济性比较
运行经济性比较的原则是：将两种驱动方案在采暖期发电量设定为相同，所以非采暖期两种驱动方式在发电量以及厂用电率等方面没有变化，所以只比较采暖期两种驱动方案的经济性。以汽机厂提供的汽轮机主蒸汽进汽量1235t/h、额定抽汽500t/h的电动机驱动方式为基准，进行比较。具体比较结果如下表所示：
注1：采用汽动泵方案后，使汽泵方案的发电功率少于电泵方案，为使两种方案的发电量一致，必须加大汽泵方案的主蒸汽进汽量。
注2：采用汽动泵方案后，在采暖期厂用电率低于电泵方案。
注3：以上为一台机组采暖期数值。
4.3 年费用比较
由运行经济性分析计算可以看出，在同样供热量的情况下，汽泵方案比电泵方案每个采暖期多供电6.39X106kw.h电能。同时，汽动泵方案比电泵方案每个采暖期多耗煤量为3133.24t。
如煤价格按550元/吨、上网电价按0.3887元/kw.h计算，则单台机组采用汽泵方案每年可比电泵方案多收益约100万元，两台机组则可以多收益约200万元。
5、结论
从汽泵系统设置的方案上看，采用汽泵是可行的。同时从投资和运行经济性分析可以看出，采用汽泵方案投资略高于电泵方案，但其具有更好的调节性能，运行经济性也优于电泵方案。在发电设备利用小时数同为5000h的情况下，两台机组每年可以为发电企业增加约200万元左右的收益。因此在工程条件允许的情况下，采用汽动热网循环泵在技术、经济性方面都是可行的。
作者简介：马俊杰 1981年男新疆乌鲁木齐市2004年7月毕业于上海电力学院热能与动力工程专业中级职称