发电厂机组锅炉给水泵投资大，运行维护费用高，其设计选型不仅影响其自身运行的安全性和经济性，而且对整个发电厂的稳定性、经济性起着至关重要的作用^[1]。本文对中国神华能源股份有限公司胜利能源分公司（以下简称胜利发电厂）锅炉给水泵在选型过程中的汽动和电动2种驱动配置方式进行比较，结合现场实际情况进行选型分析，为本工程给水泵配置方式的决策提供建议。

胜利发电厂地处内蒙古东部的锡林浩特地区，该地区褐煤资源富集，水资源匮乏。发电厂新建2×660 MW机组是国家大气污染防治计划12条重点输电通道之一的锡盟—北京东—天津南—济南特高压输电工程的配套送出项目。工程采用高效超超临界机组，锅炉为单炉膛、四角切圆燃烧、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全悬吊结构、紧身封闭布置、Π型变压运行直流锅炉，额定蒸汽参数29.3MPa/605 ℃/623 ℃，BMCR 工况最大连续蒸发量2145 t/h；汽轮机采用一次中间再热、三缸两排汽、单轴、双背压、空冷凝汽式汽轮机，额定功率660 MW,TRL 工况进汽流量为2081 t/h，额定初参数为28MPa/600 ℃/620 ℃，额定设计背压9 kPa。

间接空冷机组给水泵汽轮机（以下简称小机）有2种排汽方式，即：小机设置独立的凝汽器和小机排汽直接进入主机凝汽器。

从目前国内大容量机组运行情况来看，由于凝汽器内部有导流板，对小机排汽的方向进行引导控制，因此小机排汽进入主机凝汽器对主机的安全性基本没有影响。但由于小机排汽与主机排汽方向不同，因此对主机排汽有干扰。另外与小机设置独立的凝汽器相比，由于要考虑小机直排主机凝汽器的排汽流量，主机凝汽器的换热面积应大一些；但低压缸排汽口的尺寸是一定的，凝汽器只能通过增加高度来增大面积，这样在排汽量增大和凝汽器高度增加的情况下，排汽阻力对主机背压将产生不利影响。而设置独立的凝汽器，既可以避免相互扰动，也可以减少排汽阻力、降低对主机背压的影响，同时小机和主机的系统分离，也有利于机组分部调试。

从投资费用看，小机设置独立的凝汽器虽然增加了凝汽器数量，但减小了主机凝汽器面积，因此2种方式的主机和小机在凝汽器和空冷系统上的总造价是相当的；同时设置独立的凝汽器还可取消排汽蝶阀，因此对于间接空冷机组来说，此方式虽然在系统及布置上略复杂，但运行经济性较好，初投资略低，因此，本工程推荐采用小机设置独立凝汽器的方式^[2]。

在选择汽动给水泵的数量及其容量时，要根据机组功率、设备的可靠性、初投资等因素来确定。

国际上已运行的600 MW机组中，日本电厂多采用2×50%容量的汽动给水泵，美国及欧洲电厂多采用1×100%容量汽动给水泵，且美国电厂不设备用电动泵。国内目前600 MW机组的给水系统中多采用2×50%容量汽动给水泵^[3]。

近年来，从中国电力企业联合会电力可靠性管理中心发布的电力可靠性指标来看，随着我国电站设备制造、装备水平以及电站设备的运行维护水平的提高，给水泵组的非计划停运时间逐年递减，其容量与运行的可靠性无关^{[2, 3]}。因而在配置汽动给水泵时，选择2×50%容量的汽动给水泵或1×100%容量的汽动给水泵均能满足机组的安全稳定运行要求。

采用1×100%容量的汽动给水泵，由于设备数量少，系统简单，易于控制、维护，年维护检修费用较2×50%容量的汽动给水泵低。

根据相关资料统计^[4]，1×100%容量的汽动给水泵效率较2×50%汽动给水泵高1%。而且国产1×100%容量小汽轮机汽耗率较2×50%容量小汽轮机约低1.5%。

对于1台600 MW机组，国产1×100%容量汽动给水泵相比于2×50%容量汽动给水泵，由于主机抽汽量减少，热耗、煤耗略有降低，经核算，发电煤耗率降低约0.3 g/kWh；每年发电利用小时数按5500 h计算，本工程1台机组每年节约标煤约1089 t，折合人民币约15万元（标煤价按133元/t计）。

660 MW机组的1×100%容量汽动给水泵方案与2×50%容量汽动给水泵方案的主要设备初投资比较见表 1。由表 1可以看出，国产1×100%容量汽动给水泵的价格略低于2×50%容量汽动给水泵。

表1(Table 1)

表 1 2种方案汽动给水泵初投资比较1）

表 1 2种方案汽动给水泵初投资比较1）

从以上分析可以看出，2种汽动给水泵组的可靠性均可满足机组运行要求。经综合比较，本工程推荐采用1×100%容量汽动给水泵配置方案。

目前国内部分电厂将前置泵由电动驱动改为汽动驱动，前置泵与主泵同轴布置，前置泵由小机同轴驱动，这样，在额定工况下可节约0.14%的厂用电率，年利用小时数按5500 h计算，1台机组可节约厂用电量5350 MWh/a；以此计算，1台机组每年可创收110万元。同时小机进汽量增加约5.4 t/h，发电煤耗率将增加约0.53 g/kWh，单台机组每年增加发电标准煤耗约1750 t；标煤按133元/t计算，则多增费用24万元/a。由此可见，前置泵与主泵同轴布置可节约费用86万元/a。但是，前置泵采用传统的电动驱动形式与采用同轴布置形式相比发电煤耗率基本相当，因而采用前置泵与主泵同轴布置可为电厂带来一定的经济效益，但在节能降耗方面对社会没有贡献。

如果考虑检修方便，可将前置泵与主泵同轴布置在运转层13.7 m高度处，但这种方案使前置泵入口有效汽蚀余量减少，因此必须将除氧器位置抬高，以保证前置泵不发生汽蚀，由此使得土建成本增加。

给水泵组也可同轴布置在汽机房零米位置，小机采用上排汽方式接入主机凝汽器，这样不用抬高除氧器，不增加土建投资。但是小机采用上排汽的方式容易造成排汽管道的疏水向小机回流，对小机的正常运行产生不利影响。另外，若汽动给水泵组放置在汽轮机房零米位置，其检修维护不及放置在运转层方便。如果汽轮机房采用天车检修，中间层和运转层均需开孔，占用空间较大。若汽动给水泵组放置在除氧间零米处，则会对高、低压加热器及其管道的布置产生不利影响，还会影响加热器、阀门等设备的检修空间。

若小机自带凝汽器，也可以将给水泵组同轴布置在中间层，除氧器层不必抬高太多，可减少土建成本的增加量。

综合考虑设备运行安全、检修便利程度及设备投资等方面因素，本工程决定将前置泵与主泵同轴布置在与主机同高度的运转层13.7 m处。

随着国家对上网电价的调整，发电企业赢利空间进一步缩小，降低工程的初投资来提高发电企业的市场竞争力成为必然。减少电动给水泵的数量可显著压缩投资成本。汽动给水泵的可靠性高，由汽动给水泵或小汽轮机的故障而引起机组非停事故并不多见，因而取消备用电动给水泵对机组的安全运行影响不大^[5]。

系统设置备用给水泵时，为保证备用给水泵快速投入，给水泵将长期处于热备用状态，且要考虑设置并泵的给水调节及给水泵的自动投入功能等诸多因素。如果取消备用电动给水泵，在仪表和电气设备方面可减少很多控制环节，简化系统配置，减少运行费用。

因此，从技术上来看，取消备用电动给水泵是可行的，机组在启停和运行过程中不受影响。

对于新建机组，若不设启动电动给水泵，直接由汽动给水泵启动，小机在机组启动和停机过程中必须依赖厂用蒸汽系统的稳定运行，因此机组须具备稳定可靠的启动汽源。如果取消启动电动给水泵，需增设1台35 t/h的启动燃煤锅炉。1台35 t/h的启动燃煤锅炉的成套价格约为575万元（2013年限额），锅炉的标煤耗量约4 t/h，在启动期间机组的启动调试时间一般为480 h，1台35 t/h燃煤锅炉的煤耗量约1200 t，煤价按133元/t计，则1台35 t/h的燃煤锅炉在启动调试期间将消耗约16万元的燃煤。而1台启动电动给水泵的价格仅为345万元（2013年限额），运行费用也较燃煤锅炉低。

另外，如不设置启动电动给水泵，小机宜自带凝汽器；否则，小机排汽需直接进入主机凝汽器，一定程度上影响机组的安装调试工期或机组停机后的启动时间。

综上所述，对于新建工程，宜设置启动电动给水泵。根据目前600 MW机组的运行经验，启动电动给水泵按30%容量配置即可。

启动电动给水泵的作用就是在机组启动时为锅炉提供给水，待机组负荷上升、汽动给水泵启动后，启动电动给水泵即退出运行。基于启动电动给水泵的使用时间较短，且2台机组不会同时使用，因此2台机组拟共用1台启动电动给水泵。

相比传统的单元制系统，2台机组共用1台启动电动给水泵的最大优点是节省了1台启动电动给水泵，只增加了管道费用（中低压管道大约4 t，高压管道大约6 t）。按限额设计造价水平，1台启动电动给水泵的设备费用为345万元，而管道费用约为40万元，因此，2台机组共用1台启动电动给水泵较单元制系统可节省约300万元。

作为给水系统中的主要设备，给水泵的安全运行直接关系给水系统的安全性。2台机组共用1台启动电动给水泵，将使管道系统连接复杂，存在2个方面的问题：一是共用1台启动电动给水泵将使其中1台机组的低压给水管道加长，难以达到《DL/T5054—1996火力发电厂汽水管道设计规定》的坡度要求，在一定程度上减少了给水泵的净汽蚀余量^[6]；二是2台机组的高压给水管道相连，将对全厂的安全造成巨大隐患。针对上述问题，可通过采取以下措施加以解决：

（1） 通过管道布置优化，尽量将共用给水泵靠近2台机组中间布置，以减少低压给水管道的长度及系统流动阻力，加大给水泵的净汽蚀余量；同时优化管道管径，提高换水速率，使给水箱内因闪蒸冷却的冷水较快换至给水泵入口，从而改善暂态过程中给水泵运行的安全性，避免发生汽蚀。

（2） 2台机组的高压给水管道设置隔离阀，因正常运行时电动给水泵系统停用，只要采取控制手段，防止人为误操作，就不会发生高压系统串通现象。

通过以上分析，2台机组共用1台启动电动给水泵的方案是可行的。

对于超超临界空冷机组，锅炉电动给水泵有2种配置方案，即3×50%容量的电动给水泵和3×35%容量的电动给水泵。

从目前已投产的600 MW机组运行数据来看，给水泵设备可靠性极高，备用泵投入次数极少。因此，若采用3×35%容量电动给水泵方案，取消备用电动泵，在技术上是可行的，不影响机组的正常启动和稳定运行。如按50%容量的电动给水泵配置，液力耦合器和电动机的价格均有大幅增加，故目前国内超超临界空冷机组大多采用3×35%电动给水泵方案，正常工况下3台泵同时运行，在1台泵发生事故时，机组负荷还可达到80%左右；且电动给水泵效率高，耦合器及电机制造技术成熟，可靠性高、造价低，因此，在以下的比选中按3×35%容量的电动给水泵配置与汽动给水泵方案进行比较。

汽动给水泵、电动给水泵2种方案的配置分别为：1×100%的汽动给水泵+30%的启动电动给水泵（2台机组共用）和3×35%的电动给水泵。

汽动给水泵方案的正常工作汽源来自主机的中压缸排汽，蒸汽通过小机做功后排入主机凝汽器冷却。主机增加了小机的抽汽后，其进汽量增加。一般要求锅炉BMCR工况下的蒸发量容量与汽轮机在VWO工况下的进汽量相匹配，因此汽动给水泵方案配置的锅炉容量较电动给水泵方案大2.5%左右，相应的锅炉及相关系统容量均有所增大。

汽动给水泵方案高压厂用电电压等级采用6 kV，若电动机和变压器的额定功率分别小于1000 kW和1250 kVA，采用熔断器加接触器（F+C）的方案；若电动机和变压器额定功率分别大于等于1000 kW和1250 kVA，则采用真空断路器。高压厂用变压器容量为50（/ 31.5~31.5）MVA。

电动给水泵方案系统简单，但驱动电机功率大，高压厂用电电压为10 kV，所有馈线回路均采用真空断路器，投资较大。高压厂用变压器容量为75/（40~40）MVA，大于汽动给水泵方案。2种方案设备配置比较见表 2。

表2(Table 2)

表 2 2种方案设备配置（2台机组）

表 2 2种方案设备配置（2台机组）

汽轮机主厂房按3台电动给水泵布局设计。采用汽动给水泵方案后，可根据主厂房原布置尺寸局部进行调整即可，因此主厂房指标没有变化。

2个方案管道投资不同的部分包括：电动给水泵的高压给水管道略有增加，由于汽动给水泵系统增加抽汽、疏水、轴封等管道而增加的工程量。汽动泵方案的高压给水管道较电动给水泵方案减少钢材（15NiCuMoNb）1.6 t，其他管道较电动给水泵方案增加60 t。

以上比较的条件是：

（1） 给水泵设备投资中，泵本体均采用进口芯包，电动机采用国产设备，液力耦合器均采用进口设备，汽动给水泵方案中的小机为国产设备；

（2） 电气设备电压：电动给水泵方案为10 kV、6 kV两级厂用电电压，汽动给水泵方案为6 kV一级厂用电电压。

综合以上3个方面因素，汽动给水泵方案和电动给水泵方案的初投资比较（2台机组）见表 3。由表 3可以看出，汽动给水泵方案的初投资低于电动给水泵方案。

表3(Table 3)

表 3 2台机组2种方案初投资比较

表 3 2台机组2种方案初投资比较

汽动给水泵方案的厂用电耗应计入其润滑油泵等设备的电耗，同时由于进汽量加大，还将引起汽轮机和锅炉的其他辅机电耗增加；电动给水泵方案的厂用电耗应计入电动给水泵组的电耗。

在相同的发电机输出功率下，汽动给水泵方案由于进汽量大引起耗煤量增加。各项数据汇总比较见表 4。年利用小时数按5500 h计算，2台660 MW空冷机组若采用汽动给水泵方案，机组年上网电量较电动给水泵方案增加193 GWh，但同时年标煤耗量也多消耗58 080 t。

表4(Table 4)

表 4 各项数据汇总（2台机组）

表 4 各项数据汇总（2台机组）

根据以上技术比较，汽动给水泵方案的年上网电量比电动给水泵方案的年上网电量多193 GWh，年标煤耗量多58 080 t，上网电价按0.216元/kWh（含税）、标煤价按133元/t（含税）计算，则汽动给水泵方案较电动给水泵方案的年供电收入多4170万元，年耗煤费用将增加773万元/a。综合比较，采用汽动给水泵方案将为电厂增加3397万元/a的利润。

考虑到设备的初投资、设备的可靠性及机组运行的经济性、稳定性与灵活性，并结合现场实际情况，本工程给水系统设备配置推荐采用1×100%汽动给水泵方案，且前置泵与主泵同轴布置，同时小机设置独立凝汽器。因本工程为新建工程，为缩短调试阶段启动时间，2台机组共用1台30%容量启动电动给水泵。