660 MW超超临界机组循环水系统节能优化分析

江 波，石晓玲，史萌萌，韩彦杰，张健民

（1.国家电投集团江西电力有限公司 景德镇发电厂，江西 景德镇 333000；2.江西景德镇供电公司，江西 景德镇 333000）

随着国家经济深入发展，电力消费呈现新常态特征［1］。电力供应结构持续优化，电力消费增长减速换档，结构不断调整，电力消费增长主要动力呈现由高耗能向新兴产业、服务业和居民生活用电转换，电力供需形势由偏紧转为宽松［2-3］。2015年火电发电量负增长、利用小时数降至4 329小时［4］。火电机组利用小时数呈持续下降趋势，节能降耗成为了新形势下火电厂赖以生存的法宝［5］。

循环水泵是火电厂中耗电量较大的辅机之一，它消耗的电能约占电厂总发电量的 1%～1.5%［6］。循环水泵运行方式对凝汽器真空和厂用电率等指标影响较大，因此，国内外学者对冷端系统进行了广泛的研究。文献［7］运用遗传算法对机组多因素进行优化，通过参数自动调整对某些参数缺陷所造成的经济性下降进行补偿，从而获得最佳的循环水泵运行方式。文献［8-10］针对不同季节气温变化、微生物繁殖情况和不同时间潮汐等特点，从周期性半侧冲洗、循环水泵运行方式优化、循环水系统用户等3个方面进行综合分析与优化，得到最佳运行方式。文献［11-12］将循环水系最佳真空作为优化目标对某600 MW机组循环水系统进行计算和分析，得到不同条件下循环水系统的优化运行方式以及净收益与循环水进口温度的关系。本文以某660 MW超超临界机组循环水系统为例，根据优化运行试验，找出最佳运行方式，节约厂用电，提升效率。

1 机组状况

景德镇发电厂2 × 660 MW扩建工程2号机组汽轮机为东方汽轮机有限公司制造N660-25/600/600型(高中压合缸)的超超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、双背压凝汽式汽轮机；发电机为东方汽轮发电机有限公司生产的QFSN-660-2-22型水氢氢发电机；锅炉为哈尔滨锅炉有限公司制造HG-2035/26.15-YM3型的超超临界直流锅炉。该机组于2011年5月18日通过满负荷168小时试运行［13］。

每台机组循环水系统配备2台循环水泵及1座自然通风冷却塔，其中1号机组对应甲、乙循环水泵，2号机组对应丙、丁循环水泵。循环水泵出口管道设有联络管，并装设联络门。甲循环水泵设计功率为2 380 kW，乙、丙、丁三台循环水泵设计功率均为3 400 kW。由于冬季循环水温较低，循环水泵电机中未设计高、低转速切换功能，同时每天负荷调节范围很大，最低280 MW，最高660 MW，造成了循环水泵耗电率居高不下。

针对上述问题，本文开展循环水系统改造及运行优化研究，主要包括：①循环水泵电机改造；②根据循环水温、机组负荷确定循环水泵运行方式；③降低开停机过程中循环水泵耗电量。

2 循环水泵电机改造

该电厂所在区域冬季环境温度最低达-5 ℃，凝汽器入口循环水温最低达6 ℃。运行中，凝汽器最佳真空富余量很大，循环水量有下调空间。根据泵类机械相似定律，在一定范围内改变泵的转速，泵的效率近似不变，可以将甲、丁循环水泵（3 400 kW、16 P）电机改为16/18 P双速电动机，即保持原16 P时3 400 kW功率不变，增加18 P时功率约为2 380 kW，P为电机级对数。表1为改造前、后甲和丁循环水泵主要参数。

对甲、丁循环水泵电机进行改造后，通过手动调节甲、丁循环水泵电机运行方式，增加了机组运行过程中循环水泵调整手段，有效降低了循环水泵耗电率。

表1 改造前、后循环水泵主要参数Tab.1 Main parameters of circulating water pump before and after reformation

3 循环水泵运行方式

循环水泵运行优化的核心是根据凝汽器最佳真空所需循环水量合理调节循环水泵的组合方式。当循环水量增加时，应使汽轮机功率增加量大于循环水泵功率增加量；当循环水量减小时，应使汽轮机功率减少量小于循环水泵功率减少量。在机组热耗率和循环水温一定时，使功率微增发电量与循环水泵多耗电量差值最大，此水量为循环水泵最佳水量。机组负荷一定时，循环水泵运行方式不同，循环水量也不同。根据凝汽器和循环水泵性能试验，计算得到凝汽器压力所对应的饱和温度，并进一步计算得到凝汽器真空度。当凝汽器真空度发生变化时，汽轮机功率发生变化。根据机组微增出力曲线，可计算出汽轮机功率变化量。

3.1 冷端系统数学模型的建立

图1 背压对汽轮机功率的修正曲线Fig.1 Effect of back pressure on the power fitting curves of the steam turbine

图1 中在机组带75%额定负荷，背压由额定背压5.4 kPa变为9 kPa时，功率修正率为-4%。

（3）总传热系数K

K采用别尔曼公式确定，即

在实际运行中式（5）只适用于凝汽器水侧管壁清洁、真空系统严密性状态正常或抽气设备性能良好的工况。当凝汽器冷却管内壁脏污、汽轮机真空系统严密性失常或抽气设备性能降低时，K的计算值与实际值会产生偏差，从而影响凝汽器的端差，最终影响计算结果。对此采用修正系数进行修正。

将由此确定的总传热系数代入式（3）进行计算更符合实际。

3.2 优化结果

表2为660 MW机组循环水泵的经济运行方式，表中：A表示1机1泵；B表示2机3泵；C表示1机2泵。

表2 660 MW机组循环水泵的经济运行方式Tab.2 Economic operation modes of the circulating water pumps in a 660 MW unit

3.3 现场运行方式

由于循环水泵电机为6 kV设备，而且频繁启动对机组安全运行影响很大，因此根据计算结果和机组实际运行效率，制定了符合实际的循环水泵运行方式，以提升机组运行经济性。

（1）早午高峰前高、低背压凝汽器真空度偏差大于2.3～2.5 kPa（冬季以2.5 kPa为限），且循环水温升大于14 ℃时，必须及时切换为高速泵方式。

（2）晚高峰后，高、低背压凝汽器真空度偏差小于1.5 kPa，且循环水温升小于9.5 ℃时，必须及时切换为低速泵方式。

调整循环水泵运行方式时应循序进行，单机运行时即一小、一大、一大一小；双机运行时即二小、一大一小、二大、二大一小。没有特殊原因，一台泵一天内禁止启动二次以上，启动间隔时间需大于30 min。

3.4 经济效益

通过精心调整，循环水泵耗电率由0.60%降至0.51%，耗电量年均节约168万kW·h，经济效益良好。

4 降低开停机过程中循环水泵耗电量

随着我国经济形态的转变，火电机组利用小时数呈下降趋势，机组开停越来越频繁。该电厂循环水泵出口管道设有联络门，这为机组开停过程中节约循环水泵耗电量提供了思路。

4.1 试验原理

（1）通过调查发现，最近6次开机均在凌晨进行，运行机组（1号机组）负荷一般在340 MW左右。开机过程中1号机组真空度如表3所示。

表3 最近6次开机过程中1号机组真空度Tab.3 Vacuum degree of the operating unit during 6 startup processes

从表3中可以看出，1号机组真空度均在最佳真空度以上，说明循环水量有富余，可以利用1号机组循环水作为开启机组的冷却水，或利用停运机组（2号机组）的循环冷却水补充1号机组冷却水。

（2）经分析发现，最近6次停机均在晚高峰后进行，1号机组负荷一般在580 MW左右。停机过程中1号机组真空度如表4所示。

表4 最近6次停机过程中1号机组真空度Tab.4 Vacuum degree of the operating unit during 6 shutdown processes

从表4中可以看出，1号机组真空度均在最佳真空度以下，说明循环水量不足（或水温高），可以利用2号机组循环水作为1号机组补充水，以提高真空度。

4.2 实施方案

通过分析机组循环水系统可知，电厂1号、2号机组循环水管之间设置了联络门，这为开停机过程中使用邻机水源提供了条件。图2为1号、2号机组循环水系统联络图。

图2 1号、2号机循环水系统联络图Fig.2 Contact graph of No.1 and No.2 unit circulating water system

机组启停工况下，循环水系统采用以下运行方式。

（1）在保证安全运行的前提下，机组并网前不启动2号机组循环水泵，通过调节1号机组的凝汽器循环水进口电动门开度来提供所需水源。

（2）负荷为200 MW时关小2号机组循环水进出口电动门，以提高1号机组真空度。

（3）机组停运之后，利用1号机组循环水冷却2号机组余汽，以节约2号机组循环水泵耗电量。

4.3 经济效益分析

试验结果表明，每次开停机过程中循环水泵运行时间减少11 h，节约电量约为26 281 kW·h，并且停机过程中可以在2 h内将1号机组真空度提高0.5 kPa。每次开停机合计可节约13 266元，取得了明显的经济效益。

5 结 论

（1）通过对两台循环水泵电机进行改造，增加了循环水泵运行方式，为降低循环水泵耗电率提供了支持。

（2）将理论和实践相结合，制定了该电厂循环水泵启停规定，有效降低了循环水泵耗电率，为同类机组提供了参考。

（3）根据现场设备的具体情况，将1号机组与2号机组进行结合，降低了开停机过程中循环水泵耗电量。