间冷机组循环水系统优化运行

间冷机组循环水系统优化运行【摘要】轮台电厂2×350MW燃煤1号、2号机组，2台机组配置1座间冷塔，散热器采用立式布置，小机排汽进入主机间冷系统冷却，每台机组设计6个扇区，每台机组三台循环泵。本文论述了单机运行期间全塔12个扇区配水，降低循环水温度，提高机组真空。机组三台循环泵高低速优化运行，降低机组煤耗。关键词：火力发电厂

间冷机组循环水系统全塔配水循环泵高低速1．概述轮台电厂2×350MW燃煤机组配置1座间冷塔，散热器采用立式布置，小机排汽进入主机间冷系统冷却，每台机组设计6个扇区，每个扇区16个冷却三角，每台机组散热面积为893443m2，间冷塔换热总面积为1786886m2。每台机组三台闭式增压循环水泵，将凝汽器冷却排汽的主机循环水经过增压后送入间冷塔各扇区进行冷却，冷却后的主机循环水通过间冷塔各自回水管回至1、2号机凝汽器继续冷却机组排汽，从而形成一闭式循环。在火力发电厂中，冷却塔及循环水系统作为一个冷端重要的设备，其冷却效果和安全可靠性直接关系到发电机组的安全运行，因此，冷却塔及循环水系统是火电厂发电机组关系到机组经济性的一个重要系统。2．现状间冷塔主机循环水管道初始设计无法满足单机运行全塔12扇区运行状态，根据机组这两年运行状态，夏季工况单机运行时间逐年增加。按照初始设计，单机运行只能投入本机的6个扇区，造成了停运机组6个扇区的冷却面积浪费，并且停运机组在扇区百叶窗全关的情况下，也不可避免的形成漏风，减少投运扇区的抽吸力，造成投运扇区通风量减小，进一步降低换热效果，使主机循环水温降减小，机组真空下降，降低机组效率。主机循环水系统设有供回水联络门，分别设置于循环泵入口联络管及出口联络管，联络电动阀各串联设计两个联络门确保严密，阀门内径为DN1800，该联络门设计为传统设计，能起到的两机循环水并联的作用。两机扇区回水（出水）母管需新增装两串联电动联络阀，用于全塔配水，阀门改造完成后2021年4月完成电动阀调试工作。单台机组循环水系统有三台循环泵可高、低速切换运行，高速485rpm，每小时耗电量530kw.h；低速425rpm每小时耗电量370kw.h，集控运行人员根据不同季节及机组负荷运行两台或三循环泵，无明确的能耗对比试验，只是凭经验进行。3．循环水系统优化运行预期效果3.1单机运行，实现间冷塔全塔配水提高机组凝结器真空。在夏季一台机组运行、一台机组备用时，通过新增设联络管与联络门，达到单机运行时也可投入最多12个扇区同时运行，相当于增加一倍的换热面积；从而达到降低进入凝结器的循环水温度，提升机组真空降煤耗的效果。单机12扇区全部投入与6扇区投入时相比，循环水温升吸热量均可被扇区冷却下来，至少可以平均降低4℃，主机循环水温度降低4℃相对于汽轮机排汽温度也会下降4℃，按照排汽温度下降4℃计算，夏季工况真空至少平均增加2kPa。按照超临界机组1kPa真空对应1.2g煤耗计算，2×1.2=2.4，每1kw.h可节省2.4g煤耗，这仅是按照最低限度计算值，若试验后提高的真空值高于2kPa则产生的节能效果远远超出该值。3.2优化机组循环泵运行方式，实现最佳能效。当机组负荷一定时，间冷塔扇区换热效果不变的情况下，对于影响凝结器真空（排汽压力）的主要因素是循环水量。在此情况下，增加循环水流量可以提高凝汽器真空，但是循环水泵流量增加会引起循环水泵功率也增加，只有当循环水流量的增加使汽轮机的增发功率大于循环水泵增加的电功率时，增加循环水泵的流量对机组的经济性才是有利的。通过每台机组三台循环泵优化运行，根据负荷的不同，合理利用高、低速泵运行，试验出最佳运行方式，也就是最佳效率，从而降低煤耗或减少循环泵耗电率。4．间冷塔扇区回水联络阀设备改造及费用在1、2号机间冷塔扇区冷水回水管路加装一路联络管，加装串联两个蝶阀，串联加装两个蝶阀是防止蝶阀不严密造成冬季串水，阀门位置见下图，阀门尺寸DN1800，管路尺寸与阀门尺寸相符，相应增加两个蝶阀控制机构（液压或电动），配套电源与DCS传输点。

单机停运期间，在位于间冷塔西部塔外地面以下两管道间地面开挖，结合停运一台机组时加装该机组侧相应循环水管路与阀门，当停运另一台机组时加装另一侧循环水管路与阀门，热工将阀门控制接入DCS系统，2021年4月阀门调试完成，全部改造完成共投入成本46万元。全塔配水示意图（以2号机运行，1号机停机为例）5．循环水系统优化试验5.1单机运行全塔配水试验全塔配水试验从2021年5月21日至27日，2号机组运行自带本机6个扇区后，带停运的1号机不同数量扇区进行试验，经对各负荷段进行试验，全塔配水操作运行正常，试验达到预期效果，循环水温度降低4--6度左右，真空提高2--5.5kPa，见表1；从表2曲线图可看出全塔配水后机组真空提高效果明显。由于全天气温是不断变化的，试验值与实际值略有偏差，但试验时基本控制在一个小时内进行全塔配水前后真空值对比，偏差不会太大。总体来看，机组负荷越高真空提高值越大，全塔配水效果越好，低负荷提高2.5kPa左右，高负荷5kPa左右，经济效益显著。表1：全塔配水试验数据表序号负荷MW2号机真空kPa2号机运行循泵1号机投入扇区数2号机凝结器水侧进水温度℃出水温度℃115781.28A、C036.844.2215783.4A、C430.237321083.98B、C628.537.5421081.54B、C033.642.6530378.34A、B、C638.749.2630273.66A、B、C045.255.6734777.49A、B、C640.951.8832572.0A、B、C046.857.7表2：全塔配水运行机组在不同负荷段与未全塔配水时同负荷下真空提高曲线图5.2循环泵优化试验根据机组负荷情况对156MW、175MW、250MW、280MW、310MW、350MW几个工况下，分别启动一高一低速泵、两高速泵、两高一低三台泵进行的2号机组真空变化记录。机组负荷稳定30分钟情况下，分别启动一高一低速泵、两高速泵、两高一低三台泵记录运行循泵台数变化后机组真空变化，至少在循泵运行台数变化20分钟以上真空稳定后再记录。依据轮台电厂空冷机组耗差分析表：厂用电率1%影响煤耗3.3g/kw.h，真空1kpa影响煤耗1.2g/kw.h，各负荷段试验值见表3可知：5.2.1.满负荷两高一低真空提高降低的供电煤耗大于循泵升高的耗电率影响的供电煤耗，约降低煤耗约0.42g/kw.h；5.2.2.310MW两高一低比两高速泵运行降低煤耗约0.26g/kw.h；5.2.3.280MW负荷下两高比一高一低速泵运行降低煤耗约0.14g/kw.h；三台泵比两高速泵运行反而增加煤耗约0.17g/kw.h；5.2.4.250MW负荷下两高一低比两高速泵运行增加煤耗约0.37g/kw.h；两高速比一高一低速泵增加0.02g/kw.h；5.2.5.175MW负荷以下循泵运行一高一低比较经济，运行两高速泵耗电率升高较多，煤耗约上升0.11g/kw.h；5.2.6.156MW低负荷时两台低速泵运行经济，运行两高速泵耗电率升高较多，煤耗约上升0.09g/kw.h；表3：156MW至350MW负荷下循环泵运行方式影响煤耗表序号负荷MW循泵运行情况真空提高值kPa真空影响煤耗g/kw.h耗电率变化%耗电率影响煤耗g/kw.h总体影响煤耗g/kw.h13502高1低3台泵对比2台高速泵0.650.780.110.36-0.4223102高1低3台泵对比2台高速泵0.60.720.120.4-0.3232802高1低3台泵对比2台高速泵0.220.260.130.430.1742802台高速泵对比1高1低速泵0.280.340.060.2-0.1452502高1低3台泵对比2台高速泵0.250.30.150.50.262502台高速泵对比1高1低速泵0.180.220.060.2-0.0271752台高速泵对比1高1低速泵0.180.220.10.330.1181561高1低速泵对比2低速泵0.20.240.10.330.096、循环水系统优化运行成果6.1单机全塔配水成果根据各负荷段记录的循泵不同台数运行情况时的真空变化值，依据西安热工院性能试验后提供的轮台电厂空冷机组耗差分析表（厂用电率1%影响煤耗3.3g/kw.h，真空1kpa影响煤耗1.2g/kw.h），通过同负荷下增加运行泵台数升高的耗电率而增加的供电煤耗和提高真空降低的供电煤耗进行分析。350MW超临界机组真空每提高1kPa降低煤耗1.2g/kw.h,平均提高真空按3kPa计算降低煤耗3.6g/kw.h。根据上年度单机运行平均61%负荷率每月电量为1.36亿kWh，每月可节省燃煤1.36×108×3.6g=4.896×108g=489.6t燃煤，平均每天16.32吨煤。上年度5、6、7、8、9、10六个月份中单机运行78天，计算得出2021年度节省燃煤16.32×78=1276.96t标煤，按照标煤价每吨410元计算，全年单机运行期间至少节省52.35万元，一年收回设备改造投资。全塔配水在设备小改造的情况下顺利实现了单机运行机组节能降耗的目地，实现设备改造投资一年成本回收，今后每年节约燃煤费用50万元以上。6.2机组循环泵优化运行成果根据试验制定了循环泵优化运行原则：300MW负荷以上循环泵三台泵运行；250MW负荷以上负荷，两台高速泵运行；175MW至250MW负荷一高一低两台循环泵运行；156MW负荷时两低速泵运行。2021年全年负荷率在61%，共发电29.93亿千瓦时，循环泵优化运行后，平均降低厂用电率约0.1%，折合降低煤耗0.33g/kw.h，全年节省燃煤约1100吨，按照标煤价每吨410元计算，循环泵全年优化运行至少节省45万元燃煤费用。循