万燕成,毛志慧

（湖北能源鄂州发电有限公司，湖北 鄂州 436000）

0 引言

近年来，随着中国经济进入“新常态”，社会用电总量趋于平稳，同时电力装机总容量快速增长，国内电力供应由短缺转向过剩，电力调峰已成为常态。由于燃煤火电机组具有负荷变化区间大、调峰能力强的特点，为克服新能源接入对电网稳定性的影响，电网企业倾向于用燃煤火电机组来调峰。参与电力调峰的燃煤发电机组，往往运行负荷低于设计负荷，运行参数低于设计参数，这导致设备的运行效率下降，厂用电率上升。厂用电率是衡量发电厂效率的直接经济技术指标之一，如何降低调峰机组在低变负荷下的厂用电率对于燃煤发电厂提高经济效益、改善市场竞争力具有重要意义。

鄂州发电有限公司（下简称“鄂电公司”）装机有两台650 MW超临界燃煤火电机组，采用东方汽轮机有限公司制造的N650-24.2/566/566凝汽式型汽轮机，一次中间再热，三缸四排汽，双背压凝汽器。针对电网调峰造成设备运行效率低的问题，鄂电公司通过对设备进行运行优化，使相关设备在不同负荷下均能以较高效率运行，有效地降低了设备用电，提高了经济效益。以下介绍鄂电公司有关设备运行优化的一些措施案例。

1 循环水泵的运行优化

循环水泵是电厂系统中耗电较大的辅机设备，用于向凝汽器以及开式循环水系统提供循环冷却水。鄂电公司650 MW超临界机组循环水系统[1]采用扩大单元制，额定负荷下每台机组配有两台2 540 kW循环水泵，循环冷却水双进双出，不同机组循环水可通过出口联络管连接。当运行负荷低于额定负荷时，考虑停止运行一台循环水泵以减少厂用电，但同时循环冷却水流量降低也会引起凝汽器背压上升，汽轮机作功减少。因此，需要综合考虑汽轮机功率以及循环水泵用电，以获得最大的经济效益。

1.1 循环水冷却水流量变化对凝汽器背压的影响

汽轮机低压缸排气经循环冷却水冷却后凝结成液态并在凝汽器中产生真空，凝汽器内的绝对压力p即为背压。在一定负荷下，循环冷却水的流量对凝汽器背压p具有很大影响。凝汽器背压p可通过饱和蒸汽温度-压力曲线由饱和蒸汽温度ts对照得出。当排汽流量G以及换热表面积A一定时，凝汽器中的饱和蒸汽温度可计算为：

其中：tw1、tw2分别为循环冷却水的进口、出口温度（℃）；Δt为冷却水温升（℃）；δt为凝汽器端差（℃）。

根据凝汽器中的热平衡计算[2-4]，蒸汽凝结放出的温度等于冷却水温度升高带走的热量，即有：

其中Δtm为蒸汽至冷却水的平均传热温差；Gw为循环冷却水流量；hs和hw分别为排汽比焓值和凝结水比焓值；cp为比热容，常温下取值4.187；通常情况下，纯凝汽式汽轮机的hs-hw的值变化较小，计算中通常取值2 180 kJ/kg[3];因此，根据式（3）冷却水温升Δt可改写为

由于凝汽器换热采用近似的逆流传热形式，即有：

将式（6）带入式（4）中，凝汽器端差δt可分别改写为：

其中k为换热器总体传热系数，同一凝汽器内,其中C表示其他可影响换热的变量，在同一凝汽器内为常数[5]；G和A在同一机组和负荷下为常数；Gw为循环冷却水流量（t/h）；可以看出，(Δt+δt)之和随着Gw的下降而增大。

由式（1）至式（7）可以看出，饱和蒸汽温度ts是循环冷却水流量Gw与循环水入口温度tw1的函数，当tw1变化不大时，饱和蒸汽温度ts可表示为

当 Gw下降时，(Δt+δt)之和增大，饱和蒸汽温度ts亦随之增大，即Gw与ts成反比。由于凝汽器背压p与蒸汽温度ts是对应的，因此凝汽器背压p与循环冷却水流量Gw亦成反比。

根据式（1）至式（8）以及650 MW机组的实测数据，从中可以得出循环冷却水流量与凝汽器背压（低背压测）的关系曲线。实测数据取自同一季节的不同时段，保持江水水位（循环水水源）以及循环水入口温度tw1近似相等，其中tw1≈17至18℃。如图1所示，650 MW机组在相似的负荷工况下（约480 MW），循环冷却水流量降低会导致凝汽器背压上升；由于循环水流量受江水水位影响，水位高时循环水流量亦高，当只开启一台循环水泵时，凝汽器低背压侧的压力约为4.78-5.32 kPa，而当开启两台循环水泵时，凝汽器低背压侧的压力约为3.80-4.14 kPa。

图1 650 MW机组循环水流量与凝汽器背压（低背压侧）关系曲线Fig 1 Relationship curve of the powerto back pressure in the condenser at 650 MW unit

1.2 凝汽器背压变化对汽轮机功率的影响

根据汽轮机的工作原理，凝汽器的背压上升会导致汽轮机作功减少。当凝汽器背压由末级临界压力pc上升为p时，汽轮机功率变化ΔP可表示为[3]、[6]：

其中δ(ΔHt)为整机理想焓降比的变化量，δ(ΔHt)仅为pc/p的函数；η’ri为未考虑余速损失和湿汽损失的汽轮机的内效率，一般取常数0.9；xm为级的平均干度，一般取常数0.94；χ为修正系数，取常数0.93；Δ (δhc2)为末级余速损失，Δ (δhc2)仅为 pc/p的函数。ωc为汽轮机末级的临界速度，通常取常数370 m/s；Ab为动叶出口截面积，取常数；κ为气体绝热指数，定温定压下为常数；由于δ(ΔHt)和Δ (δhc2)都只是 pc/p的函数，因此ΔP也仅为pc/p的函数；而pc仅为蒸汽流量G的函数，即功率变化量ΔP是凝汽器背压p以及蒸汽流量G的函数。

通过式(9)至(10)以及650 MW超临界机组的性能试验实测数据，可计算出650 MW超临界机组背压由临界压力上升时电功率的变化曲线。如图2所示，汽轮机的电功率随着凝汽器背压p升高而下降。

图2 650 MW机组电功率与凝汽器背压的关系曲线Fig 2 Relationship curve of the flux of circulating waterto back pressure in the condenser at 650 MW unit

1.3 循环水泵运行数量优化

650 MW机组循环水系统采用扩大单元制，即额定负荷下每台机组配有两台循环水泵，两台机组的循环水管道采用联络管连接，即机组可根据实际负荷选择1-4台循环水泵运行。当负荷较低时，若停止运行一台循环水泵，即双机运行3台或单机运行1台循环水泵，较之额定工况可节约循环水泵用电Ps=2540 kW（即单台循环水泵功率），但循环水流量下降会导致凝汽器背压上升，汽轮机功率下降。

根据图2可制定优化措施：

（1）当凝汽器背压0＜p＜ 4.2 kPa时，如图2所示，在该范围内背压对汽轮机的功率影响较小，因此背压上升造成电功率的损失可以忽略。

（2）当凝汽器背压4.2＜p＜5 kPa时，机组背压变化上升造成电功率的损失Pl可计算为：

其中W表示两台机组平均负荷；△p’为背压在4.2-5 kPa范围之内的凝汽器压力变化量之和；N表示背压在4.2-5 kPa范围内凝汽器的个数；-0.75%为该压力范围内背压上升对功率影响的比例系数，即图2中该段的斜率。

（3）当凝汽器背压p＞5 kPa，机组背压变化量△p’造成电功率的损失Pl可计算为：

-1.08%为该压力范围内背压上升对功率影响的比例系数，即图2中该段的斜率。

因此，在运行过程中根据凝汽器背压的不同，通过计算节约的厂用电功率Ps和损失的发电功率Pl，当 Pl＞Ps时，选择运行四台循环水泵；而当 Pl＜Ps时则选择停止运行一台或多台循环水泵。

2 凝结水泵的运行优化

凝结水泵是电站系统中另外一种耗电量较大的辅机，用于向除氧器以及给水系统提供凝结水。鄂电公司650 MW超临界机组每台机配备两台100%流量的6 kV变频凝结水泵，一台运行，一台备用。凝结水泵通过除氧器上水调门及其旁路调门向除氧器供水。由于凝结水泵是单机变频运作，变负荷情况下，系统增加的能耗主要来自调门的节流损失。因此，在不同负荷条件下，可通过优化调门开度以及凝结水泵的频率来降低凝结水泵运行电流，从而减少设备用电。

当机组负荷较高时，全开上水调门，可将节流损失降至最低；而当机组负荷较低时，凝结水流量随之降低，为了减少节流损失，应尽量降低凝结水泵的运行频率，同时增加调门开度。但凝结水泵频率过低会导致电机大量发热，影响使用安全，因此鄂电公司汽轮机运行过程中凝结水泵频率f＞33 Hz。同时，在低负荷条件下，上水调门的开度不宜过大，一般不超过70%的开度，以保证流量、负荷突然增大时凝结水流量具有一定的快速调节余量。因此，综合考虑各种因素后制定以下节能措施：

（1）当汽轮机功率P＞350 MW时，将上水调门全开，凝结水泵采用频率控制，可使节流损失降至最低。

（2）当汽轮机功率P＜350 MW时，控制凝结水泵频率f＞33 Hz，上水调门开度＜70%。

图3为650 MW机组凝结水泵运行电流与调门开度的关系曲线图。如图3所示，当汽轮机功率约300 MW（小于350 MW）时，凝结水泵的运行电流与上水调门的开度成反比；随着调门开度由47%增加到56%，凝结水泵运行电流降低了7 A，即减少用电Ps=UI=7×6 000=35 kW。而当汽轮机功率大于350 MW时，全开上水调门，凝结水泵的电流只与汽轮机功率相关。

图3 650 MW机组调门开度与凝泵电流的关系曲线Fig 3 Relationship curve of the opening of regulate valve to the electric current of condensate pump at 650 MW unit

5 结语

鄂电公司650 MW机组在负荷变化时，综合考虑了停运循环水泵的汽轮机功率损失和循环水泵用电，制订了循环水泵运行数量的方案，每减少运行一台循环水泵负荷可减少用电2 540 kW。负荷较低时，通过增加除氧器上水调门开度同时减少凝结水泵工作频率，降低了节流损失，使凝结水泵运行电流降低了5 A，减少用电30 kW；在高负荷条件下，将上水调门全开，可使节流损失降至最低，凝结水泵的运行电流下降7 A，减少用电42 kW。

循环水泵与凝结水泵的案例表明，在调峰负荷变化的情况下，运行优化是减少厂用电、提高经济效益的有效途径。减少厂用电的措施可包括：（1）对于多台运行的设备，可以通过优化运行台数减少用电；（2）对于单机运行的设备，可以通过控制设备运行电流减少用电。类似措施在诸如磨煤机、空气压缩机等其他设备的应用中也取得较好的节能效果。

[参考文献]（References）

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