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[摘 要]根据目前国内外普遍存在循环水系统运行性能达不到设计值的现象，本文将对电厂循环水系统的优化运行进行详细分析。
[关键词]电厂；循环水；优化；运行
中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）09-0102-01
一、循环水系统布置方式的优化
目前，單元制机组循环水系统布置方式主要有单元机组自循环供水系统和单元机组间联络管循环供回水系统2种。对于循环水泵而言，出力有高低速电机、叶片角度可调整及变频等几种调节方式。单元机组间联络管循环供回水系统配合循环水泵的出力调节有利于循环水系统运行方式的优化，具有优势。我厂循环水系统为海水直接冷却，海水经循环水泵进入凝汽器冷却，且每台机组循泵出口设置供水联络门，循环水回水经虹吸井进入大海。
二、循环水系统运行方式的优化
2.1 机组运行中运行方式的优化
单元制2台机组循环水供水系统通过供水联络管连接，机组运行中，可根据循环水温度、机组负荷率及真空度情况决定实施哪种循环水泵并列运行方式（单机单循环水泵方式、两机三循环水泵方式及两机四循环水泵方式）。对循环水量进行优化调节，既可提高2台机组循环水系统运行的稳定性和安全性，还可提高循环水系统运行的经济性。夏季循环水温度较高，汽轮机真空相对较低，影响到机组的正常出力，为提高真空值，启动1台循环水泵来增加循环水量，合理调度循环水泵是取得经济真空的有效措施。因循环水系统采用闭式循环，冷却面积不变，循环水量增加时，流速增大，换热量增加，从而提高凝汽器真空，增加带负荷能力，提高机组效率。
2.2 启、停机过程中运行方式的优化
机组启、停机过程中，由于要维持部分辅助设备的正常运行，循环水泵需长时间陪伴运行，而此时段的循环水量远远大于运行需要，造成了不必要的浪费。由于运行机组实际负荷率普遍较低，循环水量往往过剩，因此可通过循环水联络管由运行机组的循环水带机组启、停机过程中的负荷。机组启动过程中，锅炉上水至汽轮机冲动期间，由邻机循环水通过供水联络母管为本机提供冷却水，适当开启循环水供水联络门，调整、限制循环水至凝汽器供回水门的开度，保持开式水泵入口压力在规范要求压力以上，启动开式水泵运行。待机组冲动后，汽轮机低压缸进入蒸汽后，启动本机单台循环水泵运行，可使循环水泵少运行15h左右。按1台循环水泵每小时耗电1915kW、上网电价0.353元/kWh计算，可节约10140元。机组停运后，要保持盘车连续运行，来缓慢降低缸体温度，此时需要润滑油系统运行，为保证润滑油及轴承温度，需要循环冷却水。机组停运后的缸体温度通常在350℃以上，按规程规定排汽温度低于50℃方可停止循泵运行，一般在停机后第2天即可达到此温度。但机组缸体温度降到可停止盘车、停止润滑油系统一般至少需要7天。润滑油运行期间，需保证有冷却水运行，如按正常的系统运行方式，至少需要运行1台循环水泵，增加了厂用电量的消耗。利用邻机循环水通过循环水供水联络母管为本机提供冷却水源、开启循环水供水联络门及开式水泵出入口，为凝汽器及开式水用户提供水源，本机的循环水泵及开式水泵可提前停止运行7天左右。可节约113567元，大大节省了机组启、停机过程中的厂用电耗量，提高了机组运行的经济性。
三、循环水泵优化调度
3.1 循环水泵优化调度的意义
进入21世纪，电力市场实施“厂网分家”改革后，各大发电集团的发电能力提高很快，致使电力市场的供求关系发生实质性变化，由供不应求向供大于求转变。火电机组的负荷率基本维持在60%左右，甚至出现50%容量的停机备用，发电负荷率被严格控制，发电能力被大幅限制。如何争取最大限度的上网供电量，使火电企业经济效益达到最大化，已成为各火力发电企业的工作之重。循环水泵是火电厂耗电量较大的重要辅机之一，实施循环水泵优化调度，最大限度节省厂用电量，对于提高火电厂的经济效益具有重要意义。
3.2 循环水泵优化调度的指导思路
循环水泵优化调度的实质就是确定最佳循环水流量及最佳真空值。循环水量优化运行基本因素的关系：凝汽器循环水量减少→循环水泵用水电量减少→厂用电率降低→机组发电量不变的基础上上网供电量增加→零成本上网电量价值；凝汽器循环水量减少→凝汽器真空度降低→汽轮机热耗率升高→汽轮机效率降低→机组发电量不变的基础上需多耗燃煤量→多耗燃煤量价值。可见，零成本上网电量价值与多耗燃煤量价值的差值（净增益值），即是循环水泵的最佳运行方式。
3.3 循环水泵优化运行的计算
根据循环水泵优化调度的指导思路，通过一系列的理论计算及结合实际运行数据，分析指导循环水泵的优化调度。单元机组间联络管循环供水系统可以实施单机单循环水泵方式、两机三循环水泵方式和单机两循环水泵（两机四循环水泵）3种组合方式。
表1为排汽压力变化1kPa及厂用电率变化1%对煤耗值的影响。循环水泵优化运行计算过程如下（假定2台机负荷450MW，真空93.1kPa，启动1台循泵后真空变化值0.6kPa，循泵电流195A，标煤单价650元，上网税后电价0.353元）：
循泵厂用电量=UIcosθ=6.3×195×1.732×0.9/1000=1.915W
循泵电量折合上网电价Q1=1.915×0.353×1000=676元
真空变化值影响煤耗=0.6×3.88563=2.33g
真空变化值影响标煤量=2.33×450/1000=1.049t
真空变化影响标煤价值Q2=1.049×650=681元
净收益Q=Q2-Q1
通过以上测算可得出启、停1台循泵后整机的净收益量。机组负荷为启、停循泵时两机合计负荷值；机组真空为当时两机平均真空值；影响真空值为启、停循泵后真空值稳定时两机真空变化值的平均数值；影响煤耗值可通过机组真空（排汽压力）查询表1对应数值。循泵启、停后，通过计算即可求出启、停循泵的净收益，数值为正值，说明经济，否则不经济。根据计算可知，2台机负荷450MW、真空93.1kPa，启动1台循泵，两机真空值平均升高0.6kPa以上是经济的。通过计算，可求得不同负荷率及真空下启、停1台循泵后的净收益值。
运行中根据循环水泵优化运行计算，结合环境温度变化趋势及机组负荷率的预期变化，进行循环水泵的优化调度，并根据机组实际运行工况的变化，利用循环水泵优化调度实时收益测算，可从根本上克服循环水泵启、停的随意性及盲目性，保证任何工况下汽轮机组的循环水量及真空值接近最佳值，从而大幅提高汽轮发电机组运行的经济性。
四、结束语
根据目前火电厂汽轮机组循环水系统布置方式的特点，从优化循环水系统运行方式的实际出发，提出循环水系统布置方式及运行方式的优化方案。根据目前电力市场的实际情况，提出提高凝汽器真空的有效方法，研究切合实际的循环水泵优化调度方案。
参考文献
[1] 缪国钧，葛晓霞.电厂循环水系统的优化运行[J].汽轮机技术，2011，53（03）：230-232.
[关键词]电厂；循环水；优化；运行
中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）09-0102-01
一、循环水系统布置方式的优化
目前，單元制机组循环水系统布置方式主要有单元机组自循环供水系统和单元机组间联络管循环供回水系统2种。对于循环水泵而言，出力有高低速电机、叶片角度可调整及变频等几种调节方式。单元机组间联络管循环供回水系统配合循环水泵的出力调节有利于循环水系统运行方式的优化，具有优势。我厂循环水系统为海水直接冷却，海水经循环水泵进入凝汽器冷却，且每台机组循泵出口设置供水联络门，循环水回水经虹吸井进入大海。
二、循环水系统运行方式的优化
2.1 机组运行中运行方式的优化
单元制2台机组循环水供水系统通过供水联络管连接，机组运行中，可根据循环水温度、机组负荷率及真空度情况决定实施哪种循环水泵并列运行方式（单机单循环水泵方式、两机三循环水泵方式及两机四循环水泵方式）。对循环水量进行优化调节，既可提高2台机组循环水系统运行的稳定性和安全性，还可提高循环水系统运行的经济性。夏季循环水温度较高，汽轮机真空相对较低，影响到机组的正常出力，为提高真空值，启动1台循环水泵来增加循环水量，合理调度循环水泵是取得经济真空的有效措施。因循环水系统采用闭式循环，冷却面积不变，循环水量增加时，流速增大，换热量增加，从而提高凝汽器真空，增加带负荷能力，提高机组效率。
2.2 启、停机过程中运行方式的优化
机组启、停机过程中，由于要维持部分辅助设备的正常运行，循环水泵需长时间陪伴运行，而此时段的循环水量远远大于运行需要，造成了不必要的浪费。由于运行机组实际负荷率普遍较低，循环水量往往过剩，因此可通过循环水联络管由运行机组的循环水带机组启、停机过程中的负荷。机组启动过程中，锅炉上水至汽轮机冲动期间，由邻机循环水通过供水联络母管为本机提供冷却水，适当开启循环水供水联络门，调整、限制循环水至凝汽器供回水门的开度，保持开式水泵入口压力在规范要求压力以上，启动开式水泵运行。待机组冲动后，汽轮机低压缸进入蒸汽后，启动本机单台循环水泵运行，可使循环水泵少运行15h左右。按1台循环水泵每小时耗电1915kW、上网电价0.353元/kWh计算，可节约10140元。机组停运后，要保持盘车连续运行，来缓慢降低缸体温度，此时需要润滑油系统运行，为保证润滑油及轴承温度，需要循环冷却水。机组停运后的缸体温度通常在350℃以上，按规程规定排汽温度低于50℃方可停止循泵运行，一般在停机后第2天即可达到此温度。但机组缸体温度降到可停止盘车、停止润滑油系统一般至少需要7天。润滑油运行期间，需保证有冷却水运行，如按正常的系统运行方式，至少需要运行1台循环水泵，增加了厂用电量的消耗。利用邻机循环水通过循环水供水联络母管为本机提供冷却水源、开启循环水供水联络门及开式水泵出入口，为凝汽器及开式水用户提供水源，本机的循环水泵及开式水泵可提前停止运行7天左右。可节约113567元，大大节省了机组启、停机过程中的厂用电耗量，提高了机组运行的经济性。
三、循环水泵优化调度
3.1 循环水泵优化调度的意义
进入21世纪，电力市场实施“厂网分家”改革后，各大发电集团的发电能力提高很快，致使电力市场的供求关系发生实质性变化，由供不应求向供大于求转变。火电机组的负荷率基本维持在60%左右，甚至出现50%容量的停机备用，发电负荷率被严格控制，发电能力被大幅限制。如何争取最大限度的上网供电量，使火电企业经济效益达到最大化，已成为各火力发电企业的工作之重。循环水泵是火电厂耗电量较大的重要辅机之一，实施循环水泵优化调度，最大限度节省厂用电量，对于提高火电厂的经济效益具有重要意义。
3.2 循环水泵优化调度的指导思路
循环水泵优化调度的实质就是确定最佳循环水流量及最佳真空值。循环水量优化运行基本因素的关系：凝汽器循环水量减少→循环水泵用水电量减少→厂用电率降低→机组发电量不变的基础上上网供电量增加→零成本上网电量价值；凝汽器循环水量减少→凝汽器真空度降低→汽轮机热耗率升高→汽轮机效率降低→机组发电量不变的基础上需多耗燃煤量→多耗燃煤量价值。可见，零成本上网电量价值与多耗燃煤量价值的差值（净增益值），即是循环水泵的最佳运行方式。
3.3 循环水泵优化运行的计算
根据循环水泵优化调度的指导思路，通过一系列的理论计算及结合实际运行数据，分析指导循环水泵的优化调度。单元机组间联络管循环供水系统可以实施单机单循环水泵方式、两机三循环水泵方式和单机两循环水泵（两机四循环水泵）3种组合方式。
表1为排汽压力变化1kPa及厂用电率变化1%对煤耗值的影响。循环水泵优化运行计算过程如下（假定2台机负荷450MW，真空93.1kPa，启动1台循泵后真空变化值0.6kPa，循泵电流195A，标煤单价650元，上网税后电价0.353元）：
循泵厂用电量=UIcosθ=6.3×195×1.732×0.9/1000=1.915W
循泵电量折合上网电价Q1=1.915×0.353×1000=676元
真空变化值影响煤耗=0.6×3.88563=2.33g
真空变化值影响标煤量=2.33×450/1000=1.049t
真空变化影响标煤价值Q2=1.049×650=681元
净收益Q=Q2-Q1
通过以上测算可得出启、停1台循泵后整机的净收益量。机组负荷为启、停循泵时两机合计负荷值；机组真空为当时两机平均真空值；影响真空值为启、停循泵后真空值稳定时两机真空变化值的平均数值；影响煤耗值可通过机组真空（排汽压力）查询表1对应数值。循泵启、停后，通过计算即可求出启、停循泵的净收益，数值为正值，说明经济，否则不经济。根据计算可知，2台机负荷450MW、真空93.1kPa，启动1台循泵，两机真空值平均升高0.6kPa以上是经济的。通过计算，可求得不同负荷率及真空下启、停1台循泵后的净收益值。
运行中根据循环水泵优化运行计算，结合环境温度变化趋势及机组负荷率的预期变化，进行循环水泵的优化调度，并根据机组实际运行工况的变化，利用循环水泵优化调度实时收益测算，可从根本上克服循环水泵启、停的随意性及盲目性，保证任何工况下汽轮机组的循环水量及真空值接近最佳值，从而大幅提高汽轮发电机组运行的经济性。
四、结束语
根据目前火电厂汽轮机组循环水系统布置方式的特点，从优化循环水系统运行方式的实际出发，提出循环水系统布置方式及运行方式的优化方案。根据目前电力市场的实际情况，提出提高凝汽器真空的有效方法，研究切合实际的循环水泵优化调度方案。
参考文献
[1] 缪国钧，葛晓霞.电厂循环水系统的优化运行[J].汽轮机技术，2011，53（03）：230-232.