300MW汽轮机循环水系统运行方式优化 黄维绍
汽轮机循环水系统运行方式的优化研究
汽轮机循环水系统运行方式的优化研究【摘要】在火电厂中，循环水系统的重要地位是不言而喻的。
它作为重要的辅助系统关系着整个电厂的安全和经济运行。
当循环水流量发生变化时，凝汽器中的真空也会相应的发生变化，从而影响汽轮机的电功率。
当下，在确定循环水系统中最佳循环水流量的过程中，很多因素被忽略了，另外，也没有形成一个统一的方法来计算背压变化对汽轮发电机组电功率造成的影响，导致了计算凝汽器的最佳真空以及最佳循环水流量时出现误差。
本文首先分析了等效热降方法，接着对凝汽器最佳真空的计算过程以及最佳循环水流量的计算过程进行了修正。
【关键词】汽轮机；循环水系统；运行方式引言作为煤消耗的大户，火力发电厂在消耗大量煤的同时，也需要消耗大量的水资源。
对水循环系统的运行方式进行优化研究，不仅能够节约厂用电，对于水资源的节约来说也具有重要意义。
循环水系统的优化运行一直以来都是人们关注的热点话题。
但受制于技术和资金等因素，很多电厂在进行循环水量的改变以及维持凝汽器最佳真空等环节上依然存在很大的不确定性。
在研究背压变化对汽轮发电机组电功率造成的影响上，目前出现有很多方法，但只有等效热降方法既简便又准确，本文将对此展开研究。
随后对凝汽器最佳真空和最佳循环水流量的计算过程进行了修正[1，2]。
1、等效热降方法研究背压变化对汽轮机电功率的影响在进行凝汽器的最佳真空计算以及确定循环水流量的最佳值过程中，首先需要研究明确汽轮机背压变化对其电功率的影响。
在实际的工程计算中使用过很多方法[3]，但经验表明，等效热降法是最为简单和准确的方法。
下面对这种方法进行分析。
2、最佳真空和最佳循环水流量确定方法分析为了增大汽轮机的理想比焓降以及提高其电功率，最直接的办法是提高凝汽器的真空，但是受到设计和实际运行经济性的限制，并非是真空越高越好。
对凝汽器中的真空造成影响的因素较为复杂。
总起上来讲，要想提高凝汽器的真空，需要适当的增加循环水泵的泵耗。
增加泵耗无疑是不利于系统运行的，如何权衡两者的关系？由此出现了最佳真空的概念[4]。
汽轮机冷端系统的运行优化
汽轮机冷端系统的运行优化发布时间：2021-11-23T03:50:22.930Z 来源：《中国电力企业管理》2021年8月作者：艾小琴[导读] 本文从机组启停、不同负荷、不同温升等工况下循环水泵优化运行方式降低循泵电耗，以及对汽轮机各冷端设备的维护保养降低机组热耗；同时提出一机双塔等技改建议，以提高机组经济性。
单位：国能达州发电有限公司姓名：艾小琴摘要本文从机组启停、不同负荷、不同温升等工况下循环水泵优化运行方式降低循泵电耗，以及对汽轮机各冷端设备的维护保养降低机组热耗；同时提出一机双塔等技改建议，以提高机组经济性。
关键词：冷端系统优化运行建议四川电网“水火不容”，且区域供电“供大于求”的格局2-3年内不会改变，火电机组低利用小时数还将延续。
2021年四川电力市场部分负荷继续采用竞价上网模式，竞争非常激烈，火电机组深度调峰（目前执行上网50%)，机组启停频繁，2021年全球能源紧缺，煤炭成本上涨一倍，火电生存面临巨大挑战。
节能降耗是生存之本。
冷端系统是火电厂发电机组重要的辅助系统,它的工作状态和运行特性对整个电站机组的稳定性、安全性和经济性都有较大的影响。
结合实际运行状况,给出了机组启停、不同负荷、不同温升等工况下循环水泵优化运行方式降低循泵电耗；同时进行冷端系统的维护保养，提出一机双塔的技改建议，提高机组经济性。
一、概述某公司两台汽轮机组均为东方汽轮机股份有限公司生产N300-16.67/537/537-8型（高中压合缸）亚临界、一次中间再热、两缸、双排汽、凝汽式汽轮机，给水回热系统配置有3个高压加热器、4个低压加热器和1个除氧器。
每台机组配用一座5500m2双曲线逆流式自然通风冷却塔。
冷却塔进水采用钢筋混凝土结构方形压力沟与钢筋混凝土结构方形中央竖井，塔内装设淋水填料、喷溅装置和除雾器。
每台机组配备一台N-18250-3型表面式凝汽器。
每台机组配备两台型号为1600HLBK-23.9型的循环水泵。
国产300MW机组启、停机优化运行
国产300MW机组启、停机优化运行发表时间：2019-02-27T16:11:57.523Z 来源：《基层建设》2018年第36期作者：闫小坤[导读] 摘要：张家口热电公司300MW机组冷态启动期间由于锅炉热负荷较低，如何优化各系统运行方式，把握各设备启动时间节点，从而在启动中缩短启动时间，达到降低燃油消耗、降低厂用电率目的。
河北大唐国际张家口热电有限责任公司河北张家口 075000摘要：张家口热电公司300MW机组冷态启动期间由于锅炉热负荷较低，如何优化各系统运行方式，把握各设备启动时间节点，从而在启动中缩短启动时间，达到降低燃油消耗、降低厂用电率目的。
关键词：启动；停机；优化；厂用电；油耗；真空一、机组简介张家口热电公司2×300MW燃煤供热机组。
该机由哈尔滨汽轮机厂有限责任公司制造，型号：C250/N300-16.7/537/537型，型式：亚临界、一次中间再热、单轴、两缸两排汽、供热凝汽式汽轮机。
锅炉型号为HG-1025/17.5-YM33，亚临界、一次中间再热、自然循环、单炉膛、平衡通风的π型汽包炉，固态排渣，锅炉紧身封闭布置，全钢架悬吊结构。
设计工作压力为17.5MPa，最大连续蒸发量1025t/h，由哈尔滨锅炉厂设计制造。
发电机为哈尔滨电机有限责任公司生产的型号为QFSN-300-2三相隐极式交流同步发电机，发电机冷却方式采用“水-氢-氢” 冷却方式。
二、优化背景张家口热电公司#1机组2009年12月投产，#2机组2010年02月投产，投产初期为了保证机组运行稳定，启、停机过程中减少对设备的启、停操作，从而减少出现异常、故障的机率。
因此在机组启、停过程中均是双风机并列运行，两台凝结泵运行，循环泵采用高速或中速运行。
在锅炉点火时为了保证燃烧稳定，采用大油枪点火、升温、升压。
故在此机组启、停时提高了机组运行的稳定性，但是大大增加了厂用电的消耗和燃油的消耗。
而为了响应国家节能、减排的政策，并提高机组运行的经济性，发电部利用仿真机培训提高运行人员的技术水平，并经过多次机组启、停的试验，对机组启、停过程进行了优化，合理的安排设备的启、停时间，利用汽动给水泵全程上水，采用小油枪配合#1磨煤机的方式，大大节约了在机组启、停过程中的厂用电和燃油的消耗，取得了明显的节能效果。
300MW汽轮发电机组启、停上水方式优化及分析
300MW机组疏放水系统优化改造
300MW机组疏放水系统优化改造[摘要] 通过对300MW机组疏放水系统阀门、管道进行优化，将原安装、设计不合理的冗余系统进行优化改造，使其布局更加合理、简单，进而减少阀门内漏，增加机组运行热效率。
[关键词] 系统优化阀门内漏热效率1.汽轮机的疏放水系统1.1大型汽轮机组在启停和变负荷工况下运行时，蒸汽与汽轮机本体及蒸汽管道接触时被冷却，当蒸汽温度低于蒸汽压力对应的饱和温度时会凝结成水，若不及时排出，则会存积在某些管道和汽缸中。
运行时，由于蒸汽和水的密度、流速、管道阻力都不同（两相流），这些积水可能引起管道发生水冲击，轻则使管道振动，产生巨大噪音污染环境；重则使管道产生裂纹，甚至破裂。
为了有效的防止管道中积水而引起的水冲击，必须及时地把蒸汽管道中存积的凝结水排出，以确保机组安全运行。
同时还可以回收洁净的凝结水，极大的提高了机组的经济性和热效率。
1.2汽轮机疏放水系统比较复杂，包括汽轮机本体疏水、主、再热蒸汽进汽管道疏水；高、中压主汽门、调门疏水、抽汽管道疏水、门杆漏汽及轴封系统疏水及其它辅助系统的疏放水。
各疏水按压力高低顺序经各疏水孔板或节流组件依次汇集于疏水母管，并通过疏水接管与疏水扩容器相连接，扩容后的蒸汽由扩容器的汽管进入凝汽器，凝结的疏水则通过疏水管接至凝汽器热井。
这种疏水方式阀门集中，便于控制、维护检修，又由于汽水分离，避免了热井内汽水冲击。
1.3疏放水系统的设计，应以运行安全经济、有利于快速起动、便于事故处理和实现自动化等为原则，全面规划、妥善安排，力求简单可靠，布置合理，并尽量回收排出的工质和热量，减少汽水损失。
其布置要遵循三个原则：（1）压力相同或相近的疏水布置在同一集管（2）压力高的疏水布置在压力低的后面（3）各疏水支管应与集管成45度夹角接入且进口方向与流动方向一致。
2.东汽300MW机组疏放水系统存在的问题：2.1在包头一电厂#1、2机组运行期间检查发现主汽、再热及抽汽系统由于疏水阀门前、后差压大，阀门出现不同程度的内漏，门芯吹损、弯头破裂、疏水扩容器焊缝开裂等故障；且机组运行经济性差，供电煤耗高、热效率低。
300MW汽轮发电机组启、停上水方式优化及分析
300MW汽轮发电机组启、停上水方式优化及分析【摘要】广州恒运热电D厂300 MW机组的传统上水方式采用电动给水泵作启、停工作泵，通过几年的运行实践表明，这种上水方式存在可靠性低、厂用电率高等问题。
针对上述情况，本中重点介绍和分析D厂#8机组启、停上水方式的优化方案，及具体实施情况，对比了与原设计中电泵供水的优劣。
【关键词】上水方式；节能；优化；给水泵1 引言广州恒运热电D厂8、9号抽汽供热机组，单机容量300MW，采用东方锅炉厂锅炉，型号为DG-1025/18.2-II4，为亚临界参数、四角切圆燃烧、自然循环汽包炉，设计额定蒸发量为947t/h。
采用东方汽轮机厂汽轮机，型号为N300-16.7/537/537，设计8段抽汽回热系统。
除氧器型号为YC-1060，设计压力为1.0MPa，工作压力为0.75MPa，工作温度为285℃，水箱容积为170m3。
系统配置2台50% B-MCR的汽动给水泵组及1台35% B-MCR的电动给水泵。
经过充分酝酿，D厂#8机组分别于2012年7月24机组停运及2012年7月30日机组启动过程中，全程采用了汽动给水泵上水，电动给水泵备用的上水方式，提高了启、停过程中机组的安全性，达到了节能降耗的目的。
2 优化前的上水方式及存在的问题2.1 优化前的上水方式广州恒运热电D厂两台300MW机组自投产以来，均采用以下上水方式：在机组启动时，首先启动凝结水泵向除氧器上水至2350mm后，启动电动给水泵组给锅炉上水，机组负荷大于105MW后，随着负荷不断增加，分别启动1台或2台汽动给水泵组，当负荷大于150MW时退出电动给水泵组作备用。
2.2 优化前上水方式存在的问题（1）厂用电率高。
机组冷态启动时，从启动电动泵至负荷105MW（即开启汽动泵时），需要15h甚至更长时间，电泵要消耗大量的厂用电。
另外，启动初期因为锅炉上水量较少或不需要上水，所以除氧器进水量少，不需要凝结水泵及电泵长时间工作，消耗大量的厂用电；（2）运行可靠性低。
300MW机组给水系统优化改造的实践与思考
第30卷 2008年1月 湖州师范学院学报Jo ur nal of Huzhou Teache rs College Vol.30J an.,2008300MW 机组给水系统优化改造的实践与思考3陈建国(长兴发电有限责任公司,浙江长兴313100)摘 要:通过对目前火电厂300MW 机组给水系统的配置及运行情况进行分析,发现如果采用给水泵汽轮机备用汽源改造等措施,可以成功实现机组无电泵启动,这为提高机组运行的可靠性和启停机的灵活性提供了新的思路.在此基础上,引出了大型火电机组是否有必要配置电动给水泵的思考,并提出了在条件合适的机组上取消配置电动给水泵的建议.关键词:给水系统;优化改造;实践与思考中图分类号:T K 233.5+2文献标识码:A 文章编号:100921734(2008)S0200092041 300MW 机组给水系统的配置情况给水系统是发电厂热力系统的重要组成部分,因此在任何情况下都要保证不间断向锅炉供水.其中,工质流量大、压力高,对发电厂安全、经济、灵活运行至关重要.给水泵是给水系统的心脏,为工质的传送提供动力.传统小容量机组一般采用定速泵配合给水操作平台的方式工作.随着单机容量不断增大,操作平台中调节阀承受的压力差越来越大,节流损失越来越严重,安全性和经济性也就得不到保障.为此,现代大容量火电机组大都采用变速给水泵,一般采用汽动给水泵作为运行泵,电动给水泵仅在启动阶段或事故情况下使用,正常运行工况下作为备用泵.国产引进型300MW 火力发电机组的给水系统的基本配置是采用二台50%容量的汽动给水泵及一台50%(有些机组采用30%)容量的电动给水泵,给水系统不设主给水调整平台,考虑启动需要,在电泵出口阀处设15%B MCR 调节阀,以满足机组启动前的小流量的需求.其设计的思路是:在起动时采用电动给水泵,当负荷升至20%～30%时,逐渐切换至汽动给水泵运行.正常运行时,由两台汽动给水泵提供锅炉的全部给水量.当一台汽泵故障时,电泵自动投入,可满足锅炉约80%～90%MCR 负荷的给水量.给水泵汽轮机设计有高、低压两个供汽汽源.正常工作时采用主机四级抽汽作为低压汽源,当低压汽源不满足给水需要时,切换为冷段再热蒸汽作为高压汽源.在系统设计中,还有一路来自辅助蒸汽系统的调试用汽,在基建调试阶段,可以利用这路蒸汽启动、冲转汽动给水泵.2 目前给水泵运行配置方式存在的问题结合机组实际的启停经验,并对给水泵运行方式进行分析后,发现若是在机组启停过程中只将电动给水泵作为启动泵,则会引发以下一些运行问题:2.1 电动给水泵在启停机过程中耗功较大按照传统的做法,机组在启动时,采用电动给水泵给锅炉上水,到主机带80%负荷时停电泵转热备用.主机冷态启动时,电泵连续运行约13小时;热态启动时,电泵运行约8小时.电泵的电机功率按6.3MW 计算,电泵耗功为冷态约8万kWh ,热态约5万kWh ,由此反映出在机组启停过程中,电泵的耗功较大.2.2 电动给水泵启动的可靠性较差系统的启动依赖于电动给水泵,如果出现电动给水泵故障,将无法实现机组启动.尤其是基建投产机组或大3收稿日期225作者简介陈建国,工程师,从事火电厂汽轮机设备及系统研究:2007122:.修后首次投运机组,常会由于系统清洁程度不高,导致出现电动给水泵进口滤网堵塞而被迫停炉的情况.2.3 汽动给水泵的汽源可靠性较差给水泵汽轮机的高压备用汽源也取自主机冷再热蒸汽,必须在锅炉点火并升到一定负荷后方可向汽泵供汽,运行中一旦锅炉MF T ,汽泵也就失去了高压汽源的备用作用.另外,给水泵驱动汽轮机在进行高、低压汽源切换时,容易引起给水系统的扰动,从而影响给水调节系统的稳定性.3 给水系统优化改造的可行性图1是长兴发电有限责任公司300MW 机组停机过程中所获取的一些相关参数的变化趋势.图1 300MW 机组停机过程中一些相关参数的变化趋势从图1我们可以看到,在机组降负荷过程中,四抽压力明显随负荷下降而下降.当负荷低于240MW 时,四抽压力已降至0.6MPa 以下,无法满足汽动给水泵对汽源的要求,必须切换至冷再热蒸汽;而当机组进一步降负荷至50MW 以下时,高压缸排汽压力也降至0.7MPa 以下,经过高压调门的节流调节进入给泵汽轮机,其压力降至更低,此时汽泵已无法正常运行,必须启用电动给水泵才能保证锅炉的上水需求.而观察图1中的辅助蒸汽压力变化曲线可知,辅汽压力能基本维持不变(0.75～0.8M Pa 左右).由于300MW 机组的辅助蒸汽来自机组的冷再蒸汽和四级抽汽,辅汽温度也与汽动给水泵的低压蒸汽参数匹配,所以辅助蒸汽的运行参数完全可以满足机组低负荷或启停机阶段汽动给水泵的汽源要求,并能有效地避免汽源切换时的扰动.考虑到辅助蒸汽系统采用的是联络母管制供汽方式,因此在机组启动之前,完全可以直接利用邻机供给的辅助蒸汽作为汽动给水泵的启动用汽汽源,从而实现机组的无电泵启动和停机.为此,我们提出了由辅助蒸汽作为给水泵汽轮机启动和备用汽源的系统改进方案.为满足机组启停过程中锅炉给水小流量的调整需求,还在锅炉省煤器入口增设了给水流量调节的小旁路.4 给水系统优化的改造内容为实现给水系统优化即无电泵启停机的功能,在长电公司#2机组大修期间,实施了以下两项汽动给水泵汽源配置改造及给水系统改造措施.4.1 给泵汽轮机汽源优化改造 图中的实线部分为原有的给水系统及给水泵汽轮机汽源配置状况给水泵汽轮机正常运行时,采用主机的四级抽汽作为低压汽源;当机组在低负荷运行时,高压蒸汽将作为补充汽源或独立汽源提供给小汽机图中粗实线部分所示为所进行的系统改造从本机辅助蒸汽联箱上引出两路蒸汽管道分别接至两01湖州师范学院学报 第30卷2..2:图2 汽动给水泵汽源改造示意图台给水泵汽轮机的低压进汽管道上,即四级抽汽至两台给水泵汽轮机供汽电动阀后,作为两台给水泵汽轮机启停机时汽动给水泵的启动汽源.根据流量计算,蒸汽接管都采用DN125(φ133×4)无缝钢管,在其管路上分别设置一电动隔离阀及逆止阀,以保证与辅助汽源的正常隔离及防止蒸汽倒流.经这样改接后,只要开启辅助蒸汽至给泵汽轮机的供汽电动阀,辅助蒸汽就可作为给水泵汽轮机启动、备用汽源.4.2 给水系统的管路配置考虑到给水泵小流量灵敏调节的死区,为保证机组启动时能有效地控制锅炉汽包水位,在锅炉省煤器入口加装节流调节阀以实现机组启动和低负荷时的给水小流量调节.为此,参照电泵出口给水系统的设计,在锅炉省煤器进口阀处增设一路15%MCR 调节旁路.现场实际接管时,接管的一端借用了锅炉酸洗的一个预留接口,另一端加装了一个锻造三通,采用DN100(φ133×14)的低合金钢管作为旁路管道,设一只15%MCR 的电动调节阀.为保证该旁路管道的严密性,在电动调节阀后增设一电动隔离阀;为保证旁路管道从运行转为检修状态时的隔离与泄压,在调节阀与隔离阀之间的管道上设置一路放水管.5 无电泵启动的成功实践完成上述两项改造后,辅汽就可以作为给水泵汽轮机的启动、备用汽源了.在启停机时,以辅汽冲动汽动给水泵组,取代电动给水泵给锅炉上水.长兴发电有限责任公司#2机组采用无电泵启动方式成功实现机组启动的大致过程如下:(1)汽包上水期间,启动汽泵前置泵,利用省煤器进口15%BMCR 调节阀控制锅炉上水速度,将汽包上至点火水位.(2)点火前,将一台给水泵汽轮机用辅助蒸汽冲转至2200～2900r/min ,处于比较稳定的转速.(3)随着燃烧量的增加和锅炉起压,汽包上水方式设置为汽泵定速,利用省煤器进口15%BMC R 调节阀调整汽包水位.(4)将省煤器进口15%B MCR 调节阀切至省煤器进口电动阀,汽包水位交给汽泵转速调整来控制,及时投入汽泵“自动”,给水实现自动控制.在切换过程中,需注意控制省煤器进口电动阀前、后压差不要太大,防止主给水流量突增造成汽包水位的大幅扰动.(5)机组负荷至60MW 时,另一台汽泵启动(汽源为本机四抽).(6)机组负荷至120～150MW 时,将给水控制由一汽泵(辅汽作为汽源)切至另一汽泵(四抽作为汽源)控制,辅汽作为汽源的汽泵出系后,投入“转速回路”控制.(7)对出系汽泵进行汽源无扰切换,全开四抽至出系汽泵的进汽隔离阀,隔离辅汽至出系汽泵的供汽汽源.小汽轮机汽源无扰切换正常后,机组负荷为～5MW ,重新将出系汽泵并入系统运行,“两汽泵”并列运行,机组可以进行正常加负荷112008年 陈建国:300MW 机组给水系统优化改造的实践与思考12010.21湖州师范学院学报 第30卷6 关于给水系统优化配置的思考与建议众所周知,电动给水泵组由电动机、主给水泵、前置泵、液力偶合器、辅助油泵、冷油器、冷却水系统等组成.由于电泵系统庞杂,维护量较大,出现故障的几率也相应地增加.与电动给水泵相比,汽动给水泵主要有以下优点:(1)安全可靠性高.汽动给水泵转速可高达5000～7000转,因为轴短、刚性大、安全性较高,所以当系统故障或全厂停电时,只要汽源配置合理,仍可保证不间断地向锅炉供水.(2)运行经济性高.汽动泵通过调节汽门开度实现变速运行来调节给水流量,较之采用液力耦合器、节流调节阀的电泵更为经济.(3)节省投资.汽动泵的投资比大型电机、液力耦合器及电气控制设备的总投资低.(4)增加供电.大机组的给水泵电耗高达全部厂用电的约50%,采用汽动泵节省的厂用电可使机组对外多供约3%～4%的电量.(5)便于调节.大型电机启动电流大,启动较困难,汽动泵便于启动且可配合主机滑参数运行进行滑压调节.(6)容量不受限制.大型鼠笼式电机启动电流大,影响周波稳定,故需复杂而昂贵的电气控制设备,也因此而限制了电机的单机容量,而汽泵无此缺点.原系统设计中,机组的启动只能依靠唯一的电泵使给水系统循环起来,因而电泵的可用率对电站的安全可靠运行起着不可忽视的作用.而通过机组无电泵启动的成功改造和实践运行证明了采用汽泵启停的运行方式是切实可行的,由此也降低了机组电站启停过程中对电泵的依赖性,即在汽泵工作状态正常以及汽源可靠的情况下,电泵在机组启停过程中的实际作用是可有可无的.机组带负荷运行时,一般为两台汽泵运行,当一台运行汽泵因发生故障而跳闸时,备用电动给水泵连锁启动后的总给水量能保证锅炉带额定负荷的80%以上稳定运行,机组出力可以接近或达到满负荷,这在电力供应紧张的时期保证机组出力是十分重要的.但随着汽动给水泵组技术的日渐成熟,其故障率将会更加减小,而从快速发展的电源建设趋势来看,日后因设备故障原因而降低机组出力运行情况也会逐渐地为电网所接受.因此在机组正常运行时,电泵只是一台难得一用的“备品”.目前,大多数大容量火电机组的辅汽都采用联络母管制供汽方式,辅汽系统具有很高的可靠性.除了首台机组根据基建以及全厂性事故恢复的需要而有必要配置电动给水泵外,对电厂的第二台机组或后续机组而言,都可以考虑省去电动给水泵组,由此而节省一大笔的设备和系统投资.从电厂运行维护的角度来说,也可节省一大笔日常费用.当然,我们从300MW机组无电泵启动的成功实践中,提出在有合适汽源的新(扩)建机组上,逐步省去电动给水泵的设想,需经国家规划院等设计机构牵头下经多方论证后才能试点实施,取得经验后再作推广.作为一个由生产实践总结得出的一项改进措施,我们认为是值得各基建单位和设计部门来讨论和尝试的.参考文献:[1]陶鼎文.火力发电设备技术手册(第二卷)[M].北京:机械工业出版社,1998:18～19.[2]樊印龙,李飞雁.给水泵汽轮机汽源配置浅析[J]浙江电力,2005,24(1):29～31.[3]韩中合,田松峰,马晓芳.火电厂汽机设备及运行[M].北京:中国电力出版社,2002:225.[4]吴季兰.汽轮机设备及系统[M].北京:中国电力出版社,1998:296～297.。
对开式水优化运行调整和系统改进的分析
300MW机组开式水系统改进和运行优化调整华能武汉发电有限责任公司徐爱林一、前言火力发电厂开式水系统的开式水，作为冷却介质，将汽轮发电机组设备运行中所产生的热量，导出排至循环水排水系统，以保证设备的正常运行。
华能武汉发电有限责任公司Ⅰ、Ⅱ期4X300MW凝汽式汽轮发电机组，夏季循环水泵原设计为“两机三泵”（即两台机组运行时投运三台循环水泵，以下类同）运行方式；考虑节能，改变为“三机四泵”或“四机五泵”运行方式，因此在夏季工况运行中，出现了部分热交换器开式冷却水量不足的情况；为了提高机组运行的安全性和经济性，公司运行人员在对开式水系统，提出对该系统改进同时优化运行调整，改进后在确保电厂节能降耗的同时保证了机组运行的安全性同时提高了经济性，实现了预期目的。
二、设备系统简介华能武汉发电有限责任公司已经建成一、二、三期工程，安装了2×2×300MW 和2×600MW火力发电燃煤机组。
其中，一期工程为2台300MW机组，分别于1993年6月和1994年1月建成投产；二期工程为2台300MW机组，分别于1997年5月和12月建成投产；三期工程为2台60万千瓦机组，分别于2006年10月、12月建成投产。
机组冷却方式采用开式循环水系统，水源为长江水，一、二期工程共用一个江边循环水泵房，安装6台循环水泵，循环水泵出水母管间，安装有联通门。
设计运行方式：夏天在满负荷工况下，为两机三泵运行；当机组负荷下降至75%额定负荷左右，即230MW负荷工况，为一机一泵运行；冬天为一机一泵运行，可带满负荷。
汽轮发电机组的开式冷却水，由循环水提供，从甲、乙侧凝汽器循环水入口门前管道接出。
乙侧开式水经滤网过滤后向主机和汽动给水泵冷油器提供冷却水；甲侧开式水分为直供设备冷却水和经两台100%容量的开式水泵（一用一备）升压后提供给设备冷却水。
开式水系统分布为：甲侧开式水经滤网过滤后，直接供给开式冷却水的设备有：2台发电机定子内冷水冷却器、2台闭式循环水热交换器；由开式水泵升压后供给开式冷却水水的设备有：2台励磁机空气冷却器、4台发电机氢气冷却器、1台电动给水泵电机凉风器、电动给水泵工作油和润滑油冷却器各1台；2台水环式真空泵冷却器的开式水，既可以由循环水直接供给，也可以由开式水泵升压水供给，可相互切换。
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300MW汽轮机循环水系统运行方式优化黄维绍
发表时间：2019-10-18T09:10:27.403Z 来源：《电力设备》2019年第10期作者：黄维绍
[导读] 摘要：本文分析了300MW汽轮机循环水系统循环水泵耗电率偏高的原因，在对吸水井联络门进行扩容改造的基础上，对循环水系统实行了两机三泵运行方式，以使机组达到相对最佳真空，提高企业的经济效益和生存能力。
（广东粤电云河发电有限公司广东云浮 527300）
摘要：本文分析了300MW汽轮机循环水系统循环水泵耗电率偏高的原因，在对吸水井联络门进行扩容改造的基础上，对循环水系统实行了两机三泵运行方式，以使机组达到相对最佳真空，提高企业的经济效益和生存能力。
关键词：循环水系统；两机三泵
1 引言
凝汽器真空是指汽轮机排汽绝对压力（背压）与大气压力的差值，与循环水温度、流量、凝汽器清洁度、真空系统严密性及负荷等指标有关，是影响汽轮机热耗率和机组供电煤耗的主要因素。
对于300MW汽轮机组，凝汽器背压每升高1kPa，对供电煤耗影响1.05%左右【1】。
对于提高机组真空，在其他工况不变的条件下，最行之有效的措施是增大循环水流量，但循环水泵出力的增大，势必会增加循环水泵耗电率，使厂用电率增加。
如何使机组保持在最佳真空状态，降低机组供电煤耗，优化循环水泵运行方式，成为了电厂节能的一个关键问题。
2 设备概况
某厂两台机组为上海汽轮机有限公司生产的N300-16.7/538/538型亚临界、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、凝汽式汽轮机发电机组。
机组凝汽器的型式为单壳体、双流程、表面式、横向布置，其设备规范见表1。
循环水系统配置方式为：#5机组设一个#5冷却塔和
#1、2两台循环水泵，#6机组设一个#6冷却塔和#3、4两台循环水泵。
循环水泵为高效G56sh型，单级、双吸、壳体为水平中开式离心泵，所配置电机功率为1800kW，两台机组循环水之间设有联络门，但因两座冷却塔池间连通铁闸门漏水严重，已将该连通部位以混凝土砌堵封死，两台机组的循环水供水母管上设置有联络管。
该厂#5、6号机组循环水泵年平均耗电率与其他机组对比见表3，由表3可知，折算到75%出力系数下，#5、6号机组循环水泵年平均耗电率分别为1.1%和1.08%左右，与其他电厂相比，该厂5、6号机组循环水泵耗电率偏高约0.2个百分点左右。
分析#5、6号机组循环水泵耗电率略高的主要原因为：该厂全年循环水平均温度达到25℃左右，冬季期间循环水温度仍在15℃以上，循环水温度整体偏高，此项属于环境不可控因素。
另本厂循环水系统目前只有一机一泵和一机两泵运行方式，一般情况下，只能根据机组负荷、环境温度和真空等决定机组单台循环水泵或两台循环水泵运行，以达到相对最佳真空，循环水泵运行方式单一，可调节空间少。
表3 该厂#5、6号机组循环水泵年平均耗电率与其他机组对比
3 循环水泵运行方式优化
两机三泵，是指两台机组的循环水系统通过吸水井的联络门和循环水出口管道联络门进行联络，两台机组的循环水采用三台循环水泵。