1000MW发电机组循环水系统优化设计分析

2015-11-04王志广

建材与装饰 2015年39期

关键词：背压凝汽器倍率

王志广

（福建永福工程顾问有限公司）

1000MW发电机组循环水系统优化设计分析

王志广

（福建永福工程顾问有限公司）

循环水系统是保证电厂能够安全经济运行的一个重要辅机系统，本专题报告依托长乐电厂工程对循环水直流供水系统的冷却倍率、凝汽器面积、循环水管配置方案，采用对各个可变参数的不同组合，通过水力、热力和经济计算，进行多方案的综合比较和优化计算，并针对近些年来凝汽器综合造价及标煤价变化对优化计算影响进行敏感性分析，以选取满足技术、经济条件的合理的综合方案，确定系统内主要设备、建（构）筑物的合理配置。

系统优化；凝汽器面积；背压；冷却倍率；年费用

1　概述

目前作为洁净煤发电技术之一的超超临界技术是国际上成熟、先进的发电技术，在机组的可靠性、可用率、热机动性、机组寿命等方面已经可以和超临界、亚临界机组媲美，并有了较多的国际商业运行经验。

本文结合福州长乐电厂4×1000MW机组工程可研设计工作，通过研究1000MW级发电技术特点，进一步优化1000MW级机组布置方案和系统设置，在满足安全、运行等条件下，尽一切可能降低工程造价，提高项目经济效益。

1.1工程概况

1.1.1建设（设计）规模

本工程厂址位于长乐市最南端的松下港区范围，北距长乐市约35km，距福州约70km，南距福清市约33km。远期规划容量为4×1000MW超超临界燃煤发电机组，并留有扩建条件。本期工程建设2×1000MW超超临界机组，同步建设尾部烟气脱硫、脱硝装置，全厂一次规划分期建设。

1.1.2循环水供水系统概述

本期工程循环水系统采用单元制直流供水系统，其系统流程概况如下：循环水取水采用挖入式明渠从码头港池后方深水水域取水，通过引水明渠将海水引至汽机房前沿循泵房前池，经拦污栅、旋转滤网进入泵房吸水池，每台机组经循环水泵升压后，通过循环水压力管输送至主厂房，再经凝汽器及排水管进入虹吸井，然后通过自流至排水沟排入排水连接井，最后排入厂址海域。

1.1.3循环水供水系统优化概述

根据工程条件电厂循环水采用海水直流供水，本文结合厂址的水文气象及供水条件，对循环水系统的冷却倍率、凝汽器面积、循环水管配置方案，采用对各个可变参数的不同组合，通过水力、热力和经济计算，进行多方案的综合比较和优化计算，并针对凝汽器综合造价及标煤价变化对优化计算影响进行敏感性分析，以选取满足技术、经济条件的合理的综合方案，确定系统内主要设备、建（构）筑物的合理配置。

2　基础资料及设备参数

本工程的优化计算根据以下各项基础资料进行：

2.1取水海域自然水温（见表1）

2.2汽轮机参数

表1　多年逐月平均、最高、最低水温表（单位：℃）

（1）本期2×1000MW机组为超超临界燃煤机组，采用超超临界、双背压、单轴、四缸四排汽、中间再热凝汽式式汽轮机。

（2）单台机组循环水系统额定工况凝汽量为1679t/h，设计背压Pk=0.0049MPa，机组出力1000MW；校核工况凝汽量为1759t/h，校核背压Pk=0.0091MPa。

2.3凝汽器资料

根据工程实际条件及对国内已建的百万机组凝汽器相关配置的调研，本工程凝汽器拟采用双背压、单流程、表面式、钛管凝汽器，本次优化计算按此进行。

本设计凝汽器冷却水管外径×壁厚=φ25×0.5mm，脏污系数取0.85。

3　循环水系统优化

3.1参选方案的各项技术经济参数

3.1.1基本技术经济参数

计算各参选方案采取的基本技术经济参数见表2。

表2　

3.1.2冷却倍率参数

本计算对循环水泵运行工况按一年三季（春秋季、夏季、冬季）变倍率运行方式进行比较分析，即采用62/46.5/24.8、64/48/ 25.6、66/49.5/26.4三种倍率，夏季为一台机组配三台循环水泵，春秋季为一台机组配二台循泵，冬季为一台机组配一台循泵，根据热力计算成果进行经济比较计算。

3.2系统水力计算

根据厂区总布置情况及系统布置方式，选取循环水管径DN3600和DN3800两种配置进行水力计算，系统阻力计算公式如下：局部阻力：△h=ξν2/2g沿程阻力损失：△h=i×L

3.3设计方案组合

（1）凝汽器方案：冷凝面积为FF=51000m2、52000m2、53000m2共三组。

（2）冷却倍率方案：全年分春秋季、夏季、冬季三季运行方式，共有62/46.5/24.8、64/48/25.6、66/49.5/26.4三种倍率。

（3）循环水管（干管）方案：DN3600、DN3800共2组。

3.4参选方案约束限制条件

（1）在夏季最热三个月P=10%日平均水温28.5℃气象条件下，加上一定的回水温升后（t=29.7℃）的运行背压应能满足小于机组满发的最高允许背压9.1kPa要求。

（2）凝汽器端差δt不小于2.8℃，小于2.8℃时取2.8℃。

3.5优化计算及结果分析比较

3.5.1优化计算方法

方案经济分析比较采用年费用最小法（动态），即将建设项目多种可能实施的方案，以每一方案的一次投资，与此方案实施后在预测到的经济服务年限内逐年支付的运行费用，按动态经济规律将投资与运行费用均换算到指定年（投产年），再在经济服务年限内等额均摊，最终比较各方案的年均摊值，取年最小费用较优的方案作为选择方案。计算结果中年费用不是实际的年费用值，而是各方案比较的相对值。

本文所采用的年费用最小法之年费用的计算公式为：

NF=P×（AFCR）+U

式中：NF——使用期内等额年费用（拉平到经济使用年限n年内）；

3.5.2年费用计算

年费用的计算包括年固定费用及年运行费用。其中，年固定费用为参加优化的所有项目的总投资减去工程残值乘以年固定费用率的值，年运行费用为循环水泵年运行电费与年微增电费、大修理费的和。

（1）各方案汽轮机背压限制条件校核

优化得出的参数应按汽机校核工况（凝汽量Dk=1759t/h）在夏季最炎热三个月P=10%的日平均水温为28.5℃加上按电厂温排水造成的海水增温1.2℃，对不同循环水冷却倍率、凝汽器端差、汽机背压进行校核计算，以保证机组在该工况和组合下能满发（PK<0.0091MPa）。

考虑一定裕度后（t=29.7℃），各种组合方案的背压值均小于0.0091MPa，即均满足汽轮机背压限制条件。

（2）年费用计算结果

按上述原始数据和拟定的计算方案及其技术参数进行计算，对符合所有技术条件及约束条件的计算结果经整理进行了列表。表3列出了各组合方案运行年费用优劣顺序排列的计算结果。

表3年费用表

3.5.3优化计算结果分析

从年费用表中的年费用值可看出，对于各方案组合，冷却倍率为64/48/25.6、年费用均较低，排序较靠前；凝汽器面积53000m2、循环水管DN3800、冷却倍率64/48/25.6的组合年费用最低，凝汽器面积52000m2、循环水管DN3800、冷却倍率64/48/ 25.6的组合年费用为其次。由于本优化计算中未考虑因凝汽器占地面积因素引起的投资差异，鉴于在年费用排序第二位的组合方案与排在首位的组合方案年费用相差不大（仅相差1.48万元），为节省工程初期投资费用，本阶段推荐采用年费用排第二的组合方案。

4　敏感性分析

上述优化计算是在凝汽器综合造价为2000元/m2、发电单位成本为0.396元/kW·h条件下进行的，由于以上参数不同，对年费用排序也会有所不同，近些年来，由于金属钛材（凝汽器主要结构材料）及煤碳价格快速增长，针对目前市场的变化情况，本工程对采用不同凝汽器综合造价及发电单位成本进行敏感性分析，得出以下结果：

在其它各参数不变的情况下，随着凝汽器综合造价的提高，其相对应的凝汽器面积相对较小、冷却倍率相对大时的方案经济性较优；若发电单位成本越高（即标准煤价越高），则其凝汽器面积较大者经济技术为优。