主汽轮机和给水泵汽轮机分设凝汽器的循环水系统优化计算

蔡兴初， 梁 涛， 唐小锋， 陈 彬

(中国能源建设集团江苏省电力设计院有限公司， 南京 211102)

火电厂做功后的乏汽进入凝汽器汽室，需要用大量的循环冷却水将其冷凝成凝结水，相应的供排水设备、建(构)筑物等构成了循环水系统[1]。在火电厂设计过程中，循环水系统优化是重要的一个环节，其优化计算需要对各可变参数进行不同组合，通过水力、热力及经济计算对多种方案进行比较，该计算过程较为繁杂，主要通过计算程序完成[2]。国内电力设计行业对主汽轮机与给水泵汽轮机合用1台凝汽器的循环水系统优化计算研究较为成熟，并且有相应的计算软件，但是对于两者分别设置独立凝汽器的循环水系统，其优化研究则相对较少。

笔者基于循环水系统优化基本原理，分析现有优化计算程序的不足，研究主汽轮机和给水泵汽轮机分设凝汽器的循环水系统优化计算。

1 循环水系统优化基本原理

当火电厂汽轮机初参数一定时，降低汽轮机凝汽器的背压，可以提高机组热效率，降低煤耗[3]。降低冷却水温、凝汽器循环水进出口温差和凝汽器传热端差等是降低凝汽器背压的主要途径[2]。但上述途径在降低背压的同时将导致厂用电耗及工程造价的增加[4]：(1)增大冷却塔面积，可降低冷却塔出塔水温，但是冷却塔供水几何高度也会相应地增加，将增加循环水泵功耗，进而增加冷却塔造价；(2)增大循环水量可降低凝汽器冷却水进出口的温差，然而该措施将增加循环水泵功耗、设备和建(构)筑物费用；(3)增大凝汽器传热面积可以减少传热端差，但是凝汽器的投资也会提高。

火电厂循环水系统最佳的冷端配置是达到降低背压(电耗)和控制造价的平衡[5]，这类冷端各参数的最佳组合可以通过循环水系统的优化计算来获得。优化计算的方法一般采用DL/T 5339—2018 《火力发电厂水工设计规范》推荐的年费用最小法，该方法把投资和生产成本两个要素统一起来，并结合时间因素进行计算，即将各个方案的基建投资考虑复利因素，换算成使用年限内每年末的等额偿付的成本，再加上年运行费用，构成该方案的年费用，并且以年费用最小为优化目标，通过敏感性分析来确定最终方案[1]。

2 现有计算程序存在的问题

图1为主汽轮机和给水泵汽轮机分设凝汽器的循环水系统。

图1 主汽轮机和给水泵汽轮机分设凝汽器的循环水系统

国内电力设计行业采用的循环水系统优化计算程序一般以每台机组设1台凝汽器为前置条件，对于主汽轮机和给水泵汽轮机分别设置独立凝汽器的循环水系统则不能直接适用。主要原因有：

(1) 主汽轮机和给水泵汽轮机的背压-功率曲线不同，不能将主汽轮机和给水泵汽轮机的背压-功率曲线作为整个工程的设计输入。计算程序需要输入1条背压-功率曲线，但是主汽轮机和给水泵汽轮机共有2条背压-功率曲线。主汽轮机和给水泵汽轮机的低压缸形式、末级叶片长度及材质均不同。主汽轮机进汽参数较为稳定，而给水泵汽轮机进汽一般为主汽轮机的某级抽汽，其参数存在一定的小幅波动。因此，主汽轮机和给水泵汽轮机的热效率不同。不同的背压-功率曲线会导致在相同背压参数下，主汽轮机和给水泵汽轮机所需的冷却水量、凝汽器面积与各自凝汽量不成比例关系。

(2) 主汽轮机和给水泵汽轮机所配凝汽器形式不同。高参数的主汽轮机一般配置双背压、双壳体、单流程凝汽器。给水泵汽轮机则配置单背压、单壳体、双流程凝汽器。2种汽轮机对应凝汽器的管径规格也不同。

(3) 主汽轮机和给水泵汽轮机分设凝汽器，设置各自的进出水管道，存在配水不均的问题，需要按各自的水量需求优化各段阻力(尤其是凝汽器阻力)以分配水量，但是现有计算程序无此功能。

3 优化方法

提出一种循环水系统优化计算方法，在获取工程信息后，通过多个步骤的计算和优选来解决主汽轮机和给水泵汽轮机分设凝汽器的循环水系统优化问题。优化后的计算流程见图2。优化过程包括单独优化主汽轮机冷端设备、设置虚拟凝汽器、匹配主汽轮机冷却塔和合用冷却塔水温等。

图2 优化后的计算流程

4 应用案例

4.1 工程概况

某火电厂新建2台1 000 MW超超临界机组，主厂房内的主汽轮机与给水泵汽轮机分别设置凝汽器，其中给水泵汽轮机采用2台50%容量配置。每台给水泵汽轮机单独设置凝汽器，单台给水泵汽轮机最大连续功率不小于20.1 MW。主厂房外循环水系统为主汽轮机与给水泵汽轮机合用，由自然通风冷却塔、循环水泵房、进回水管沟等组成，每台机组配1座自然通风冷却塔，各有1根循环水进水管和回水管。

4.2 设计参数

4.2.1 气象条件

项目所在地夏季频率为10%的日平均气象条件下(简称夏季10%气象条件)湿球温度为27.5 ℃，相应的气象参数为：干球温度为30.8 ℃，相对湿度为79%，大气压力为100.6 kPa。各季节的平均气象条件见表1，其中：根据物候学划分季节，日平均气温<10 ℃的时期为冬季，日平均气温≥22℃的时期为夏季，日平均气温为10～<22 ℃的时期为春季或秋季。

表1 各季节气象参数

4.2.2 经济指标

优化计算采用的经济指标为：厂用电电费为0.26元/(kW·h)；微增功率电费单价为0.221元/(kW·h)；凝汽器单位面积价格为600元/m2；冷却塔单位面积价格为10 800元/m2；电厂经济使用年限为20 a；资金回收率为10.2%(按照投资回收率为8%)；年维修费用率为2%；年固定分摊率为12.20%；全年利用时间为5 000 h。

4.2.3 主汽轮机参数

主汽轮机为1 000 MW超超临界、二次中间再热双背压、凝汽式机组，设计背压为4.80 kPa。汽轮机不同工况热力数据见表2，其中：THA工况为汽轮机性能保证工况；TRL工况为汽轮机铭牌工况；TMCR工况为汽轮机最大连续功率工况。

表2 主汽轮机不同工况热力数据

主汽轮机微增功率与背压关系曲线见图3，其中：背压变化量以设计背压(4.8 kPa)为基准，功率变化率以设计背压对应的功率为基准。

图3 主汽轮机微增功率与背压关系曲线

4.2.4 给水泵汽轮机参数

给水泵汽轮机按2台50%容量配置，每台给水泵汽轮机单独设置凝汽器，给水泵汽轮机不同工况热力数据见表3。

表3 给水泵汽轮机不同工况热力数据

4.3 优化计算过程

4.3.1 步骤一

利用计算程序对主汽轮机部分单独优化计算，得到的结果见表4。

表4 主汽轮机循环水系统优选计算结果

通过敏感性分析，拟推荐主汽轮机循环水系统设计方案为：冷却倍率为54，每台机组配1座11 500 m2的自然通风冷却塔、1台61 000 m2凝汽器。凝汽器设计参数为：双背压、单流程，冷却管束采用304不锈钢管(管径规格为D22×0.5)，管束长度为13.4 m，设计流速为1.9 m/s，设计水阻为7.5 m。推荐工况下，冷却塔各季节出塔水温见表5。

表5 主汽轮机配置冷却塔出塔水温

4.3.2 步骤二

利用表5的年平均出塔水温和夏季10%气象条件出塔水温，结合生产厂家的制造能力等因素拟定3个方案(见表6)。比较3个方案后，优选出的给水泵汽轮机冷端配置方案为：设计背压为5.15 kPa，冷却倍率为65，凝汽器面积为2 200 m2。

表6 给水泵汽轮机优选参数

4.3.3 步骤三

设置1台虚拟凝汽器，排入该虚拟凝汽器的凝汽量为主汽轮机和给水泵汽轮机的凝汽量之和(假定主汽轮机和给水泵汽轮机合用1台凝汽器)，结合步骤一和步骤二中所得的主汽轮机和给水泵汽轮机的冷却倍率，计算得到虚拟凝汽器冷却倍率见表7(合并后的乏汽放热比焓为加权平均值)。计算出综合冷却倍率(虚拟凝汽器冷却倍率)为55。

表7 虚拟凝汽器冷却倍率计算结果

4.3.4 步骤四

计算出一系列与虚拟凝汽器配套的其他冷端配置及参数，包括冷却塔淋水面积、出塔水温、循环水管沟规格等。通过计算程序的部分功能计算得到综合冷却倍率为55时，不同冷却塔淋水面积下的冷却塔各季出塔水温和最优的循环水管径。表8为配置虚拟凝汽器供水系统优选计算结果。

表8 配置虚拟凝汽器供水系统优选计算结果

4.3.5 步骤五

在表8中寻找与表5中相关出塔水温接近的冷却塔配置，最终确定主汽轮机和给水泵汽轮机合用的冷却塔淋水面积为13 000 m2，循环水管径规格为DN3800。

4.3.6 步骤六

按主汽轮机凝汽器管段阻力与给水泵汽轮机凝汽器管段阻力相等原理，推导出给水泵汽轮机凝汽器的其他参数为：单背压、双流程，冷却管束材质为不锈钢304，管径规格为D20×0.5，管束长度为7.7 m，设计流速约为2 m/s。

4.3.7 步骤七

确定循环水系统配置为：

(1) 主汽轮机凝汽器设计冷却倍率为54，2台给水泵汽轮机凝汽器设计冷却倍率为65，综合冷却倍率为55。

(2) 每台机组配1座淋水面积为13 000 m2的自然通风冷却塔，循环水管径规格为DN3800。

(3) 每台机组主汽轮机配1台61 000 m2凝汽器，每台给水泵汽轮机配置1台2 200 m2凝汽器。凝汽器具体规格见上文所述。

5 结语

火力发电厂循环水系统优化计算过程较为繁杂，主要通过计算程序完成。国内电力设计行业普遍采用的循环水系统优化计算程序不能直接用于主汽轮机、给水泵汽轮机分别设置独立凝汽器的循环水系统优化计算。

针对主汽轮机、给水泵汽轮机分别设置独立凝汽器的循环水系统，可利用循环水系统优化计算程序，通过多步骤的计算和优选，得到与工程条件吻合且较经济的循环水系统配置。

多步骤的计算和优选包括的主要内容有：主汽轮机部分冷端设备单独优化；给水泵汽轮机部分冷端参数通过校核计算和多种方案对比，优选较佳参数；设置虚拟凝汽器，同时计算综合冷却倍率；主汽轮机冷却塔和合用冷却塔出塔水温匹配；按水力平衡原理优化给水泵汽轮机凝汽器具体参数等。所提出的优化计算方法可以为类似工程提供参考。