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摘 要：分析鹤煤公司热电厂停机后用电量高的原因，围绕热电厂自身的设备、系统特点对循环水系统运行方式调整优化，实现年节约发电成本15.58万元。
关键词：汽轮机 凝汽器 循环水泵 启备变 厂用电
中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1007-3973（2013）008-088-02
鹤煤公司热电厂2*135MW机组为东方汽轮机厂生产的C135-13.2/0.245/535/535型，超高压、单轴、双缸双抽（一级可调）、一次中间再热、凝气式汽轮机组。配备东方锅炉厂生产的DG445/13.7-II1型，超高压、一次中间再热、单汽包、自然循环、集中下降管、全钢构架，∏形悬吊式露天布置锅炉。发电机为东方电机厂生产的QF-135-2-13.8型空冷发电机组。本厂#1、#2机组采用单元制运行方式，分别于2006年、2007年相继投产进入商业化运行，投运后两台机组均存在停机期间厂用电耗高问题。现就机组停运后循环水系统运行方式进行分析研究。
1 现状情况
汽轮机组停运后转子惰走期间，为避免转子产生热弯曲，必须切断一切进入汽轮机的冷水冷气。对于低压缸来说，机组停运后本体疏扩处仍有大量热量进入凝汽器，若此时停运循环水系统，极易造成凝汽器超压、低压缸安全门动作，甚至低压缸缸体受热变形损坏事故的出现。因此《汽轮机运行规程》规定：在低压缸排汽温度高于50℃的情况下必须保持循环水泵运行。只有在低压缸排汽温度低于50℃且已确认无任何汽源进入凝汽器的前提下方可停运循环水泵。在机组启动初期至机组接带厂用电之前，在此期间停运机组自身不发电，而且还要从电网吸收高价电量，特别是循环水泵，耗电量大，启动时间长。由此带来了发电成本的提高。因此如何优化机组停运后循环水系统的运行方式，在确保机组安全的前提下降低发电成本也就成为了亟待解决的问题。
2 系统简介
2.1 设备概况
（1）循环水泵。
循环水泵是循环水系统中最重要的设备之一，在热力系统中发挥着至关重要的作用。机组运行中，凝汽器真空的形成主要依赖于循环水泵。停运初期，低压缸的冷却也主要依靠循环水泵来完成。
鹤煤公司热电厂循环水泵为山东鲁能节能开发有限公司生产的G40SH型卧式单级、双吸、壳体为水平中开式离心泵，转子可抽出，从电机端看，泵顺时针旋转，出口阀门采用液控蝶阀。该循环泵额定流量为9510m3/h、额定扬程为19.7米、额定转速为750转/分。配备上海电机厂生产的YKK560-8型电机，电机额定电压为6000V、额定电流为84.7A、额定功率为750KW。
（2）低压缸安全门。
为防止凝汽器超压造成的设备损坏，汽轮机低压缸均配置有安全门，若凝汽器压力高于其动作压力，其爆破片（石棉板）自动爆破损坏，释放蒸汽减压，防止凝汽器超压和低压缸受热变形损坏，从而保护设备安全。
低压缸安全门特性：低压缸安全门为保障安全起见一般设置两个，材质为1mm厚石棉板，动作压力为20KPa。
2.2 系统流程
凉水塔蓄水池内的水经循环水进水间，到达循泵入口，然后用循环水泵将循环水通过管道进入凝汽器。低压缸下部与凝汽器相连，循环水在凝汽器内经表面换热，循环水被加热温度升高；低压缸做过功的蒸汽进入凝汽器经冷却后凝结为水通过凝泵回收至锅炉再次利用。加热的循环水通过管道进入凉水塔冷却，汇集至冷水塔下部蓄水池内回收，形成一个完整的水路循环。机组运行或停运初期，低压缸中的大量蒸汽通过凝汽器中的循环水得到冷凝，低压缸（即凝汽器）压力控制在合理范围内。
该机组在#1、2机组循泵出口设置有循环水泵出口联络门，经凝汽器冷却后进入凉水塔之前设置有循环水回水联络门。在每个机组循环水出口进凝汽器之前的管道上分别引出直径为500mm管路，经阀门（直供水门）汇入一条母管向引风机和空压机房提供冷却水。
3 机组停运后对循环水泵运行时间的要求
（1）机组停运后排汽缸温度很快会降至50℃，此时虽然理论上可以停止循环水泵运行，但受本体疏扩处系统阀门内漏影响，仍有大量余热进入凝汽器。如果此时停运循环水泵，进入低压缸内蒸汽得不到冷却，可能会出现凝汽器压力超过20kpa、安全门动作的后果。如果安全门因故拒动，则凝汽器可能出现因超压而损坏的恶性事故。因此实际操作中均以汽轮机高压内缸内下壁金属温度为参考，高压内缸内下壁金属温度降至200℃时方能停止循环水系统运行。
（2）机组启动初期循环泵需要提前启动，向工业水系统提供水源，来保证各转机有足够的冷却水，向凝汽器提供冷却水保证配合锅炉启动。机组启动初期，至自带厂用电之前，各转机设备所消耗的电量为电网通过启备变接带。
4 运行方式对经济性的影响
为保证低压缸的有效冷却，要求机组停运后循环水泵必须继续运行，这无疑将造成发电厂用电率的增加。以汽轮机滑停结束后高压内缸内下壁金属温度330℃开始计算，自然冷却至高压内缸内下壁金属温度200℃，大约需要65个小时。循环水泵电机功率为750kw。即低压缸冷却至安全状态需要耗费48750kwh电能。按月发电量6000万kwh计算，将使发电厂用电率增加0.08%。如果#1#2机组每年累计停运按5次计算，则年可节约电量24.3万kwh。按电网结算电价0.6元/kwh计算，则年可增加发电成本14.58万元。机组从启动至自身接带厂用电大约需要10个小时，电网电价为0.6元/kwh，发电成本为0.33元/kwh。每次冷态启动大约额外增加发电成本2000元左右。如果#1#2机组每年累计停运按5次计算，每年增加发电成本1万元。若对循环水系统进行优化运行年可降低发电成本15.58万元，可见机组停运后循环水泵的停运时间对经济性的影响是巨大的。
5 系统优化
由图1我们可以看出，除本台机组的循环水泵可向本机提供循环冷却水外，邻机的直供水同样可为本机提供冷却水。虽然压力较低，只有0.07MPa，但足可以满足机组停运工况下凝汽器的冷却要求，将凝汽器压力控制在0KPa以下。因此在充分考虑机组安全的前提下，为节省厂用电，降低机组发电厂用电率，可考虑采用如下运行方式，即高压内缸内下壁金属温度达到300℃之前采用临机循环水泵运行方式，为低压缸提供冷却水。当高压内缸内下壁金属温度降至300℃以下时停运循环水泵，开启邻机及本机直供水门，将邻机提供的直供水引至本机循环水系统，以此满足低压缸的冷却需要。
机组启动初期采用启动邻机循环水泵，开启两台机循环水泵出口联络门的办法，用邻机循环泵接带启动机组的循环水系统。来降低启备变电量消耗，从而降低发电成本。
参考文献：
[1] 王国清.汽轮机设备运行[M].北京：中国电力出版社，2005.
关键词：汽轮机 凝汽器 循环水泵 启备变 厂用电
中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1007-3973（2013）008-088-02
鹤煤公司热电厂2*135MW机组为东方汽轮机厂生产的C135-13.2/0.245/535/535型，超高压、单轴、双缸双抽（一级可调）、一次中间再热、凝气式汽轮机组。配备东方锅炉厂生产的DG445/13.7-II1型，超高压、一次中间再热、单汽包、自然循环、集中下降管、全钢构架，∏形悬吊式露天布置锅炉。发电机为东方电机厂生产的QF-135-2-13.8型空冷发电机组。本厂#1、#2机组采用单元制运行方式，分别于2006年、2007年相继投产进入商业化运行，投运后两台机组均存在停机期间厂用电耗高问题。现就机组停运后循环水系统运行方式进行分析研究。
1 现状情况
汽轮机组停运后转子惰走期间，为避免转子产生热弯曲，必须切断一切进入汽轮机的冷水冷气。对于低压缸来说，机组停运后本体疏扩处仍有大量热量进入凝汽器，若此时停运循环水系统，极易造成凝汽器超压、低压缸安全门动作，甚至低压缸缸体受热变形损坏事故的出现。因此《汽轮机运行规程》规定：在低压缸排汽温度高于50℃的情况下必须保持循环水泵运行。只有在低压缸排汽温度低于50℃且已确认无任何汽源进入凝汽器的前提下方可停运循环水泵。在机组启动初期至机组接带厂用电之前，在此期间停运机组自身不发电，而且还要从电网吸收高价电量，特别是循环水泵，耗电量大，启动时间长。由此带来了发电成本的提高。因此如何优化机组停运后循环水系统的运行方式，在确保机组安全的前提下降低发电成本也就成为了亟待解决的问题。
2 系统简介
2.1 设备概况
（1）循环水泵。
循环水泵是循环水系统中最重要的设备之一，在热力系统中发挥着至关重要的作用。机组运行中，凝汽器真空的形成主要依赖于循环水泵。停运初期，低压缸的冷却也主要依靠循环水泵来完成。
鹤煤公司热电厂循环水泵为山东鲁能节能开发有限公司生产的G40SH型卧式单级、双吸、壳体为水平中开式离心泵，转子可抽出，从电机端看，泵顺时针旋转，出口阀门采用液控蝶阀。该循环泵额定流量为9510m3/h、额定扬程为19.7米、额定转速为750转/分。配备上海电机厂生产的YKK560-8型电机，电机额定电压为6000V、额定电流为84.7A、额定功率为750KW。
（2）低压缸安全门。
为防止凝汽器超压造成的设备损坏，汽轮机低压缸均配置有安全门，若凝汽器压力高于其动作压力，其爆破片（石棉板）自动爆破损坏，释放蒸汽减压，防止凝汽器超压和低压缸受热变形损坏，从而保护设备安全。
低压缸安全门特性：低压缸安全门为保障安全起见一般设置两个，材质为1mm厚石棉板，动作压力为20KPa。
2.2 系统流程
凉水塔蓄水池内的水经循环水进水间，到达循泵入口，然后用循环水泵将循环水通过管道进入凝汽器。低压缸下部与凝汽器相连，循环水在凝汽器内经表面换热，循环水被加热温度升高；低压缸做过功的蒸汽进入凝汽器经冷却后凝结为水通过凝泵回收至锅炉再次利用。加热的循环水通过管道进入凉水塔冷却，汇集至冷水塔下部蓄水池内回收，形成一个完整的水路循环。机组运行或停运初期，低压缸中的大量蒸汽通过凝汽器中的循环水得到冷凝，低压缸（即凝汽器）压力控制在合理范围内。
该机组在#1、2机组循泵出口设置有循环水泵出口联络门，经凝汽器冷却后进入凉水塔之前设置有循环水回水联络门。在每个机组循环水出口进凝汽器之前的管道上分别引出直径为500mm管路，经阀门（直供水门）汇入一条母管向引风机和空压机房提供冷却水。
3 机组停运后对循环水泵运行时间的要求
（1）机组停运后排汽缸温度很快会降至50℃，此时虽然理论上可以停止循环水泵运行，但受本体疏扩处系统阀门内漏影响，仍有大量余热进入凝汽器。如果此时停运循环水泵，进入低压缸内蒸汽得不到冷却，可能会出现凝汽器压力超过20kpa、安全门动作的后果。如果安全门因故拒动，则凝汽器可能出现因超压而损坏的恶性事故。因此实际操作中均以汽轮机高压内缸内下壁金属温度为参考，高压内缸内下壁金属温度降至200℃时方能停止循环水系统运行。
（2）机组启动初期循环泵需要提前启动，向工业水系统提供水源，来保证各转机有足够的冷却水，向凝汽器提供冷却水保证配合锅炉启动。机组启动初期，至自带厂用电之前，各转机设备所消耗的电量为电网通过启备变接带。
4 运行方式对经济性的影响
为保证低压缸的有效冷却，要求机组停运后循环水泵必须继续运行，这无疑将造成发电厂用电率的增加。以汽轮机滑停结束后高压内缸内下壁金属温度330℃开始计算，自然冷却至高压内缸内下壁金属温度200℃，大约需要65个小时。循环水泵电机功率为750kw。即低压缸冷却至安全状态需要耗费48750kwh电能。按月发电量6000万kwh计算，将使发电厂用电率增加0.08%。如果#1#2机组每年累计停运按5次计算，则年可节约电量24.3万kwh。按电网结算电价0.6元/kwh计算，则年可增加发电成本14.58万元。机组从启动至自身接带厂用电大约需要10个小时，电网电价为0.6元/kwh，发电成本为0.33元/kwh。每次冷态启动大约额外增加发电成本2000元左右。如果#1#2机组每年累计停运按5次计算，每年增加发电成本1万元。若对循环水系统进行优化运行年可降低发电成本15.58万元，可见机组停运后循环水泵的停运时间对经济性的影响是巨大的。
5 系统优化
由图1我们可以看出，除本台机组的循环水泵可向本机提供循环冷却水外，邻机的直供水同样可为本机提供冷却水。虽然压力较低，只有0.07MPa，但足可以满足机组停运工况下凝汽器的冷却要求，将凝汽器压力控制在0KPa以下。因此在充分考虑机组安全的前提下，为节省厂用电，降低机组发电厂用电率，可考虑采用如下运行方式，即高压内缸内下壁金属温度达到300℃之前采用临机循环水泵运行方式，为低压缸提供冷却水。当高压内缸内下壁金属温度降至300℃以下时停运循环水泵，开启邻机及本机直供水门，将邻机提供的直供水引至本机循环水系统，以此满足低压缸的冷却需要。
机组启动初期采用启动邻机循环水泵，开启两台机循环水泵出口联络门的办法，用邻机循环泵接带启动机组的循环水系统。来降低启备变电量消耗，从而降低发电成本。
参考文献：
[1] 王国清.汽轮机设备运行[M].北京：中国电力出版社，2005.