1000MW火电机组循环入水温度对机组发电成本的影响

新天绿色能源股份有限公司 周 沛

凝汽器的真空度对汽轮机的能量转化效率有一定的影响，进而对整个火电机组的经济运行产生影响，本文以某火电厂1000MW机组设计热力特性数据为例，通过计算火电机组能耗情况，分析该机组在不同运行负荷下循环水温对发电成本的影响，从而对火电机组经济运行提供有力帮助[1-2]。

1 汽轮机组运行效率和经济性的相关影响因素

1.1 汽轮机效率与机组通流行影响因素

在火电机组发电运行过程中，汽轮机作为将动能转化为电能的重要能量转化设备，因此汽轮机组的转化效率，直接影响整个火电机组的发电效率。由于影响火电机组发电效率的因素较多，根据有关数据可以看出，我国火电机组的发电效率在一定程度上低于机组额定参数运行下的发电效率。因此，我国火电机组在发电运行过程中存在一定的能源浪费情况。

1.2 汽轮机主蒸汽温度

当汽轮机主蒸汽压力一定时，若主蒸汽温度逐渐降低，主蒸汽焓值将下降，使得主蒸汽的做功能力降低，致使汽轮机的能耗提高、发电效率降低。同时，当主蒸汽温度处于较低的情况下，会使得汽轮机的末级蒸汽的湿度增加，从而提高汽轮机的湿度损失。此外，当汽轮机主蒸汽温度波动时，会使汽轮机形成水冲击，影响汽轮机各零部件的稳定运行，进而影响整个汽轮机的安全稳定运行。

1.3 汽轮机主蒸汽压力

当汽轮机发电运行过程中，当主蒸汽压力异常波动，也会对整个机组的发电效率造成影响。结合历史发电机组的运行数据，在火电机组其他系统正常运行的情况下，当汽轮机组主蒸汽压力下降的情况下，蒸汽的做功能力也会随之下降，因此为了保障汽轮机的做功能力，需要提高汽轮机主蒸汽的进气量，也会使得汽轮机的能耗提高、发电效率降低。当汽轮机组主蒸汽压力上升的情况下，汽轮机的工作效率会出现短暂上升的情况，但是主蒸汽压力过高会加快汽轮机组的疲劳损耗，提升汽轮机组的故障率，从而对机组的安全、稳定运行造成影响。

1.4 回热系统运行情况

一是回热系统水位不正常。当回热系统水位过低时，会造成系统内供水不足，使得汽轮机蒸汽压力降低，从而影响整个发电系统的发电效率。二是系统管道泄漏问题。当由于汽轮机长期运行部件会产生疲劳损伤，加之主蒸汽腐蚀的作用下，系统管道会出现泄漏，在这种情况下，容易影响汽轮机内主蒸汽压力，从而影响蒸汽的做功能力及汽轮机的发电运行效率。三是加热器停止运行的问题。当加热器停止运行，会使得上一级的蒸汽汇入汽轮机下级中，使得整个汽轮机系统的发电运行效率降低。

1.5 变化再热器减温水量

在汽轮机组正常发电运行情况下，在高温作用下，喷洒在再热器表面的减温水会迅速气化为水蒸气，并进入汽轮机低、中压缸继续做功，从而形成一个循环系统。该循环系统虽然提高了蒸汽在低、中压缸的做功能力，但该系统发电效率降低，一定程度上影响了整个机组的发电效率。同时，当机组负荷一定的情况下，通过该系统虽然提高了蒸汽在低、中压缸的做功能力，但会降低蒸汽在高压缸的做功，从而对整个机组的发电效率造成影响。

1.6 凝汽器真空度

在汽轮机组正常发电运行情况下，凝汽器作为整个发电系统重要的组成部分，在机组发电运行过程中，凝汽器的真空度容易影响到发电机组的经济运行。结合历史发电机组的运行数据，发电机组发电运行中，在凝汽器真空度降低的情况下，发电机组内效率会逐步降低，这种情况下会直接提高整个发电机组的能耗，从而影响发电机组的经济运行。

2 提高汽轮机组运行效率的优化方法

2.1 优化火电机组的输水系统

对于汽轮机组输水系统方面，首先需要对机组的输水系统进行封闭性、管道是否有污垢进行检测。若存在封闭性不足情况及时采取措施以提升管道封闭性，若发现管道内有大量的污垢堆积，需要及时清理。同时，在机组正常运行过程中，需保证输水系统中水温、水量控制在合理的范围内，在确保输水系统正常工作的同时保证整个发电机组的正常运行。

2.2 控制好汽轮机主蒸汽温度

一是汽轮机管道保温。可通过在汽轮机管道外设置管道保温层来减少主蒸汽温度的散失，从而保证汽轮机主蒸汽温度在合理范围。二是控制炉内的燃煤水分。结合历史发电机组的运行数据，在燃煤在炉内燃烧时，当含水量过大，会消耗燃煤热值，因此可通过控制炉内燃煤的水分，降低燃煤在燃烧过程中的热量损失，可提高火电机组的发电运行效率。

2.3 保证主蒸汽压力在合理范围

在实际运行过程中，需要对汽轮机组的定压及滑压运行参数进行优化，来保证最佳的运行状态。可通过引入大数据分析、云计算等技术手段，对汽轮机的主蒸汽压力进行优化调整，从而确保系统运行时的工作效率，提升系统运行过程的稳定性。

2.4 优化、提升回热系统运行状态

一是调控好回热系统给水温度。通过控制、分析锅炉给水温度与汽轮机给水温度的温度差，来稳定回热系统工作状态。二是做好回热系统水位的动态监测，通过分析、控制回热系统水位情况，保证系统工作状态的稳定性。

2.5 减少再热器减温水用量

减少再热器减温水用量。再热器的气温调节一般采用烟气调节与减温水调节两种方式，并通常以烟气调节为主，因此可通过调整不同状态下燃煤的燃烧情况，采用烟气调节的方式对再热器的气温进行调节，减少再热器减温水的使用量的同时保证再热器气温维持在合理范围，从而使整个发电系统稳定、经济的运行。

2.6 提高电厂汽轮机组的运行真空度

提高凝汽器的真空度，对于降低机组在发电运行时的能源损耗，以及机组的经济性运行起着至关重要的作用。在提高凝汽器真空度方面，可采取以下措施及方法。一是通过调节和控制循环水的进出口水温及增加水量，来有效降低火电机组在发电运行过程中的能量损耗。二是制定切实有效的检修计划，通过定期对凝汽器进行检测，通过气密性试验等方式对凝汽器进行气密性检测，如果存在压力不足的情况，需要及时找到凝汽器泄漏位置，并采取相应的不漏措施，以使凝汽器的真空度控制在合理范围。三是做好凝汽器的水位监测工作，出现水位异常时，及时调整凝汽器水位到合理范围。同时也可以借助大数据分析，云计算等技术，建立凝汽器监测系统，通过系统实时获取凝汽器的水位变化，自动调节凝汽器水位，以保证凝汽器正常、稳定、经济地运行。

通过对以上原因进行分析，循环水温对凝汽器真空有较大影响，进而影响汽轮机及整个机组的发电效率，同时调整循环水温是降低凝汽器真空度的较为有效的措施，因此本文分析在不同运行负荷下循环水温对发电成本的影响，来提升机组的运行效率。

本文通过计算不同循环水温度下的机组的能耗情况，对机组的发电成本进行量化分析，为后续机组经济运行提供帮助。

3 某火电厂1000MW机组热力特性简介

某火电厂1000MW机组为超超临界、一次中间再热、反动式、四缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机，机组型号为N1000－26.25/600/600。汽轮机发电机组主要技术参数见表1。

表1 主要技术参数

本文分别对1000MW、500MW两种工况，机组发电成本进行量化分析具体步骤如下：Step1，通过查询表1，1000MW、500MW工况背压理论计算值，获取不同循环水温下的背压；Step2，按照相应的背压值，查图1、图2获取机组的运行功率及热耗情况；Step3，按照对应的机组运行功率及热耗情况，综合计算得出机组的发电成本情况；Step4，最后本文通过两种工况下对比不同循环水温度来量化计算发电成本的变化情况。

图1 1000MW工况下不同背压对应的机组功率情况

图2 1000MW工况不同背压下对应的机组热耗情况

图3 500MW工况下不同背压对应的机组功率情况

1000MW、500MW两种工况下，在8～36℃循环水温条件下的凝汽器变工况背压计算结果见表2。考虑到实际各负荷工况下存在背压极限值，因此对低于3.5kPa的背压计算值均取假定最低值3.5kPa。

表2 1000MW、500MW工况背压理论计算值

不同背压下对应1000MW、500MW工况下的机组功率及热耗情况如图1至图4所示。

图4 500MW工况不同背压下对应的机组热耗情况

3.1 1000MW工况情况下

1000MW工况情况下循环水进口温度变化引起功率和热耗变化见表3。

按照电价0.35元/kWh，标煤热值7000kCal/kg，标煤价格700元/t，综合计算，在1000MW工况下循环水进口温度20℃较10℃的情况下每天可节约发电成本3744元，折合电量每天4894kWh。

3.2 500MW工况情况下

1000MW工况情况下循环水进口温度变化引起功率和热耗变化见表4。

表4 500MW工况情况

按照电价0.35元/kWh，标煤热值7000kCal/kg，标煤价格700元/t，综合计算，在500MW工况下循环水进口温度20℃较10℃的情况下每天增加发电成本12.25万元，折合电量每天31708kWh。

通过以上分析，该机组1000MW工况下，由于10℃对应的背压低于最佳背压，当循环水温度由10℃提高到20℃时，每天可节约发电量成本3744元，折合电量每天4894kWh，500MW工况下，当循环水温度由10℃提高到20℃时，每天可增加发电量成本12.25万元，折合电量每天31708kWh。本文对不同负荷下不同循环水入水温度采用比较量化分析发电成本，为后续机组的经济运行提供帮助。