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摘要：燃气-蒸汽联合循环发电机组冷端配置，直接影响机组运行经济性。本文以南方地区某2×470MW燃气-蒸汽联合循环调峰机组为例，对联合循环机组的凝汽器、循泵、供排水管等冷端设备参数进行全面的优化设计，采用微增出力计算方法和年总费用最小法，得到最优冷端设备配置方案。
关键词：冷端优化；汽轮机；凝汽器；经济分析
1 冷端优化设计概述
由热力学知识可知，当汽轮机初参数一定时，通过降低汽轮机蒸汽冷端参数（排汽压力和排汽温度），可增加汽轮机蒸汽理想焓降，减少冷源损失，提高循环的热效率。发电厂冷端系统主要由凝汽器、汽轮机低压缸、循环供水系统构成。
当冷却水温度一定时，为降低凝汽器压力（汽轮机背压），即降低蒸汽在凝汽器内的凝结温度，可通过增大循环水量或者凝汽器换热面积来实现，但同时也带来循环水泵耗电增加、供水设备及取排水筑物造价提高，以及凝汽器结构尺寸增大，设备及土建造价提高等不利因素[1]。此外，汽轮机为了适应较低的排汽压力，需增加末级叶片的高度，否则排汽损失将增加。
冷端系统中任何一个设备和系统以及经济参数的设计与选择，彼此间都有着不可分割的联系。本文以南方地区某2×470MW燃气-蒸汽联合循环调峰机组为例，将以上诸多因素统筹考虑，全面计算分析，采用微增出力计算方法和年总费用最小法[3-4]对计算结果进行排序，得到最优冷端设备配置方案。
2 冷端优化设计的方法与步骤
2.1 微增出力数学模型
采用通用微增出力计算方法（徐大懋院士）：选定一个参考电站汽轮机膨胀曲线的排汽点作为参考点，在该点微增出力为零。假设在机组背压变化不大的条件下，排汽状态点在原膨胀线上移动过程中级效率不变，根据不同背压下末级焓降确定机组末级功率与参考点的变化量，参考点的选取与计算结果无关[2]。
微增出力计算是考核机组（末级叶片）在背压微小变化条件下功率的改变，为冷端优化工作提供计算输入。
2.2 凝汽器热力特性模型
凝汽器内饱和压力与饱和蒸汽温度一一对应，可查询水蒸汽表获得，也可由如下经验公式获得：
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（2-1）
式中，.png)
为凝汽器内蒸汽凝结温度，℃； .png)
为凝汽器压力，kPa。
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可由下式计算获得：
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（2-2）.png)
在凝汽器中，汽轮机排汽与循环冷却水的换热过程遵循能量守恒定律，循环冷却水温升为：
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（2-3）.png)
2.2.2 凝汽器传热端差.png)
考虑到凝汽器内的换热过程为近似逆流换热，可采用平均温差法计算。由热工学基本理论可知，换热过程中传递的热量可表示为：
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（2-4）
式中： .png)
为换热器总体传热系数，w/（m2k）；A为凝汽器总传热面积，m2； .png)
为凝汽器传热面的平均温差，℃，根据平均温差法可得：
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（2-5）
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（2-6）
式中的总体传热系数K可采用美国传热学会计算关系式来获得。
将循环水入口温度、循环水温升以及凝汽器传热端差代入式（2-1）、（2-2）可得此时的凝汽器压力值，此即凝汽器的热力特性。
2.3 经济评价数学模型
采用《火力发电厂水工技术规定》推荐采用的年费用最小法，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，即将各方案的基建投资考虑复利因素，换算成使用年限内，每年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。各方案中年费用最小者为经济可取的方案。其计算公式如下：
C=P•（AFCR）+ .png)
式中：C为年总费用，万元；P为工程投资费，万元；AFCR为年固定费用率，%；（Annual Fixed Charge Rate），参考同类型机组的计算模式；Ap为年循环水泵电费，万元；At为年微增功率电费，万元；.png)
＝Ap - At为年运行费用，包括水泵的电耗及热耗变化而增加的燃料费；P•（AFCR）即为电厂供水系统的基建投资换算成经济使用年限内每年年末的等额偿付的成本，也可以称为年固定分摊费用。
（1）总投资现值的计算
投资费一般只比较差异部分，可表示为：
P=P1+P2+P3+P4+P5
式中：P1为循环水泵房建筑费用，万元；P2为循环水泵等设备费用，万元；P3为循环水管造价，万元；P4为循环水沟造价，万元；P5为凝汽器造价，万元；
同容量机组的循环水泵房、循环水沟道的土建投资变化对供水系统方案的影响不显著；同容量机组的P2（循环水泵等设备费用）差异不显著；系统优化只是在相同条件下比较差值，因此，在本次优化计算中，不计算投资费P1、P2、P4的变化。
（2）年固定分摊率：
AFCR = CR + MR
式中：CR为资金回收系数；MR为大修费率，取1.4 %；
资金回收系数：
CR=i（1+i）n/（（1+i）n-1）
式中：i为投资利润率；n为工程的经济使用年限，取n=25年；
（3）年运行费用的计算
年运行费中包括年循环水泵电费和年微增功率电费两项。
循环水泵运行电费表示如下：
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式中：γ为水的比重，kg/m3；Q 为各季的循环水量，m3/s；H 为各季的循环水总扬程，mH2O；η1、η2为分别为水泵和电机的效率；t 为水泵各季运行小时数；C1为循环水泵耗电电价，元/度，按发电成本计算。
年内各季微增功率的收益随着季节水量的调节和水温的变化而不同，可表示为：
At＝ΣΔN•t•C2
式中：ΔN 为各季微增功率；t 为各季机组运行小时数；C2为微增功率电价，元/度；其中ΔN＝f（Pk），即微增功率是汽轮机背压的函数，需根据汽轮机各季运行背压、按主机制造厂家提供的功率修正曲线进行相应计算。
2.4 冷端优化设计的步骤
1）根据电厂总平面布置推荐方案、厂址区域水文气象条件，结合各类型电厂的工程设计经验，在参考国内外已建、在建同类型机组的工程设计参数并广泛征求设备厂家的意见后，初步确定汽轮机冷端设备可能的参数范围；
2）在可能的参数范围内选择不同的汽轮机冷端设备参数值（主要包括汽轮机低压缸参数、凝汽器面积、循环水冷却倍率、循环水泵配置、供排水管径等）；
3）通过对各个可变参数的不同选择、组合形成多种配置方案；对不同配置方案进行水力、热力及经济等优化计算，采用年总费用最小法进行排序，得到最优配置方案；
4）对最优配置方案进行主要经济指标的敏感性分析，并在多方案综合比较的基础上，提出满足工程技术经济条件的最优冷端设备配置方案；
5）对最优冷端设备配置方案进行核算，确保在最高的冷却进水温度条件下，保证汽轮机的背压不超过满负荷运行时的最高允许值。
3 冷端参数的选取
3.1 汽轮机选型
本文以南方地区某工程为例，汽轮机采用东方汽轮机厂三压、再热、双缸型、150MW等级凝汽式汽轮机。汽轮机排汽压力并不是越低越好。合理的排汽压力应通过综合考虑冷端系统各设备功耗和汽轮机出力的技术经济比较来确定，按5kPa~9kPa假定平均背压值，通过优化计算确定最终背压设计值。
3.2 循环水冷却倍率优选范围的选择
根据工程水文气象条件并参考国内外同类型机组，冷端优化计算中冷却倍率（m）范围按45倍~75倍考虑。
3.3 循环水泵配置方式选择
循环供水系统由循环水泵、压力进水管、凝汽器、压力出水管、冷却塔（二次循环）、循环水泵吸水池等组成。充分考虑机组调峰运行时的灵活性，机组冷却水供水系统供水方式采用扩大单元制。系统配置按满足性能保证气象条件纯凝工况用水量要求设计，同时满足机组100%负荷的夏季纯凝工况机组运行背压要求。循环水泵按1机2泵配置。循环水泵露天布置。
3.4 循环水供排水管径配置方式选择
每台机组配1条压力进水母管、1条压力排水母管，考虑到循环水流量范围、管道流速因素、厂区综合地下管道的布置因素等，并参考国内外同类型机组，压力管规格按公称直径DN 2200mm考虑，管材按焊接钢管考虑；进、出凝汽器的循环水管按2×DN1400钢管考虑，不作其它比较。
4 冷端优化计算的资料输入
4.1 厂址气象条件
1）气象特性
各气象要素的年、月特征值见下表4.1-1。
表4.1-1 多年统计各气象要素特征值表
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多年平均湿球温度：17.4℃，累年极端最高气温：37.1℃，累年极端最低气温：6.9℃；累年平均相对湿度：84%；累年最小相对湿度：44%。
2）P=10%的湿球温度tc=26.2℃相应的其它气象要素值如下：平均气压1001.225 hPa、平均气温29.725℃、平均相对湿度82.75%、平均风速2.71 m/s。
4.2 凝汽器设计参数
采用单背压、单壳体、双流程、表面式、不锈钢管凝汽器；凝汽器压力按5kPa~9kPa考虑假定平均背压值，最终通过优化计算确定最终背压设计值；凝汽器面积按10000m2~16000m2考虑凝汽器面积值，最终通过优化计算确定设计值；凝汽器清洁系数为0.9，冷却水管管材为不锈钢，冷却管直径为Ø25mm×0.5（0.7）mm，冷却管长度为10～14m，冷凝管内流速为2.0~3.0m/s，端差要求不小于2.8℃；凝汽器总传热系数：根据HEI 10th标准选取；凝汽器单价为700 元/m2。
4.3 汽轮机设计参数
本文冷端优化以东方汽轮机厂三压、再热、双缸型、150MW等级、凝汽式汽轮机低压缸结构数据以及性能保证纯凝工况热平衡数据为基础，采用徐大懋院士的微增功率通用计算方法计算微增功率，如优化结果影响较大再进行修正分析。性能保证纯凝工况下的低压缸凝汽量为438.6t/h，焓值2395.1kJ/kg。排汽压力初始值暂定6.2kPa，最终通过优化计算确定设计值。
4.4 循环水泵
采用立式混流泵，水泵效率0.88，电机效率0.95。
4.5 经济指标输入条件
按照电规[1996]910号《关于印发火电厂设计标准中若干问题意见的通知》中相关要求，根据工程联合循环发电机组调峰及电负荷特点，汽机的设计水温宜接近冬季冷却水温。根据设计水温与优化并经校核合格的“冷端”主要参数确定机组设计背压。但机组在实际运行中输出功率是受电网调度的指令控制的，在背压变化时，输出功率是不能任意改变的，实际上背压的变化直接影响的是热耗率的变化，而直接影响热耗的主要因素是燃料费用，其他发电成本影响较小。对近年来燃机电厂的实际运行情况进行分析发现，燃料机组发电成本中燃料费用约占60%左右，这主要与电厂的气价有关。
根据以上分析和工程的特定条件，系统优化经济指标选取如下：1）循环水泵耗电电费单价：根据相关手册和规范意见，此项按上网电价计算；按概算资料，上网电价（不含税）：665.8元/MWh；2）微增出力电费单价：微增功率以上网电价进行计算；3）凝汽器单价：700 元/m2；4）机械通风逆流式冷却塔造价：300万/台（包含土建费用）；5）电厂经济使用年限：25 a；6）年固定费用率：9 %；
7）发电厂大修费率取：3.5%；8）机组年发电小时数：2600 h；9）天然气价暂按：2.16 元/m³。
4.6 冷端优化计算的假定条件
1）在优化计算中为了减少计算工作，同时比较的是差值，共同的误差可以忽略，同一假定背压下的凝汽量可采用额定功率和设计背压时的数值不变；
2）对循环水管沟、循泵房土建及设备投资等费用在相同条件下考虑，不参与冷端参数优化计算，仅比较差价。
5 冷端优化计算的结果输出
5.1 冷端优化计算结果
分析及调研工程年负荷曲线，机组年运行负荷集中在12月至2月。采用二次循环冷却方式，优化方案以冬季气象条件、纯凝工况为冷端优化基准，夏季纯凝为校核工况的原则进行具体的方案设计，确保冷端参数配置方案能够满足各工况安全、稳定运行的需求。
根据上述的冷端优化计算方法，与相关计算的资料输入，经计算分析后得到冷端优化结果，排名前8的方案如表5.1-1所示：
表5.1-1 年总费用表
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从上表优化结果来看，方案1凝汽器面积为15000m2，循环水量30250t/h，配置5台6000t/h机力通风冷却塔，2台循环水泵，年总费用最少，推荐采用。
推荐方案对应的全年纯凝、冬季纯凝、夏季10%条件等工况背压核算结果见表5.1-2。
表5.1-2 各工况背压核算表
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从表5.1-2可知：以上推荐的冷端配置方案在夏季10%纯凝工况校核条件下机力塔5座全部运行，冷却塔出水温度为31.15℃，对应的背压8.9kPa，冷端条件完全可保证机组安全运行。
5.2 分析与结论
根据优化结果，推荐采用一台机组配置2台循环水泵及5台6000t/h的机力塔，节省占地，冷端设备选型配置总费用最少。
经优化计算及结果分析后，推荐机组冷端配置方案如下：1）气象条件下保证纯凝工况设计背压：6.13kPa；2）夏季10%条件下保证纯凝工况设计背压：8.45kPa；3）设计冷却倍率：66倍（纯凝）；4）凝汽器冷却面积：15000 m2；5）循环水干管/支管管径：DN2000mm/DN1400mm（材质钢管）；6）设计循环水流量：30250t/h；7）循环水温升：8.18℃；8）设计条件下循环水温度：出塔水温25.5℃。
冷端优化对机组运行经济性具有直接影响，在工程前期开展冷端优化，对于主机配置及招标具有重要指导意义。在后期主机招标时依托厂家数据可进一步开展冷端优化具体设计，并与主机厂数据进行对比分析，进一步优化冷端配置，保障机组经济运行。
参考文献：
[1] 叶云云，刘辉，王顺森，冯雪佳，张磊．1000MW超超临界机组冷端优化研究[J]．节能技术，2019，37（217）：435-475．
[2] 明勇，王运民，徐大懋，张伦柱．汽轮机微增出力通用计算方法及应用研究[J]．汽轮机技术，2011，53（3）：177-178．
[3] 电力规划总院．火力发电厂水工设计规范[Z]．2018-12-25．
[4] 西北电力设计院．电力工程水务设计手册［M］．北京：中国电力出版社，2005：622－786．
论文作者:黄晓娟
论文发表刊物:《电力设备》2019年第20期
论文发表时间:2020/3/3
标签：凝汽器论文; 汽轮机论文; 机组论文; 水泵论文; 工况论文; 方案论文; 万元论文; 《电力设备》2019年第20期论文;