火力发电厂湿式冷却系统节能探究

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1、火力发电厂湿式冷却系统节能探究　　【摘要】火力发电是我国电能的主要生产来源，同时也是能源的消耗大户。因此做好火力发电厂的节能降耗工作是提高火力发电厂的经济效益、保障我国能源安全的必由之路。本文针对火力发电厂湿式冷却系统中的能耗特点，分析了湿式冷却系统的节能方案并提出了具体的措施。【关键词】火力发电厂冷却系统节能措施引言现今我国的燃煤火力发电占我国电力生产量的绝大部分，并且在未来相当长的时间内依然是我国电力生产的主力。火力发电厂在运转的过程中对能量的消耗较大，目前1000MW机组的厂用电率约为5.5%，而冷却水系统的厂用电率在1%以上，因此做好湿式冷却系

2、统的节能工作是保证发电厂效益的必要之举。1火力发电厂湿式冷却系统介绍5湿式冷却系统是在火力发电厂中应用比较广泛的一种冷却系统，在这种系统中以水作为冷却介质对汽轮机排汽进行冷却，该系统的主要组成包括凝汽器、凝结水泵、循环水泵和抽气器等，其中最核心的部分是凝汽器。湿式冷却系统又分为再循环供水系统、直流供水系统。再循环供水系统是指在湿式冷却系统工作的过程中，具有一定压力的冷却水被循环水泵从冷却塔中抽出，然后被送往凝汽器，在凝汽器内将做完功的排汽冷却，在这个过程中冷却水吸收排汽放出的热量，然后冷却水再被送往冷却塔进行冷却。直流供水系统是指冷却水将排汽冷却以后直

3、接被排往环境水体中。2湿式冷却系统中的水泵功耗分析在湿式冷却系统中水泵是耗能最大的设备，尤其是在1000MW的超超临界机组中，循环水量特别大，因此配备的泵的功率也很大。基于这个原因，我国百万千瓦机组中水泵通常选择的是斜流泵或立式混流泵，在设计时通常选用1机2泵方案或1机3泵方案。对再循环供水系统来说和直流供水系统来说，循环水泵总扬程中占比例较大的是凝汽器水阻、循环水管道的水阻和循环水系统的几何扬程；而由于循环水泵滤网和胶球清晰而引起的水阻则占总扬程的比例很小。因此，要做好供水系统的节能工作，需要认真分析凝汽器水阻、循环水管道的水阻和循环水系统的几何扬程

4、的特点。2.1凝汽器水阻的影响目前国内600MW以上的机组通常都采用双背压的凝汽器，这样可以有效地提高真空度和传热性能，降低冷源损失。在进行循环水系统的设计计算时，通常采取较小的冷却水流速和较大的冷却面积，这样可以有效地降低背压及凝汽器的水阻。2.2循环水管沟水阻的影响5影响循环水管沟水阻的主要因素包括循环水管沟的布置方式、管径及管材的选择等，在进行发电厂的设计时应尽量减少分叉、弯头的数量及管沟的长度。在进行技术经济论证合理的前提下应尽量选择较低的循环水流速及较大的循环水管管径，这样可有效减少循环水管的水阻。2.3循环水系统几何扬程的影响对于再循环供水

5、系统来说，系统的几何扬程主要由塔的配水高度来决定，配水高度可以通过冷却塔结构的优化来降低，这样可以有效减少循环水系统的净扬程。对于直流供水系统来说，系统的几何扬程受厂坪标高及水源条件的影响，扬程大小通常指的是虹吸井水位与水源位置的差值。在我国东部沿海及沿江地区，供水水源的水位变化较小，可以实现小净扬程供水，节能效果比较显著。为了取得比较好的节能效果，在技术经济条件合理的情况下应适当降低厂坪的标高，从而使供水系统的净扬程变小。当凝汽器为双流程时，进水方式可以采用上进下出的方式，以使虹吸井的水位较低，使净扬程减小。当系统的排水高度较高时，可以设置对位能进行

6、回收的发电机组，大约可以将位能的30%进行回收。3湿式冷却系统总体节能方案分析5我国的发电厂多是依水而建，因此湿式冷却系统的供水方式既可以采用再循环方式也可以采用直流方式，在进行方案设计时必须综合考虑两者的特点，选择最有利于节能的方案。以我国南方某地沿江而建的2台1000MW的超超临界发电机组的湿式冷却系统为例对此进行分析。该电厂采用江水直流供水方案时，首先从长江取水，然后经过引水明渠和暗沟后被输送到循环水泵房，经循环水泵升压后被送往凝汽器及开式冷却水系统，将排汽冷却以后通过压力排水管进入虹吸井，再通过排水口进行排水。根据计算，采用此供水系统时每台机组

7、需配备3台循环水泵，所需要的凝汽器面积约为52000m2，设计水温为19℃，背压为4.2kPa，循环水管的管径为3750mm。当采用再循环供水方式时，江水补给水由补给水泵房通过补给水管进入冷却塔下部的集水池，经由回水沟流入循环水泵房，在泵房升压后由压力供水管进入凝汽器，然后通过循环水压力排水管进入冷却塔冷却，冷却后的循环水由集水池被送往循环水泵房。当采用这种供水系统时，根据初步设计计算，每台机组需要配备3台循环水泵，同时还需要建造一座冷却塔，所需要的凝汽器面积约为53000m2，设计水温为21℃，背压为5.2kPa，循环水管径为3750mm。5从以上两

8、种方案的对比可以看出，当采用直流供水方案时，设计水温和背压均比较低，而设计背压的数值大小直接影