第12册 水工优化专题成品Word下载.docx
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第九卷
热工自动化部分
32-F2121C-T
第十卷
建筑结构部分
32-F2121C-N
第十一卷
采暖通风及空气调节部分
第十二卷
水工部分
32-F2121C-P01
第十三卷
环境保护部分
32-F2121C-S02
第十四卷
消防部分
32-F2121C-Q01
第十五卷
劳动安全与工业卫生部分
32-F2121C-Q02
第十六卷
节约能源及原材料部分
32-F2121C-Q03
第十七卷
施工组织大纲部分
32-F2121C-Q04
第十八卷
运行组织及设计定员部分
32-F2121C-E
第十九卷
概算部分
32-F2121C-Q05
第二十卷
主要设备材料
32-F2121C-F
第二十一卷
电厂管理信息系统
32-F2121C-P02
第二十二卷
烟气脱硫部分
32-F2121C-G
岩土工程勘测报告
32-F2121C-W
水文气象报告
目录
0主要论点
1工程概述
2冷端优化设计目的、结论及特点
2.1冷端优化设计目的
2.2冷端优化设计结论
2.3冷端优化设计特点
3基础资料及设备参数
3.1水文条件
3.2经济指标
3.3设备参数
4冷端优化设计计算结果
4.1循环水泵运行工况优化计算结果
4.2冷端优化设计计算结果
5冷端优化设计计算结果分析
5.1运行工况优化结果分析
5.2冷端优化计算结果分析
6冷端优化设计推荐方案
[内容提要]：
根据电厂总平面布置推荐方案、厂址区域水文条件，通过选择不同的汽轮机冷端设备（主要包括凝汽器面积、循环水冷却倍率、以及供排水管沟尺寸等），共组成多种不同配置方案，采用原国家电力部鉴定过的循环水系统优化计算程序进行水力、热力及经济计算，并进一步对其中的主要经济指标进行了敏感性分析，最终提出本工程冷端设备配置的推荐方案。
采用推荐方案，不但系统经济性最好，同时也能保证汽轮机组的正常运行，即在最高的冷却水温条件下，保证汽轮机的背压不超过满负荷运行时的最高允许值。
0.1冷端系统配置包括：
1台机组配置2台50%容量的循环水泵、循环水冷却倍率为63倍、凝汽器面积37000㎡、循环水供水干管/支管管径为DN3200/DN2400。
循环水供水系统采用扩大单元制。
0.2冷端配置中冷却倍率对于各项经济指标的变化反应不敏感，最优的冷却倍率均为63倍，而凝汽器面积对各项经济指标的变化反应敏感。
0.3夏季频率为10%气象条件下设计冷却水温取29.6℃，凝汽器背压为：
7.19/9.05kPa,平均背压为8.12kPa。
1、工程概述
电厂位于江阴长江大桥下游斜桥镇境内，西距靖江市中心约13km，东北距斜桥镇中心约3.5km，位于靖江经济开发区新港工业园区分区规划的能源工业园中。
厂址处于长江下游的冲积平原，位于长江堤防内，地势较低，属江苏省人民政府划定的平原沙土区。
厂址自然地面标高为2.5~3.2m；
厂址处地下水位较高。
厂址位于长江口澄通河段福姜沙水道北汊左岸，厂址靠近长江，故所需的用水从长江取水。
本河段属于平原型感潮河段，基本处于长江潮流界范围内，但潮流界不是固定的，而是随着径流、潮汐的大小等因素在不断变动。
江苏国信靖江发电厂一期建设2×
660MW超超临界燃煤发电机组，二、三期工程按建设4×
1000MW超超临界燃煤发电机组考虑，并留有扩建余地。
一期2×
660MW等级燃煤发电机组工程初定为2008年8月开工，＃1机组于2010年8月正式投产，＃2机组于2011年2月正式投产。
本工程2×
660MW超超临界燃煤机组冷却水采用直流供水系统，水源采用长江水。
循环水系统为扩大单元制，1台机组配置2台循环水泵。
循环水泵房布置大堤内，采用岸边水泵房布置方式，2台机组对应的4台循环水泵布置在一座泵房内。
循泵房与主厂房凝汽器之间采用2条DN3200压力供水钢管相连，每台机组设置1座虹吸井，虹吸井布置在A排外，主厂房凝汽器与虹吸井之间采用2条DN2400排水钢管相接，虹吸井与排出口之间采用一条3000㎜×
3000㎜的钢筋混凝土排水沟。
2、冷端优化设计目的、结论及特点
根据本工程厂址所处地理位置的历年平均水文条件、并结合厂区总平面布置情况进行冷端优化计算。
按照主机资料，本工程采用双背压、凝汽式超超临界汽轮机组，机组排汽压力为4.9kPa，年等效利用小时5500小时，通过对冷端设备主要包括凝汽器面积、循环水冷却倍率、以及供排水管径等几个可变参数进行不同的组合，通过水力、热力及经济计算并比较分析，得到一个与本工程条件最吻合的组合方案。
在这个组合方案下，可使与冷端设备的投资及运行费用有关的年费用最小，同时也能保证汽轮机组的正常运行，即在最高的冷却水温条件下，保证汽轮机的背压不超过满负荷运行时的最高允许值，即11.80kPa。
2.2.1冷端系统配置包括：
1台机组配置1台面积37000㎡的凝汽器、循环水冷却倍率为63倍、循环水供水干管/支管管径为DN3200/DN2400。
循环水供水系统采用扩大单元制，每台机组配置2台50％容量的循环水泵。
2.2.2冷端配置中冷却倍率对于各项经济指标的变化反应不敏感，最优的冷却倍率均为63倍。
2.2.3冷端配置中凝汽器面积对于各项经济指标的变化反应敏感。
随着发电成本的增加，凝汽器面积应相应增大；
而随着内部收益率的增加，凝汽器面积将会相应的减小。
2.3.1冷端优化计算涉及比选方案数量大，只能通过依靠专业程序进行计算。
2.3.2依据各方案的年费用进行排名，并以年费用最小的方案为推荐方案。
各方案的年费用包括水泵的年运行费用、年维修费用、总投资费用折算出年固定分摊费用等。
2.3.3通过对发电成本、收益率以及微增出力的电价折减系数的变化进行敏感性分析，推荐一次投资适中、经济效益高的冷端配置方案。
2.3.4本优化报告没有考虑方案变化对泵房内的设备投资及泵房的土建投资的影响。
3.1.1水温
电厂所在河段无常规水温观测。
根据长江对岸江阴电厂1996～2000年共5年完整的进水（长江侧）水温资料统计，本河段年平均水温为18.25℃，实测最高水温为30.33℃（1997.08.11），实测最低水温为4.54℃（2000.02.10），5年间各月平均、最高、最低水温列于表4-1：
表3-1：
江阴电厂平均、最高、最低水温统计
月份
一
二
三
四
五
六
七
八
九
十
十一
十二
平均水温（℃）
7.89
7.05
10.61
15.45
22.02
25.06
27.00
28.92
26.22
21.59
16.29
10.88
最高水温（℃）
10.05
9.57
14.33
22.15
24.80
26.91
29.73
30.33
29.23
25.08
19.67
15.47
最低水温（℃）
4.67
4.54
7.81
9.79
18.13
21.50
23.37
26.62
22.25
18.10
11.62
8.90
根据该电厂1996～2000年最近5年的进水水温资料分析，本段长江7～9月为水温最高的3个月，将上述5年7～9月实测水温进行逐点统计，累积频率10％的日平均水温为29.6℃。
按照各月的平均水温进行季节划分为：
夏季月份为6、7、8、9共四个月；
春秋季为4、5、10、11共四个月；
冬季为1、2、3、12共四个月。
根据取排水物模试验的结果，本工程电厂采用深取浅排的分层取水方案，电厂取排水口之间留有足够的热水通道，就可以保证取水口取到自然凉水；
通过典型潮型的温排水试验表明，温排水对本期工程电厂取水基本无影响。
3.1.2水位
设计特征水位资料如下：
（1956年黄海高程）
频率P=1％设计洪水位：
5.58m
频率P=0.1％设计洪水位：
6.41m
频率P=97％设计枯水位：
-1.18m
频率P=99％设计枯水位：
-1.31m
多年逐月平均低潮位参见表3-2：
表3-2：
多年逐月平均低潮位
平均潮位（m）
-0.22
-0.16
0.05
0.36
0.78
1.02
1.27
1.23
1.14
0.94
0.53
0.04
3.2经济指标
3.2.1厂用电电费：
0.25元/度（煤价500元/吨）
3.2.2微增出力电费单价：
0.20元/度（按照折减系数取0.8计）
3.2.4凝汽器单位面积价格：
1000元/㎡
3.2.5循环水管、沟单位长度价格：
DN3200,为15980元/m；
DN3000,为14050元/m；
DN2400,为9010元/m；
DN2200,为7580元/m；
沟3200×
3200，为12630元/m；
沟3000×
3000，为11100元/m；
3.2.6电厂经济使用年限：
20年
3.2.7年固定分摊率：
10.2%（按照内部收益率8％计。
）
3.2.8年维修费用率：
2.5%
3.2.9机组年利用小时：
5500小时
（注：
上述指标仅用于经济比较）
3.3设备参数
3.3.1汽轮机参数：
3.3.1.1汽轮机型式：
超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式；
3.3.1.2汽轮机额定功率：
660MW；
3.3.1.3汽轮机排汽压力：
4.9kPa；
3.3.1.4汽轮机热力数据见表3-3：
表3-3
序号
项目
单位
THA工况
TRL工况
VWO工况
TMCR工况
1
汽机功率
kW
660000
693000
2
主机排汽量
kg/h
1018037
1081596
1125451
1083403
3
主机排汽焓
kJ/kg
2319
2410.8
2310.7
2313.7
4
小机排汽量
96837
124065
114597
107308
5
小机排汽焓
2447.9
2517.7
2432.3
2438.3
6
凝汽器背压
kPa
4.9
11.8
7
凝结水温
℃
32.5
49.1
8
凝结水焓
136.3
205.5
3.3.1.5汽轮机背压与微增功率曲线：
当汽轮机背压为4.90kPa时，汽轮机微增功率与背压关系曲线见附图3-1。
附图3-1
汽轮机微增功率与背压关系曲线3-1
3.3.2凝汽器参数：
3.3.2.1型式：
双背压、双壳体、单流程，表面式；
3.3.2.2凝汽器冷却管材选用：
冷却管采用不锈钢管D25×
0.5，主凝结区迎汽流外围管管径为D27×
0.7；
3.3.2.3清洁系数：
0.85；
3.3.2.4冷凝管内流速：
2.3m/s；
3.3.2.5计算端差：
不小于2.8℃，小于2.8℃时按2.8℃计。
3.3.3循环水泵：
3.3.3.1型式：
立式混流泵；
3.3.3.2水泵效率：
3.3.3.3电机效率：
0.94；
4、冷端优化设计计算结果
4.1循环水泵运行工况优化计算结果
按夏季、春秋季、冬季3个季节分配不同的冷却水量进行优化，优选出每个季节最佳运行水量即水泵运行台数。
在循环水泵运行工况的优化计算时，冷却倍率分别取58、60、63、65、68倍5个冷却倍数；
凝汽器面积采用35000㎡、36000㎡、37000㎡、38000㎡、39000㎡、40000㎡；
循环水干管采用DN3200、DN3000；
凝汽器进、出水管采用DN2400、DN2200的钢管；
循环水排水沟断面为3.2m×
3.2m、3.0×
3.0m，微增出力电费单价分别采用：
250元/（MW.h）。
共组合240个方案进行优化计算。
4.1.1每台机组配置2台循环水泵，循环水系统采用扩大单元制，夏季1机2泵、1台机组运行的冷却水水量百分数分别为100%，春秋季2机3泵、1台机组运行的冷却水水量百分数分别为85%，冬季1机2泵、1台机组运行的冷却水水量百分数分别为60%。
循环水量在夏季、春秋季、冬季分配的比例为1：
0.85：
0.6，计算出各方案的年费用，取前4名列于表4-1：
表4-1扩大单元制下冷端配置方案年费用前4名排名表
倍率
凝汽器面积（㎡）
干管直径（m）
支管直径（m）
排水沟断面（m×
m）
年费用（万元）
综合排名
63
37000
3.2
2.4
3.0
1029.44
36000
1029.68
60
1030.56
38000
1030.73
4.1.2按照每台机组配置2台循环水泵，循环水系统采用单元制，夏季1机2泵、1台机组运行的冷却水水量百分数分别为100%，春秋季及冬季1机1泵、1台机组运行的冷却水水量百分数分别为60%。
0.6：
0.6，计算出各方案的年费用，取前4名列于表4-2：
表4-2单元制下冷端配置方案年费用前4名排名表
68
39000
3.0×
3.0
1081.20
1081.82
40000
3.2×
1082.14
1083.96
4.1.3按照每台机组配置2台循环水泵，循环水系统采用单元制，夏季及春秋季1机2泵、1台机组运行的冷却水水量百分数分别为100%，冬季1机1泵、1台机组运行的冷却水水量百分数分别为60%。
1：
0.6，计算出各方案的年费用，取前4名列于表4-3：
表4-3单元制下冷端配置方案年费用前4名排名表
58
1040.34
35000
1040.92
1041.56
1041.63
4.2冷端优化设计计算结果
根据循环水泵运行工况优化计算结果和水泵配置方案经济技术比较结果，推荐水泵运行工况为：
夏季1台机组运行2台循环水泵，春秋季2台机组运行3台循环水泵，冬季1台机组运行1台循环水泵，进行循环冷却水冷却倍率、循环水管管径、循环水排水沟断面、凝汽器面积的循环水优化计算。
4.2.1根据运行工况的优化计算成果，冷端系统最优配置为：
冷却倍率为63倍、凝汽器面积为37000㎡、循环水干管为DN3200、支管为DN2400、循环水排水沟断面为3.0×
3.0m。
4.2.2优化设计计算结果见附表4-4。
冷端设备组合方案排名表附表4-4
优劣名次
冷却倍数
循环水干管管径（m）
循环水支管管径（m）
循环水回水沟
水沟
年总费用（万元）
宽（m）
高（m）
65
1030.95
1031.09
1031.12
1031.19
9
1031.56
10
1031.85
11
1031.93
12
1032.42
13
1032.75
14
1033.01
15
1033.08
16
1034.2
17
1034.35
18
1034.42
19
1034.5
20
1034.54
21
1035.62
22
1036.08
23
1036.92
24
1037.01
25
1037.7
26
1037.78
27
2.2
1038.1
28
1038.36
29
1038.42
30
1038.67
31
1038.95
32
1038.98
33
1039.55
34
1039.71
35
1039.85
5、冷端优化设计计算结果分析
由循环水泵各运行工况的年总费用计算结果看出，循环水泵在各季节的运行方式以水量系数比1:
0.85:
0.6最经济。
因此推荐的循环水系统的运行方式为：
1台机组配置2台循环水泵，夏季1台机组运行2台循环水泵，春秋季2台机组运行3台循环水泵，冬季1台机组运行1台循环水泵。
5.2冷端优化计算结果分析
采用扩大单元制供水系统，夏季1台机组运行2台循环水泵，春秋季2台机组运行3台循环水泵，冬季1台机组运行1台循环水泵。
冷端优化计算的最优方案为63倍冷却倍率、37000㎡凝汽器面积、循环水管道为DN3200/DN2400、循环水排水沟道为3000×
3000。
计算中的主要经济指标包括微增出力电费价格折减系数、发电成本以及内部收益率等，为了保证冷端设备配置中的主要设备参数能够与社会发展形势相适应，对上述经济指标分别进行敏感性分析，通过敏感性分析找出冷端设备的主要配置（冷却倍率、凝汽器面积）与经济指标间的关系。
5.2.1微增出力电费价格对优化结果影响
微增出力电费价格的变化主要表现为微增出力电费价格折减系数的变化。
分别取微增出力电费价格折减系数为0.6、0.7、0.8[即微增出力电费价格为0.15元/（kW.h）、0.175元/（kW.h）、0.20元/（kW.h）]进行计算。
根据计算结果，在不同的微增出力电费价格下，冷却倍率在冷端配置中排名稍有变化，最优的冷却倍率为63倍。
而在不同的微增出力电费价格下，凝汽器面积的变化较为明显，随着微增出力电价的提高，凝汽器面积也有相应增大的趋势。
5.2.2内部收益率的变化对优化结果的影响
内部收益率的变化主要表现为年固定费用系数的变化。
分别取内部收益率为7.5％、8％、9％、10％（即年固定费用系数为9.81％、10.2％、11％、11.7％）进行计算。
根据计算结果，在不同的内部收益率下，冷却倍率在冷端配置中排名变化不明显，最优的冷却倍率均为63倍。
而在不同的内部收益率下，凝汽器面积的变化较为明显，随着内部收益率的提高，凝汽器面积有逐渐减小的趋势。
5.2.3发电成本的变化对优化结果的影响
发电成本的变化主要是由煤价的变化引起的。
发电成本分别增加10％、20％、降低10％（即发电成本价为0.275元/（kW.h）、0.30元/（kW.
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