变频节能及软起动系统
汽轮机冷端优化方法
王君’，吴生辉
（１．金陵科技学院，南京２１１１６９；２．南京科远自动化集团股份有限公司，南京２１１１００）
摘要：从凝汽器、循环水系统、抽气系统、冷却塔设备等几个方面介绍冷端系统的设备技术改造及运行优化方法。 关键词：火力发电：冷端优化；节能降耗
Ｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎ Ｍｅｔｈｏｄ ｏｆ Ｃｏｌｄ Ｅｎｄ ｏｆ Ｔｕｒｂｉｎｅ
ＷＡＮＧ Ｊｕｎ ．ＷＵ Ｓｈｅｎｇ－ｈｕｉ
（１．Ｊｉｎｌｉｎｇ Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ ｏｆ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ，Ｎａｎｊｉｎｇ，２ １ １ １ ６９，Ｃｈｉｎａ；
２．Ｎａｎｊｉｎｇ Ｓｃｉｙｏｎ Ａｕｔｏｍａｔｉｏｎ Ｇｒｏｕｐ Ｃｏ．，ＬＴＤ，Ｎａｎｊｉｎｇ ２１ １ １００，Ｃｈｉｎａ）
Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｅ ｉｍｐｒｏｖｅｍｅｎｔ ａｎｄ ｏｐｅｒａｔｉｏｎ ｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎ ｍｅｔｈｏｄ ｏｆｃｏｌｄ ｅｎｄ ｏｆｔｕｒｂｉｎｅ ａｒｅ ｉｎｔｒｏｄｕｃｅｄ ｆｒｏｍ ａｓｐｅｃｔｓ ｏｆｃｏｎ—
ｄｅｎｓｅｒ，ｃｉｒｃｕｌａｔｉｎｇ ｗａｔｅｒ ｓｙｓｔｅｍ，ａｉｒ ｅｘｔｒａｃｔｉｏｎ ｓｙｓｔｅｍ ａｎｄ ｃｏｏｌｉｎｇ ｔｏｗｅｒ ｅｑｕｉｐｍｅｎｔ．
Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｔｈｅｒｍａｌ ｐｏｗｅｒ；ｃｏｌｄ ｅｎｄ ｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎ；ｅｎｅｒｇｙ ｓａｖｉｎｇ ａｎｄ ｃｏｎｓｕｍｐｔｉｏｎ ｒｅｄｕｃｔｉｏｎ
０引言
目前．汽轮机组冷端系统运行性能达不到设计值．
已成为国内机组运行中的突出问题．严重影响了机组的
出力和煤耗 据估算．凝汽器真空偏离最佳真空后．背压
每升高ｌｋＰａ．机组热耗率就增加１％。供电煤耗率也相应
增加３ｇ／ｋＷｈ左右田。因此．进行冷端系统优化，对提高凝
汽器运行真空．实现电厂节能降耗有十分重要的意义
目前对冷端系统优化的研究．基本上都是围绕着
凝汽器最佳真空这一关键指标进行的。分析组成冷端
系统的各个分支系统及设备．研究影响凝汽器真空的
因素．找到合理的优化方案．提高机组经济性。 对于燃煤湿冷机组来说．冷端系统主要由汽轮机
低压缸的末级、凝汽器、冷却塔、循环水泵、循环供水
系统及空气抽出系统等组成ｆ２］．如图１所示。从凝汽器
设备、循环水系统、抽气系统及冷却塔设备等４个方
面介绍冷端系统的优化方法
１凝汽器设备优化
凝汽器设备是冷端系统的主要换热设备．其优化
方法一般是从强化换热效果方面考虑的
１．１凝汽器水侧污垢及胶球清洗
凝汽器水侧的污垢会降低凝汽器的换热系数和
换热效果，导致排汽温度升高，真空变差。影响汽轮机
作者简介：王君（１９７９－），讲师，硕士，研究方向为控制理
论与工程。 收稿日期：２０１２．１０．２６
４６ ｌ、＾ｎ＾ｎⅣ．ｃｈｉｎａｃａａａ．ｃｏｍ｝自动化应用 真 空 泵
凝结水泉 图１汽轮机组冷端系统简图
的经济性和安全性 一些电厂投放了缓蚀剂和阻垢
剂．但是凝汽器水侧换热面的结垢仍难以避免 调查 表明．在其他条件不变的情况下．对水侧污垢进行清
洗．凝汽器真空度可以得到显著提高『引。
目前一般采用机械方法进行清洗．常用的是胶球
在线清洗和人工停车清洗。胶球清洗一次时间短、方
便，但收球率低，存在一定的运行成本；而人工清洗需
要停机，影响生产。此外．胶球清洗存在最优运行工况
问题．即如何获得最佳清洗周期和清洗时间使得经济
损失最小 。由于换热器污垢的计算比较困难．很难确
定最佳的清洗周期和清洗时间．需要对凝汽器换热器
的表面污垢或换热系数进行实时监控 国内有人开发
了凝汽器污垢热阻在线监测仪．基于一些可测量的参
数和污垢预测模型来确定凝汽器的铜管污染情况．进 而确定最佳清洗周期圈
盘山发电公司在２００４年．将胶球清洗系统更换为
ＴＡＰＲＯＧＧＥ胶球清洗装置．项目实施后凝汽器胶球收 变频节能及软起动系统
球率由过去的６０％升高到９８％．胶球清洗装置投入率
达到１００％．保证了凝汽器的清洁．有效地提高了机组
真空度同。
优化措施：
（１）凝汽器污垢热阻在线监测仪及胶球优化投用。
（２）胶球清洗装置改造．采用新型的胶球清洗装置。
１．２凝汽器汽侧加强换热
目前．大多数凝汽器的换热管仍采用光滑管制
造．但热电机组的大型化、高效化对电厂凝汽器的高
效、紧凑、节材提出了更高的要求。为了加强换热，一
方面可采用传热能力更强的螺旋槽管．另一方面可改
变蒸汽的凝结方式
电站表面式凝汽器的凝结换热一般是按照膜式
凝结设计的．在蒸汽与管壁之间增加了水膜的导热热
阻，使总的传热系数下降．传热效果降低。而珠状凝结
作为一种高效的传热方式．是凝结强化传热的重要措
施。所谓珠状凝结，是指蒸汽凝结形成的液滴增大到
一定程度时．在重力作用下迅速滚落．并沿途扫清其
他液滴．从而始终保持蒸汽与换热面的直接接触．提
高换热系数。实验证明．珠状传热的传热系数比膜式
传热高一个数量级嘲 通过表面技术获取表面能较低
的换热面是能够实现珠状凝结的途径［７１
优化措施：采用新材料换热管提高凝汽器的传热
效果
２循环水系统优化
２．１循环水系统采用母管制供水
火力发电厂的循环水系统绝大多数采用的是单
元制设计．即每台机组配备２台循环水泵．并且一般
有较大的裕度．机组之间循环水系统无联系．因而单
台机组优化循环水泵运行方式时．经常出现单泵运行
循环水量略显不足而双泵运行时循环水量略显过剩．
这样既使凝汽器难以达到最佳真空．又耗用了较多的
厂用电。一些循环水系统通过出口阀门节流来调节流
量，虽然可解决最佳循环水量的问题．但也会损失较
多的厂用电。目前电厂广泛采用的是母管制供水 对
于６００ＭＷ机组．假设２机３泵方案．每年减少１台循环
水泵４个月的运行时间．可节约厂用电９０７万ｋＷ．ｈ．
节能效果十分可观嘲
采用母管制供水后．循环水泵的运行方式有一机
一泵、一机两泵、两机三泵（针对２台机组组成的母管
制循环水系统）。通过循环水系统的计算或者试验，可
以确定不同运行方式下的循环水量和用电量．再结合
凝汽器循环水入口水温及发电功率与低压缸排汽量 的关系，可以确定一机一泵、一机两泵、两机三泵运行方
式的切换时机 优化目标可以是传统的发电功率增量与
泵功率增量之差最大．也可以是综合成本煤耗率最低。
采用母管制供水．需要对原循环水系统进行技术
改造来应对一些运行风险 比如联络门采用电动门。
可以远程调整开度：提高循泵出口电动门转速，减小
关闭时间；修改循泵启动、跳闸的相关逻辑；完善相关
操作预案来应对相关的运行风险
优化措施：机组的循环水系统单独供水改为母管
制供水．并通过优化计算或者优化调整试验确定不同
运行方式的切换时机
２．２定速泵改为动叶可调泵
在循环水系统中．动叶可调泵比定速泵能够更加
适应负荷、水位、水温和真空的变化。通过调节叶片角
度来改变循环水量．可使汽机能够保持在较好的工作
状态．并且循泵能一直保持在高效区运行
优化措施：将定速泵改为动叶可调泵，叶片角度
调节要能够快速电动调节．才能更适应电厂调峰、冷
端优化的需要
２－３定速泵改为双速泵
循环水系统由单独供水改为母管制供水后．虽然
运行方式灵活了一些．但仍然偏少。为了获取更灵活 的运行方式及节能减排．一些电厂将循泵的电动机改
为双速电动机，这样．循环水量的调整范围更广，更能
满足国家节能减排的要求
华电包头发电有限公司技术人员将＃２、 循环
水泵电动机改造为高低速电动机 改造前具有代表性
的运行方式为冬季６个月“两机两泵”高速运行．春秋
季３个月采用“两机三泵”高速运行．炎热季节的３个
月采用“两机四泵”高速运行 循环泵应用双速改造后．
冬季６个月“两机两泵”低速运行．春秋季３个月采用
“两机三泵”高、低速配合运行．炎热季节的３个月采用
“两机四泵”高、低速配合运行。节约电费６７万元左右。
优化措施：将循环水系统中的部分定速泵改为双速 泵，并通过优化调整试验和优化方法（泵容量、个数较多
时．可采用遗传算法寻优）确定不同运行方式的切换时机。
２．４变频调速泵代替定速泵
节流调节、叶片角度调节、变频调节对比结果表
明：节流调节效益最差：在冬季需水量较少时，单泵运
行．变频调速调节与叶片角度调节系统的净效益相
当．而在夏季需水量较多时．双泵运行，变频调速调节
方式要优于叶片角度调节方式 优化措施：一台机组加装一台高压变频器，将定
速泵改造为变频调速泵．获取更广的循环水量调节范
自动化应用；２０１３；２期
４７ 变频节能及软起动系统
围，实现节能降耗。此时，不必再采用母管制供水，避
免采用母管制后的风险 可通过遗传算法先获取 一
ｑ （最低总功率一循环水流量）拟合曲线。再结合低压
缸排汽量、凝汽器传热计算．获取不同循环水人口水
温和负荷下的最佳循泵运行方式 采用变频改造的缺
点是初投资费用高
３抽气系统优化
汽轮机真空系统严密性失常或抽气器抽吸能力
下降均会导致空气在凝汽器内的积聚、空气浓度升
高．降低凝汽器的传热效率．进而使凝汽器真空偏离
最佳真空．最终影响机组的热经济性。抽气器作为凝
汽器的重要辅助设备．其运行状态对凝汽器的真空值
具有相当大的影响 电厂运行中经常发生抽气能力严
重下降而导致的真空偏低的现象
凝汽式汽轮机真空抽气系统配置的抽气器主要
有射汽式抽气器、射水式抽气器及水环式真空泵三种 形式 国内电站中的小型机组上一般用射汽式抽气
器；大型单元再热机组上一般用射水式抽气器；近些
年逐步采用水环式真空泵
３．１水环式真空泵
水环式真空泵由于具有抽气能力强、集成化强、
噪音小、占地小、故障少、维修方便、节水节电等特点，
逐步取代射水抽气器而在大型机组中广泛采用．其运
行效果和经济性明显优于射水抽气器
国电谏壁发电厂１０号３３０ＭＷ机组把射水抽气器
改装成水环真空泵后．通过现场试验和经济性分析，节能
效果显著：技改费用为３６０万元．改造前射水抽气系统
实测耗功６３７ｋＷ．耗水量２５００ｔ／ｈ：改造后实测水环式真
空泵组耗功为９９ｋＷ．抽气系统总功耗为１３２．５ｋＷ。耗水
量为４０ｔ／ｈ．节电５０４．５ｋＷ．节水２４６０ｔ／ｈ 改造后直接收益
１１２．７２万元／年．约３年时间即可收回全部改造费用。
水环式真空泵在运行时．为保持抽吸能力．其密
封用水必须保持一定的过冷度．如水温升高．则真空
泵密封水会发生汽化 目前多数电厂采用循环水作为
真空泵冷却水．夏季循环水温度高．达不到真空泵密
封水的设定温度（１５℃）。限制了真空泵抽气能力。盘
山发电公司真空泵密封水设计用水是凝结水．最低水
温也远高于１５℃．经过改造已经更换为温度较低的闭
式水。此外，盘山发电公司通过技改加装了“凝汽器抽
空气管道冷却装置”．利用化学水处理后的补充水将
真空泵从凝汽器中抽出的气一汽混合物中的水蒸气冷
却凝结并回收。使混合物的介质密度减小．流动阻力
降低．并使真空泵的工作水温降低．抽吸能力明显提
４８ ｗｗｗ．ｃｈｉｎａｃａａａ．ｃｏｍ 自动化应用 高。使用该装置可提高凝汽器真空０．２０ ０．８０ ｋＰａ．降
低发电标准煤耗１～２ ｇ，ｋＷｈ。
优化措施：射水抽气器改造为水环式真空泵：水
环式真空泵的密封水由凝结水或者循环水改为深井
水或者空调水，在抽空气管道上加装冷却装置．以降
低密封水温
３．２双背压机组抽真空装置优化
大容量汽轮机一般设计成２个低压缸ｆ４个排汽
口），其凝汽器多数采用双背压凝汽器。与单背压凝汽
器相比．双背压凝汽器机组可以获得较小的平均背
压．提高了机组的出力．而且可以利用静压差把低压
侧温度较低的凝结水送往高压侧回热．提高了循环热
效率。但实际运行中．很多机组的双背压凝汽器实际
压力达不到设计值 其原因主要为两侧抽真空管道阻
力相差不大．又通过同一母管与真空泵连接．母管的
“均压”作用．使低压侧凝汽器抽真空管的出力受限．
从而使高低压侧凝汽器真空差值达不到设计要求
针对该问题的一个解决方案是．通过高压侧抽真
空手动门，增加高压侧抽真空管道阻力．使两侧抽真
空管道出力均衡．在高压侧凝汽器真空基本不变时．
低压侧真空会有较大幅度的增长 另一个解决方案
是．将双背压凝汽器由母管连接抽空气方式改为高、
低背压单独抽真空方式
优化措施：对于双背压凝汽器．可采取增大高压
侧抽真空管道阻力或者高、低背压单独抽真空的措
施．节能效果明显
４冷却塔技术改造
自然通风冷却塔一般运行１０～１５年．塔内除水
器、配水系统、淋水填料、内壁涂料均会严重老化，导
致冷却塔内部渗水、除水器变形、配水槽裂缝或配水
管端头开裂、喷溅装置脱落或损坏、喷水填料结垢堵
塞或破损，直接影响机组经济安全运行 因此．对火电
厂自然通风冷却塔的冷却能力进行技术诊断．检查各
部件的老化、破损情况．及时采用相应的改造措施以
保证冷却塔良好运行．是实现冷端优化的重要方法．
也是火电厂节能降耗的有效途径之一
冷却塔的技术改造一般包括３个方面：更换淋水
材料、配水系统改造和风道系统改造。
哈尔滨气化厂热电分厂２座处理能力为５０００ｔ／ｈ
循环水的自然通风冷却塔，经过更新喷嘴，更换填料．
在冷却塔进风口上檐、填料下部加装导水板等技术改
造措施后，该自然通风冷却塔循环水出塔水温比同期
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