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提 要：本专题对绥中发电厂2x1000MW机组循环水系统进行了合理的配置，并采用年费用最小法，确定了经济合理的汽轮机冷端主要设备和构筑物的技术参数。
关键词：冷端设备、设计参数、年费用、循环水量、冷却倍率
1 工程概况
现有工程于2000年投入生产发电，本工程按规划扩建2×1000MW。电厂循环水系统冷却水源采用渤海辽东湾海水，采用直流供水系统，电厂主机组凝汽器和辅机的闭式冷却器的开式冷却水采用渤海辽东湾海水，电厂和生活区的淡水水源取自大风口水库。
2 循环水系统组成
电厂工程规模为2×1000MW超超临界燃煤机组，汽轮机凝汽器冷却水采用海水直流供水系统，辅机和工业冷却水采用除盐水闭式循环系统，并利用水-水热交换器，由海水供水系统供冷却水。两台机组合建一座海水循环水泵房，每台机组配置三台循环水泵，夏季运行三台水泵，春秋季运行二台水泵，冬季及负荷小时运行一台水泵。
3 取水海域的海洋水文要素
3.1 潮汐类型及特征值
3.1.1 高潮位（以黄海平均海水面为起算点）
百年-遇高潮位（P=1%）： 1.71m
五十年-遇高潮位（P=2%）： 1.64m
3.1.2 低潮位
百年-遇低潮位（P=1%）： -2.88m
三十三年-遇低潮位（P=3%）： -2.58m
3.1.3 有关潮位、潮差值
平均海面： -0.017m
平均高潮位： 0.51m
平均低潮位： -0.45m
3.1.4 累积频率潮位
P=10%高潮位： 0.9m
P=90%低潮位： -0.05m
3.2 波浪
电厂所在海域的强浪向为：SE，常浪向为：SSW。2m水深SE浪向100年一遇3.1m，2m水深SSW浪向100年一遇3.1m。
3.3 海水水溫
最炎热月份7、8、9月的海水水温：1960-1983年的7、8、9 月日平均水温累积频率P=10%的水温为：28.1℃。
3.4 冰情
电厂取水海域每年都有不同程度的结冰现象。最长冰期日数为147天。计算50年和100年-遇的最大冰厚分别为：泵房前68.5cm和73.2cm;泵房前5m等深线处30.8cm和33.0cm。
3.5 泥沙
厂区附近海底泥沙动态总趋势，没有大冲大淤过程，季节性的冲淤明显，总的来说冲略大于淤。
3.6 海生物
采取措施防止海生物的附着。
4 循环水系统优化的目的
循环水系统优化的目的就是结合具体的厂址自然条件，煤，水，电价和汽轮机冷端设备主要价格，供排水系统主要构筑物的造价和相关的年运行费，进行多方案经济、技术比较，寻求冷端设备和供水系统主要构筑物最经济的设计参数，即选择凝汽器面积、冷却水量、循环水泵、循环水管沟、冷却设备等最经济的配套组合方案。对于如本工程2×1000MW这样大容量的电厂，尤其应通过冷端优化来确定汽轮机设计参数和选择经济冷却倍率及供水构筑物的设计参数，以达到投资和运行费的综合经济性。
参与冷端优化的因素较多，因素之间相互制约。影响优化结果经济性较敏感的因素有循环水冷却倍率，凝汽器热交换的面积，循环水管沟尺寸以及各项经济指标。
在直流供水系统中，增大凝汽器的冷却水量或降低水温，可以降低汽轮机的背压，降低热耗，但是需增大循环水泵功率或增加凝汽器的面积，从而增大工程的造价，反之亦然。因此冷却倍率的选择应对凝汽器冷却面积、冷却水、循环水管沟尺寸进行综合技术经济比较，通过循环水系统优化，方可取得有关变量最合理的配置，从而达到投资和运行最经济的目的。
5 优化的方法
按照《火力发电厂水工设计技术规定》NDGJ5-88，循环冷却水系统的优化计算采用年费用最小法年费用NF将投资成本按规定的回收率分摊到每一年中，再加上一年的水泵耗电费，微增出力引起的补偿电量的电费以及折旧、大修费等为年费用，其值最小时，说明此方案最为经济。
6 循环水系统优化原则
本期2x1000MW超超临界凝汽式汽轮发电机组按TMCR工况进行循环水系统的优化计算。拟定凝汽器冷却面积：选择38000m2、40000m2、42000m2、44000m2、46000m2、48000m2、六种方案。凝汽器采用钛管，清洁系数0.85，综合造价按1800元/m2。
冷却倍率按夏季、春秋、冬季变倍率运行选择52/39/21、54/41/22、55/41/22、56/42/22、58/44/23、60/45/24六种方案。
优化过程中采用的经济指标如下：
（1） 发电成本为0.17元/千瓦·时。
（2） 投资年分摊固定费率为16%，包括投资回收率11%，税率5%。年维修费率1.4%。
（3） 燃料费用：0.144元/千瓦·时。
（4） 电厂经济运行年限为25年，机组年利用小时数为5500小时，分夏季，春秋和冬季。其中冬季包括12、1、2月共3个月，按1375小时计，平均取水水温2.69℃;春秋季包括3、4、11月共3个月，按1375小时计，平均取水水温11.23℃;冬季包括5、6、7、8、9、10月共6个月，按2750小时计，平均取水水温27.09℃ （5） 在夏季频率为10%水温条件下，冷却水温裕度为3℃的运行背压应能满足机组满发的最高允许背压要求（即小于10.8kPa）。
（6） 凝汽器端差不小于2.8℃。
（7） 循环水系统的运行方式：夏季运行3台泵;春秋运行2台泵;冬季运行1台泵。
（8） 循环水管径：按干管采用DN3800及DN3600预应力钢筒混凝土管PCCP二种方案。支管采用DN2600钢管。
（9） 循环水沟：按3.0m×3.5m。
7 优化计算结果及分析
根据上述原则，共组成72个方案。按照计算结果，凝汽器冷却水管采用钛管，冷却面积42000m2、冷却倍率55/41/22倍、循环水母管为DN3600、支管为DN2600、年总费用2686.65万元的组合列第一位。考虑到凝汽器单位面积蒸汽负荷分配的不均匀性以及凝汽器冷却水管泄漏、机组老化等因素，凝汽器面积应适當考虑一些裕量，因此，本工程推荐凝汽器冷却面积45700m2、冷却倍率夏季55倍、春秋季41倍、冬季22倍，循环水母管为DN3600预应力钢筒混凝土管PCCP、支管为DN2600钢管的循环水系统组合。
按照推荐方案计算所得到的汽轮机冷端参数：年微增电量-4668 （万千瓦·时），年微增电费 672.26（万元），凝汽器冷却管根数23371 （根），凝汽器冷却管长度21.9 （m），凝汽器造价 7560（万元），沟造价 553（万元），管造价982.75 （万元），投资修正量 0.00（万元），总投资费用9095.75 （万元），年维修费用 127.34（万元），水泵耗电费用431.73 （万元），年总费用2686.65 （万元）。
8 结论
经优化论证，二期工程循环水系统采用凝汽器冷却水管钛管，冷却面积45700m2、冷却倍率为55/41/22倍、单台机组设三台循环水泵，对应配一条母管为DN3600、支管为DN2600的循环水压力管和一条3.0mx3.5m循环水排水沟的系统组合。
按本推荐方案，在年平均冷却水温为17℃时，汽轮机在TMCR工况条件下，年平均运行背压为4.52kPa;在P=10%冷却水温为30.6℃时，汽轮机运行背压为9.2 kPa，低于夏季能力工况汽轮机满负荷运行最高允许背压（10.8 kPa），并留有一定的富裕量。
关键词：冷端设备、设计参数、年费用、循环水量、冷却倍率
1 工程概况
现有工程于2000年投入生产发电，本工程按规划扩建2×1000MW。电厂循环水系统冷却水源采用渤海辽东湾海水，采用直流供水系统，电厂主机组凝汽器和辅机的闭式冷却器的开式冷却水采用渤海辽东湾海水，电厂和生活区的淡水水源取自大风口水库。
2 循环水系统组成
电厂工程规模为2×1000MW超超临界燃煤机组，汽轮机凝汽器冷却水采用海水直流供水系统，辅机和工业冷却水采用除盐水闭式循环系统，并利用水-水热交换器，由海水供水系统供冷却水。两台机组合建一座海水循环水泵房，每台机组配置三台循环水泵，夏季运行三台水泵，春秋季运行二台水泵，冬季及负荷小时运行一台水泵。
3 取水海域的海洋水文要素
3.1 潮汐类型及特征值
3.1.1 高潮位（以黄海平均海水面为起算点）
百年-遇高潮位（P=1%）： 1.71m
五十年-遇高潮位（P=2%）： 1.64m
3.1.2 低潮位
百年-遇低潮位（P=1%）： -2.88m
三十三年-遇低潮位（P=3%）： -2.58m
3.1.3 有关潮位、潮差值
平均海面： -0.017m
平均高潮位： 0.51m
平均低潮位： -0.45m
3.1.4 累积频率潮位
P=10%高潮位： 0.9m
P=90%低潮位： -0.05m
3.2 波浪
电厂所在海域的强浪向为：SE，常浪向为：SSW。2m水深SE浪向100年一遇3.1m，2m水深SSW浪向100年一遇3.1m。
3.3 海水水溫
最炎热月份7、8、9月的海水水温：1960-1983年的7、8、9 月日平均水温累积频率P=10%的水温为：28.1℃。
3.4 冰情
电厂取水海域每年都有不同程度的结冰现象。最长冰期日数为147天。计算50年和100年-遇的最大冰厚分别为：泵房前68.5cm和73.2cm;泵房前5m等深线处30.8cm和33.0cm。
3.5 泥沙
厂区附近海底泥沙动态总趋势，没有大冲大淤过程，季节性的冲淤明显，总的来说冲略大于淤。
3.6 海生物
采取措施防止海生物的附着。
4 循环水系统优化的目的
循环水系统优化的目的就是结合具体的厂址自然条件，煤，水，电价和汽轮机冷端设备主要价格，供排水系统主要构筑物的造价和相关的年运行费，进行多方案经济、技术比较，寻求冷端设备和供水系统主要构筑物最经济的设计参数，即选择凝汽器面积、冷却水量、循环水泵、循环水管沟、冷却设备等最经济的配套组合方案。对于如本工程2×1000MW这样大容量的电厂，尤其应通过冷端优化来确定汽轮机设计参数和选择经济冷却倍率及供水构筑物的设计参数，以达到投资和运行费的综合经济性。
参与冷端优化的因素较多，因素之间相互制约。影响优化结果经济性较敏感的因素有循环水冷却倍率，凝汽器热交换的面积，循环水管沟尺寸以及各项经济指标。
在直流供水系统中，增大凝汽器的冷却水量或降低水温，可以降低汽轮机的背压，降低热耗，但是需增大循环水泵功率或增加凝汽器的面积，从而增大工程的造价，反之亦然。因此冷却倍率的选择应对凝汽器冷却面积、冷却水、循环水管沟尺寸进行综合技术经济比较，通过循环水系统优化，方可取得有关变量最合理的配置，从而达到投资和运行最经济的目的。
5 优化的方法
按照《火力发电厂水工设计技术规定》NDGJ5-88，循环冷却水系统的优化计算采用年费用最小法年费用NF将投资成本按规定的回收率分摊到每一年中，再加上一年的水泵耗电费，微增出力引起的补偿电量的电费以及折旧、大修费等为年费用，其值最小时，说明此方案最为经济。
6 循环水系统优化原则
本期2x1000MW超超临界凝汽式汽轮发电机组按TMCR工况进行循环水系统的优化计算。拟定凝汽器冷却面积：选择38000m2、40000m2、42000m2、44000m2、46000m2、48000m2、六种方案。凝汽器采用钛管，清洁系数0.85，综合造价按1800元/m2。
冷却倍率按夏季、春秋、冬季变倍率运行选择52/39/21、54/41/22、55/41/22、56/42/22、58/44/23、60/45/24六种方案。
优化过程中采用的经济指标如下：
（1） 发电成本为0.17元/千瓦·时。
（2） 投资年分摊固定费率为16%，包括投资回收率11%，税率5%。年维修费率1.4%。
（3） 燃料费用：0.144元/千瓦·时。
（4） 电厂经济运行年限为25年，机组年利用小时数为5500小时，分夏季，春秋和冬季。其中冬季包括12、1、2月共3个月，按1375小时计，平均取水水温2.69℃;春秋季包括3、4、11月共3个月，按1375小时计，平均取水水温11.23℃;冬季包括5、6、7、8、9、10月共6个月，按2750小时计，平均取水水温27.09℃ （5） 在夏季频率为10%水温条件下，冷却水温裕度为3℃的运行背压应能满足机组满发的最高允许背压要求（即小于10.8kPa）。
（6） 凝汽器端差不小于2.8℃。
（7） 循环水系统的运行方式：夏季运行3台泵;春秋运行2台泵;冬季运行1台泵。
（8） 循环水管径：按干管采用DN3800及DN3600预应力钢筒混凝土管PCCP二种方案。支管采用DN2600钢管。
（9） 循环水沟：按3.0m×3.5m。
7 优化计算结果及分析
根据上述原则，共组成72个方案。按照计算结果，凝汽器冷却水管采用钛管，冷却面积42000m2、冷却倍率55/41/22倍、循环水母管为DN3600、支管为DN2600、年总费用2686.65万元的组合列第一位。考虑到凝汽器单位面积蒸汽负荷分配的不均匀性以及凝汽器冷却水管泄漏、机组老化等因素，凝汽器面积应适當考虑一些裕量，因此，本工程推荐凝汽器冷却面积45700m2、冷却倍率夏季55倍、春秋季41倍、冬季22倍，循环水母管为DN3600预应力钢筒混凝土管PCCP、支管为DN2600钢管的循环水系统组合。
按照推荐方案计算所得到的汽轮机冷端参数：年微增电量-4668 （万千瓦·时），年微增电费 672.26（万元），凝汽器冷却管根数23371 （根），凝汽器冷却管长度21.9 （m），凝汽器造价 7560（万元），沟造价 553（万元），管造价982.75 （万元），投资修正量 0.00（万元），总投资费用9095.75 （万元），年维修费用 127.34（万元），水泵耗电费用431.73 （万元），年总费用2686.65 （万元）。
8 结论
经优化论证，二期工程循环水系统采用凝汽器冷却水管钛管，冷却面积45700m2、冷却倍率为55/41/22倍、单台机组设三台循环水泵，对应配一条母管为DN3600、支管为DN2600的循环水压力管和一条3.0mx3.5m循环水排水沟的系统组合。
按本推荐方案，在年平均冷却水温为17℃时，汽轮机在TMCR工况条件下，年平均运行背压为4.52kPa;在P=10%冷却水温为30.6℃时，汽轮机运行背压为9.2 kPa，低于夏季能力工况汽轮机满负荷运行最高允许背压（10.8 kPa），并留有一定的富裕量。