（4）按我厂平均发电煤耗288g/kwh进行计算：

N₁＝3599/580000×288＝1.79（g/kwh）

（5）按我厂600MW机组额定负荷下，真空度上升1%影响煤耗1.79g/kwh进行计算：

N₂＝1.55/－99.7×100%×580/600×1.79＝－2.7（g/kwh）

（6）经济效益：△N＝2.04－2.7＝－0.66（g/kwh）

结论：在580MW负荷，循环水入口温度31.6℃时，增启一台循泵后，煤耗下降0.66（g/kwh）。

    若能计算出单双循泵对应的负荷与真空临界点,对何时采用双循泵运行具有重要的指导意义.但由于影响真空的因素很多,例如循环水进水温度或端差上升1℃,均使真空度下降0.3% ,因此若想考虑各因素并通过公式精确计算,实现起来比较困难,目前只能通过经验公式进行推算;要想找出单双循泵对应的负荷与真空临界点,必须通过具体试验,画出相关曲线得出。

    近期，由于环境温度的不断升高，为了保证机组运行经济性，我厂采用在特定负荷及循环水温度下通过启停备用循环水泵的方法来达到降低机组煤耗的目的。在经过一系列的特定稳定工况试验后得出的煤耗降低值较小，但由于季节及前段时间水电大发等因素影响全网负荷较大，我厂机组调峰频繁且幅度较大，循环水泵启停次数相对增多。在此情况下，也发现了执行此方案及措施中可能带来的诸多隐患，具体如下：

1、双循环泵运行时，系统管道内压力高，工质流动速度快，且频繁启停，容易造成凝汽器膨胀节等处泄露机率增大。

2、启动备用循环水泵，如DCS状态显示启动，但循环水泵就地实际没有启动，此时出口蝶阀联锁开启，泵反而倒转，凝汽器冷却水量急剧减少，极易造成低真空保护动作，机组跳闸。

3、启动备用循环水泵时，如出口蝶阀开至一定位置时发生卡涩，手动及就地均无法开启，造成泵出口压力升高憋泵。

4、停止一台循环水泵时，正常热工逻辑是先快关其出口蝶阀至25%，循泵停止运行后，再全关出口蝶阀。此时如果泵停止后，蝶阀发生卡涩或者故障，无法关闭，泵出现倒转，凝汽器冷却水量减少，使机组真空下降，此时应就地将液压油泄压关闭出口蝶阀。

5、频繁启停循环水泵，极有可能造成循环水泵泵体或者电机、循环泵出口液压阀发生故障，检修机率增大，在运行泵故障时无备用泵可用，机组发生非停风险增大。

6、直接带负荷停运循环水泵，极易造成水锤，使水泵基座、联轴器、垫圈损坏、凝汽器管路出现裂纹或者损坏。

7、频繁启停循环水泵，出口蝶阀的液压油系统冲刷次数增多，管道及各部件磨损加快，液压油系统泄漏机率增大。易出现运行泵因出口阀故障造成泵跳闸或者出口水压降低；运行泵跳闸，备用泵联起后因液压阀故障造成循环水压力降低，最终凝汽器冷却水急剧减少，极易造成低真空保护动作，机组跳闸。

8、频繁启动循环水泵，电气开关使用寿命缩短。

9、在机组进相运行或者6Kv母线电压较低时启动循环水泵，由于循泵功率较大，极有可能瞬间降低所在负荷段的电压，造成相关转机出力下降，严重时引起机组跳闸（极易出现所在负荷段的给煤机因电压低跳闸，机组瞬间燃烧减弱造成跳闸，系统内外已出现多起类似事故，如伊敏电厂）。

10、双循泵运行时，开式水母管压力上升（最高可达0.49MPa）,造成开式水滤网端盖漏水、胶球清洗装置差压高或故障；在启停循泵后，由于开式水母管压力变化幅度大（0.07－0.09MPa），应加强对开式水用户参数的监视，防止各用户冷却水调门切手动。

综上所述，在机组真空较高时,采用双循泵运行方式后,煤耗降低不显著，而频繁启动循环水泵带来的不安全因素较多且后果较严重。在对机组经济运行及安全稳定进行全面对比后，建议我厂如在调峰幅度较大，日均数次启停循环水泵的情况下，且综合考虑夏季工况带负荷能力，以#2机组真空为基准点，当真空低于-91.8KPa时，采用双循泵运行,随着机组负荷的增加,带来的经济效益越大;当晚峰后低于启动备用循泵时对应的机组负荷时，采用单循泵运行，但要密切注意真空变化(先下降后缓慢上升)，以保证机组安全稳定运行。

1、正常情况下，凝结水泵一运一备。

2、夏天高温时期，根据需要两台循泵并列运行。

3、两台循泵并解列运行时机应综合考虑环境温度、机组负荷、凝汽器真空、凝汽器循环水进水温度、循环水温升、机组顶峰能力（煤质）等因素。在保证安全的前提下，以抢发电量和降低供电煤耗为目的。

4、机组负荷570MW以上且持续时间不少于2小时，环境温度37℃左右，凝汽器平均真空92KPa左右，凝汽器进水温度31℃左右启动备用循泵运行。根据江西电网特点，夏季高负荷时段一般在10:00～22:00，此时段内满足双循泵经济运行条件须启动备用循泵运行，负荷短时间内低于570MW，仍保持双循泵运行。

 

 

 

 

 

 

生产准备部

2012-7-5