时间：2023-05-29 18:01:33
开篇：写作不仅是一种记录，更是一种创造，它让我们能够捕捉那些稍纵即逝的灵感，将它们永久地定格在纸上。下面是小编精心整理的12篇冷却循环水，希望这些内容能成为您创作过程中的良师益友，陪伴您不断探索和进步。
【关键词】连铸机；结晶器；循环水冷却；探讨
1 引言
连铸机以其能耗低、金属收得率高、生产成本低以及产品质量高等特点，在钢铁行业得到了广泛地应用。结晶器作为连铸机的心脏，高温钢水在结晶器中凝固所释放出的热量绝大部分是由冷却水带走的，因而，结晶器性能的优劣对生产效率和铸坯质量都会造成直接影响。结晶器性能受冷却水水质的影响非常大。在实际操作中，冷却水的暂时硬度一般要控制在80 mg/L（以CaO计）以内，补充水宜采用除盐水或软水。
在实际工作中，为了保证结晶器具有良好的传热效率，杜绝水垢的形成并尽可能地延长结晶器的使用寿命，采用何种冷却方式和冷却水道结构能较经济、合理和适用，需要技术人员根据所在钢铁企业的客观实际情况进行不断地探索。本文以某厂使用的连铸机为实例，从技术和经济两个方面对几种常见的结晶器循环水冷却系统进行了探讨。
2 结晶器循环水冷却系统简介
2.1 开路循环水系统
采用开路循环水系统的结晶器回水直接利用余压上冷却塔，经冷却塔降温后的冷却水再用泵加压送回，此种系统一般采用工业净化水，而对于工业净化水无法满足设备的用水技术条件时，可以将工业净化水和软水混合使用。
2.2 半闭路循环水系统
采用半闭路循环水系统的结晶器回水直接通过热交换器进行冷却降温，然后冷却降温后的水会流入泵站吸水井，最后通过泵加压送回。采用此系统通常要设置缓蚀剂加药装置和二次冷却装置，系统补充水一般采用软化水。
2.3 闭路循环水系统
采用闭路循环水系统的结晶器冷却回水通过二次冷却装置冷却，系统补充水一般采用软水或除盐水。这种系统最大的特点就是水在循环过程中与大气隔绝。该系统一般设有氮封膨胀罐、自动补水装置、事故自动泄水阀，且系统的工作压力由充N2进行控制，自动补水则由膨胀罐内的水位进行控制。与半闭路循环水系统类似，闭路循环水系统也要设置缓蚀剂加药装置和二次冷却装置。
显而易见，因为以上3种循环水系统的的密闭性不同，所以它们的补水方式、补水水质及循环系统水消耗量也存在不同。
3 结晶器循环水冷却系统的设计实例
3.1 设计参数
本文以某厂使用的连铸机为例。依照该厂使用连铸机的资料设计并验证了开路循环水冷却系统、半闭路循环水冷却系统和闭路循环水冷却系统这3种冷却方式不同的系统。其中，半闭路循环水冷却系统和闭路循环水冷却系统冷却水的暂时硬度按小于10 mg/L设计；开路循环冷却水的暂时硬度按60 mg/L设计。
对所设计的三种循环水冷却系统的参数进行比较，见表1所示。
3.2 性能比较
对于开路循环水冷却系统而言，因为水直接与空气接触，存在蒸发损失，再考虑到排污和泄露损失，所以在三个系统中它的补水量最大，本实例中，它的补水量为循环水量的3%；对于闭路循环水冷却系统，随着循环冷却过程的进行，水不存在蒸发、浓缩和排污，所以它的补水量在三个系统中最小，本实例中，该系统的补水量低于循环水量的0.1%；半闭路循环水冷却系统的补水量介于其它两种系统之间，在本实例中，其补水量为循环水量的0.5%。
开路循环水冷却系统水质差，由于系统是开放的，水直接与外界大气接触，所以外界灰尘很容易进入，并且因为阳光照射的缘故，可能出现大量的藻类繁殖，而这些极易产生生物粘泥，进而影响冷却效果，闭路循环水冷却系统则更好相反。
开路循环水冷却系统因直接与大气接触，所以系统中的溶解氧含量通常都较闭路和半闭路循环水冷却系统高，故它的腐蚀率也较另外两者高。
开路循环水冷却系统因为利用了余压，所以有一定的节能效益，但它没有闭路循环水冷却系统对设备回水压力的利用充分，所以节能效果没闭路循环水冷却系统好。半闭路循环水冷却系统因为不能利用余压，所以能耗最高。
开路循环水冷却系统因为不需要设置二次冷却装置，所以建设成本最低，且操作使用简便。
从表1可知，因为开路循环水冷却系统的年补充软水量最高，所以系统的年能源消耗费用最高；而闭路循环水冷却系统的年补充软水量和年耗电量最低，所以它的年能源消耗费用最低。
综上可知，在投资允许的情况下，推荐采用软水闭路循环水冷却系统，它具有安全、经济、节能、水质好和腐蚀小等优点。
3.3 暂时硬度的设计值与补充水暂时硬度的关系
如果已经确定结晶器冷却水的暂时硬度值，则在进行系统设计时必须对补充水的形式进行充分考虑。
根据《连铸工程设计规定》的规定，结晶器冷却水暂时硬度的设计值以CaO计要控制在10.0～80.0 mg/L的范围之内。在我国北方的一些地区，原水的暂时硬度通常都较高。因此，连铸结晶器冷却水质暂时硬度的设计值可以设为低于40.0 mg/L，宜采用软水闭路循环水冷却系统。
与此不同的是，我国南方一些地区的原水暂时硬度较低。所以，结晶器冷却水质暂时硬度的设计值可以设为80.0 mg/L左右，可采用开路循环水冷却系统，并采用部分工业水和部分软水混合的方式进行系统补水。显而易见，这时的软水补充量相对少，设备投资小，既合理又经济。
4 结束语
通过以上分析可知，在开路循环水冷却系统、半闭路循环水冷却系统和闭路循环水冷却系统三种系统当中，闭路循环水冷却系统具有冷却水水质好、软水补充量小和能耗低等优点，在投资允许的情况下，是原水暂时硬度较高地区的首选方案。当然，对于那些原水暂时硬度较低的地区，可以考虑采用开路循环水冷却系统。因为开路循环水冷却系统的补充水可采用工业水和软水混合使用的方式，所以软水补充量相对少、系统的运营成本较低。
参考文献：
[1]吴新国，刘鑫，朱贻钧等.连铸结晶器循环水处理的研究[J].工业水处理，2008（2）.
[2]欧阳鹏，李丽.连铸结晶器及设备冷却水系统优化[J].武钢技术，2009（1）.
[3]鲁军，邹冰梅，罗利华等.板坯连铸机冷却水系统的完善与应用[J].工业加热，2011（4）.
关键词：冷却水系统；循环水量；冷却塔
Abstract: Civil air conditioning cooling water circulation system design has some characteristics, causing the temperature of the cooling water does not drop down, the energy consumption of the system, and to maneuver operation problems. Talking own design experience recurring problems in cooling water circulation system, intended to cause all further discussion to reach a common understanding of the purpose of jointly improve.Key words: cooling water system; circulating water; cooling tower
中图分类号：U664.81+4 文献标识码：A文章编号：
1 引言
随着城市建设的发展，生活水平的提高以及对舒适性的要求，越来越多的公共建筑、高级住宅设置了中央空调系统，空调循环冷却水系统成为建筑必不可少一部分。
多年运转实践证明,民用建筑空调冷却循环水系统相对于工业冷却循环水系统，设计具有一些特点：循环水量较小，设备为定型产品，水质要求较低，季节性运转等。加上民用建筑设计周期短，设计人员往往根据以往的经验，形成定式思维，对一些具体的细节问题，关注不够，造成空调循环冷却水系统运行中出现诸如停机、停泵、噪声大、振动大、冷却塔亏水或溢流、冷却水系统水温降不下来,系统能耗过大，运转操作不便等问题。造成整个空调系统不能正常工作，未能满足建筑功能需求，对整个设计造成不良影响。
分析产生上述现象的原因，除了施工、安装、调试等原因外，还存在着设计上的缺陷。下面就结合循环冷却水系统经常出现的问题，对影响循环冷却水系统运行的几个主要因素作进一步讨论。
2 冷却循环水系统设备的合理选型
2.1 设计基础资料
为保证冷却塔的冷却效果，必须注重气象参数的收集， 气象参数应包括空气干球温度θ（℃），空气湿球温度τ（℃），大气压力P(104Pa)，夏季主导风向，风速或风压，冬季最低气温等。
根据《采暖通风与空气调节设计规范》和《建筑给水排水设计规范》，冷却塔设计计算所选用的空气干球温度和湿球温度，应与所服务的空调等系统的设计空气干球温度和湿球温度相吻合，应采用历年平均不保证50小时的干球温度和湿球温度。
2.2 冷却循环水量确定
确定冷却循环水量时，首先要清楚准确地了解空调负荷及空调设备要求的冷却循环水量，同时还要关注空调机的选型，一般可根据制冷量（美RT），估算冷却循环水量Q（m3/h），对于机械式制冷：离心式、螺杆式、往复式制冷机，Q=0.8RT。对于热力式制冷：单、双效溴化锂吸收式制冷机，Q=(1.0-1.1)RT ；设计时，冷却循环水量一般是由空调专业根据制冷机样本中给出的冷却水量提出的。需用指出的是，制冷机样本中给出的冷却水量往往比用负荷法计算值小，尤其是进口机，这主要是由于目前冷却塔本身的热工性能达不到进口设备的要求。
2.3 冷却塔选型
民用建筑冷却塔选型一般选超低噪音逆流冷却塔，逆流塔冷却水与空气逆流接触，热交换率高，当循环水量容积散质系数βxv相同，填料容积比横流式要少约20%-30%，对于大流量的循环系统，可以采用横流塔，横流塔高度比逆流塔低，结构稳定性好，有利于建筑物立面布置和外观要求。
冷却塔选型时应考虑一定余地，我们在工程设计时，一般按制冷机样本所提供的冷却循环水量的110%-115%进行选型。其原因主要有：
①冷却塔设计时，一般情况下，湿球温度为28℃，冷水温度为32℃，出水温度为37℃，冷水温度与湿球温度的差为4℃，而某些制冷机参数要求，制冷机进水温度为30℃，对于中南地区，湿球温度一般在27℃-29℃之间，冷却后水温难以达到30℃。
②考虑到冷却塔布置时，受周围环境影响，冷却效果达不到设计要求，例如：多塔布置湿空气回流的影响，建筑物塔壁、广告牌对气流通畅的影响。
③冷却塔自身质量会影响其热工性能。目前，国产冷却塔，技术含量不高，市场准入条件较低，厂家生产规模不大，质量难以保证，冷却塔在运转一定时间后，出现填料塌陷，配水不均等都影响到冷却效果，在实际工程中，经常出现冷却塔出水温度达不到设计参数要求的现象。
④降低冷却塔出水温度，利于制冷机高效运转。空调制冷机组用电量很大，远远高于冷却循环水系统，包括冷却塔风机的用电量。冷却塔选型时适当放大，对于制冷机高效运转，节约运转费用有很大好处。
3 冷却塔的集水设施
冷却塔出水的集水设施有两种：集水塔盘和专用集水池（或冷却水箱），在设计时究竟设不设专用集水池，一直存在争议，有人认为：不设专用集水池，循环泵可能将集水盘内水抽空，引起系统进气，造成水泵汽蚀。另一些人认为，冷却塔带集水盘其目的就是不另外再做水池，集水盘设快速补水管，解决水泵抽空问题，那么是否设集水池？我们对不设集水池的系统运行进行分析：一般冷却塔的集水盘有效水深为300-400mm,加深集水盘的有效水深为500-600m，在系统连续正常运行时，当水泵吸水管流速V>1.0m/s时，吸水口旋涡较深，吸水口极易吸气。当水泵吸水管流速V
4 结语
总之，民用建筑空调冷却循环水系统设计，应与给排水其他系统一样，精心设计，注重冷却水量与空调制冷量相吻合。设计时，选择冷却塔应考虑留有余量，降低制冷系统能耗。为了使冷却循环水系统启动、停机时运行顺利，操作简便，冷却塔宜设专用集水池。合理确定供、回水管管径，保证冷却循环水系统及空调系统正常运行，从而保证工程的设计质量，为节能减排做出应有的努力和贡献。
参考文献
[1]GB50015-2003建筑给水排水设计规范[S].北京:中国计划出版社,2003
[2]GB/T50102-2003工业循环水冷却设计规范[S].北京:中国计划出版社,2003
[3]核工业部第二设计研究院.给水排水设计手册（第二册）[M].2版.北京：中国建筑工业出版社
[4]姜乃昌,陈锦章.水泵及水泵站[M].北京:中国建筑工业出版社
关键词：冷却循环水系统；流体输送Go·well技术；节能技改
中图分类号：TE08 文献标识码：A
山东华阳迪尔化工有限公司（下称“华阳迪尔公司”）是专业生产经营浓、稀硝酸的股份制企业，华阳迪尔公司稀硝酸装置从爱尔兰IFI公司全套引进，生产工艺先进。华阳迪尔公司生产管理水平处于国内同行业前列，公司领导高度重视节能减排工作，基于技术和投资成本考虑，华阳迪尔公司选择了和循环水系统节能专业公司——浙江科维节能技术股份有限公司（下称“科维公司”）采取合同能源管理模式，在不负担任何节能技改费用的前提下对硝酸装置冷却循环水系统进行技改。
一方面华阳迪尔公司存在循环水系统能耗过高的实际，另一方面科维公司在资金、技术上具有相当的优势。工艺冷却循环水系统在硝酸装置生产能耗中占较大比重，而循环水泵是冷却循环水系统中能耗较大的设备之一，在循环水系统实际运行过程中，往往出现循环水系统运行效率不高、电机运行功率偏大等现象，不仅缩短电机的使用寿命，更重要的是造成电能的浪费。科维公司采用流体输送Go·well技术对华阳迪尔公司硝酸装置工艺冷却循环水系统实施节能技改，取得了显著的节电效果。
一、硝酸装置冷却循环水系统运行情况及存在问题
华阳迪尔公司稀硝酸装置分为稀硝酸和浓硝酸2个生产区域，冷却循环水通过泵房总管输送至装置区，然后分别由各装置支管供应给各换热器使用，换热后回冷却塔冷却。该循环水系统配备水泵规格如下：德国KSB水泵(3台)：MBS300-400（P=220kW）；上海东方水泵(3台)：DFSS300-435B（P=220kW）；山东博山水泵(1台)：12SH-9B（P=132kW）。
实际运行中出现以下问题：3台DFSS300-435B泵在不同运行模式下均出现超电流、超功率现象，偏离水泵实际工况，水泵运行效率较低、循环水系统输送效率低下，造成较大的能量损耗，有较大的节电空间。
二、流体输送Go·well技术简介
1、流体输送Go·well技术组成及技术思路
科维公司流体输送Go·well技术由数据采集（检测）技术、系统诊断分析技术、系统优化改造技术、ECOWELL高效节能泵及变频节能控制系统等四部分组成，也称“3+1 ”节能技术。
以合理的水送能耗指标做指导，以系统优化﹑最佳工况运行为目的，从调整合理流量、降低系统阻抗、提高水泵运行效率三方面入手做起，按最佳工况运行原则，建立专业水力计算数学模型，通过检测复核当前运行工况特定的参数和设备参数，即可准确判断引起“高功耗”的各种原因，准确找到最佳工况点；通过调整系统不利工况因素，并按最佳运行工况参数定做“Go.well高效节能泵”替换目前处于不利工况、低效率运行的水泵，彻底根治引起功耗增加的不利工况，提高水泵效率，降低“无效功能”，达到真正的节能。
2、工艺冷却循环水系统节能技改设计过程
2.1、通过分析系统装置热负荷以及工艺特点，按经济供回水温差原则，判断流量的合理性，并确定合理流量，做到“装置侧合理用水、泵站侧合理供水”。
2.2、对换热器及冷却塔的热工性能进行评估，以确保经济供回水温差实现的可行性。
2.3、运用计算机模拟技术分析管网水力节点平衡，寻找水力失衡原因，并通过阀门调节或增加提升动力等手段优化管网结构，得到可实现的最优管网性能曲线，降低系统管网阻抗，提高管网运行效率。
2.4、通过对泵站原有运行模式的工况分析，判断电机及水泵的实际运行效率是否高效，并结合装置侧所需的技术参数要求，确定高效节能泵参数设计值，做好泵站优化设计。
2.5、借助三元流理论，采用国外最先进的“CFD”仿真模拟技术，通过精确模拟，设计出最优化的水力模型，确保ECOWELL高效泵性能可靠、运行稳定，并确保在各种运行模式下均处于高效运行。
3、ECOWELL高效节能泵四大显著特点
3.1、量身定做，能恰好处在最佳工况运行。
3.2、效率高效区域宽广，更能适应因负荷变化引起的各种变工况运行。
3.3、 水力模型先进，机械加工精度高，水泵效率比常规高10%以上。
3.4、水泵机械性能卓越，制造标准完全符合欧洲制造标准，铸件采用树脂砂造型铸造，所有零部件经CAM加工。
三、实施情况
1、科维公司凭借专有的参数采集标准对循环水系统进行详细的工况调查，检测复核循环水系统运行工况特定的参数和设备参数。
2、科维公司对当前运行工况进行专业分析，按最佳工况运行原则，凭借专有计算机仿真模拟等技术手段，准确判断引起高能耗的各种原因，提出系统过程优化最佳解决方案。
3、双方签订技术及商务合同，约定承诺节电率，科维公司技术人员对系统进行工况复核，进一步确认工况。
4、科维公司按最佳工况参数定做ECOWELL高效节能泵，双方对技改前功耗进行确认。
5、科维公司ECOWELL高效节能泵替换原有3台（4-6#）DFSS300-435B循环水泵，通过管路不利因素整改 + 高效节能泵，实现配置优化。
6、ECOWELL高效节能泵安装结束后运行一周，观察水泵运行情况。科维公司技术人员和华阳迪尔公司相关人员对技改项目进行验收，共同确认技改后功耗，并计算节电率。
四、实施效果
此次节能技改，水泵运行平稳、安全、可靠，电机运行电流显著降低，节电效果明显，循环水各参数指标达到系统技术要求。
为评估技改后ECOWELL高效节能泵实际节电效果，技改前后在正常运行工况下，用功率表测量技改前后功率。
表1循环水泵技改前后节电情况
水泵编号 4# 5# 6# 合计
技改前功率（kW） 224.8 225.4 226.9 677.1
技改后功率（kW） 191.3 191.2 193.5 576
小时节电量（kW） 33.5 34.2 33.4 101.1
节电率（%） 14.9 15.2 14.7 14．9
同时比对技改前后循环水系统各主要参数，技改前后实际运行相关参数统计如下。
表2循环水泵技改前后效果对比
项目 单位 技改前 技改后
电机功率（合计） kW 677.1 576
供回水温差 ℃ 8.2 8.1
循环水总管压力 MPa 0.331 0.340
经过技改，4-6#水泵每小时合计节电为101.1kW.h，如以运行350天计，则可每年可节电101.1×350×24=849240 kW.h，节省标煤283.1吨，以电价0.80元/ kW.h计，年节电费用为849240×0.80=679392 元，节电收益相当可观。
关键词：炼油厂 循环水场 循环水 节水 水处理
循环水场作为炼油厂的重要公用工程和用水大户，对炼油厂的安全、平稳、长周期运行有重要的影响。循环水场是炼油厂用水量最大的场所之一，提高循环水的利用率对整个炼油厂的节水减排具有重要意义。
一、工艺流程简述
炼油厂通常采用间冷开式循环冷却水系统。从工艺冷换设备返回的循环热水利用余压进入冷却塔上部，经过蒸发传热和水气接触散热后滴落至塔底流入冷水池，经泵加压供至用户循环使用。循环水场主要包括冷却塔、循环水泵、旁流水处理设备、加药设备、监测换热设备、塔底水池、冷水池等。炼油厂循环水量较大，冷却塔多采用逆流式机械通风冷却塔。
二、水损失分析
循环水系统的水损失主要包括蒸发、风吹、系统排污、反洗排水、系统渗漏、不可回收水等。
1.蒸发损失
蒸发是冷却塔降温的主要手段之一。水气化过程吸收热量。蒸发量与液相表面的温度、气压、气流速度、表面积等有关。
2.风吹损失
水与空气接触换热的过程中，少量水滴随气流一并从冷却塔风筒排出。风吹损失与风速、冷却塔内收水器有关。
3.系统排污
蒸发浓缩使循环水系统的含盐量不断增加。若不加以控制，将加速冷换设备的腐蚀。为了维持循环水系统的含盐量，需人为排放一部分循环水。系统排污量与补充水的水质、循环水系统的浓缩倍数有关。
4.反洗排污
旁流水处理设备反冲洗时排放的污水。
5.系统渗漏
循环水系统的管道、设备、水池等的渗漏损失。
6.不可回收水
部分冷换设备使用后，因压力不足无法返回、需就地排放的少量循环水。
三、补充水种类
1.新鲜水
新鲜水来自市政供水管网或炼油厂的净水场。新鲜水通常含盐量及电导率较低，水质较好，有利于提高循环水的浓缩倍数。
2.回用水
回用水来自炼油厂或市政的再生水处理场。经深度处理后满足回用水水质的标准。
3.其他水
其他补充水包括凝结水、锅炉排水、除盐水等。
四、节水措施
1.工艺设计
1.1提高浓缩倍数
根据该循环水的流程，提高循环水的浓缩倍数，可降低排污，减少补水量。例如，循环冷却水量为10000m3/h，温差为10℃，干球温度为35°，浓缩倍数（N）为5时比3时的补充水量减少了30m3/h。然而，过高的浓缩倍数会使循环水的含盐量增加，导致析出结垢和设备腐蚀。因此，需合理控制浓缩倍数。通常，Cl―和含盐量是循环水浓缩倍数的重要表征指标。GB/T50746《石油化工循环水场设计规范》中规定的较严值为Cl―≤700mg/L [1]。炼油厂循环水含盐量小于2000mg/L的经验数据。根据以上两个数据，结合补充水的水质及实测冷换设备的腐蚀速率，综合确定循环水的浓度倍数。
1.2回用水作为补充水
污水处理场深度处理后达到循环水补充水水质要求的水，用作循环水的补充水，既减少了由炼油厂进入自然水体的污水量，又可减少炼油厂的外排水量。例如，某1×108t/a炼油厂的循环水量为53000m3/h，补充水总量为960 m3/h，处理后污水的回用量为300 m3/h，年节约用水约260×104 m3。然而，GB/50335《污水再生利用工程设计规范》中规定，用作循环冷却水的回用水中溶解性固体限值为1000mg/L [2]。回用水的含盐量过高会引起循环水系统盐的富集、浓缩倍数下降。实际工程中，污水深度处理时可采取必要的脱盐措施，可对全部或部分回用水进行脱盐处理。常用的脱盐设施有反渗透、电渗析、离子交换等。
1.3利用其它水作为补充水
炼油厂水的用途较多，可根据水质情况，注入循环水系统，用作补充水。（a）部分循环水用于冷却拟排放的凝结水，可采用水箱混合后，经泵加压返回到循环水系统。（b）锅炉排污水水质较好，降温后可用作循环水系统的补充水。（c）除盐水系统的反冲洗水，收集后用作循环水系统的补充水。（d）炼油厂清净雨水经悬浮物处理后用作循环水系统的补充水。
1.4降低不可回收水量
循环水经过部分冷换设备后，压力不足无法返回循环水场，就地排入生产污水系统。这些排水相当于增加了循环水系统的排污，水量较大时将引起浓缩倍数下降。因此，应尽量减少不可回收的循环水量，可采用水箱、水池等容器收集后，经水泵加压返回到循环水系统。
2.设备选型
2.1冷却塔收水器
冷却塔的收水器用于回收即将出塔的湿空气中携带的雾状小水滴。收水器是降低抽风飘水损失、减少补充水量、节约用水的重要途径⑤。不同形状和层数的收水
器其飘水率相差较大。GB/T50746《石油化工循环水场设计规范》中规定，当缺乏数据时冷却塔的飘水率取循环水量的0.1%。新型波形高效收水器采取一系列技术措施后，可使飘水率低于0.005%。按循环冷却水量为10000m3/h计算，飘水率0.005%比0.1%时的飘水量减少9.5 m3/h。
2.2过滤器
循环水在冷却过程中，空气中的粉尘使循环水悬浮物增加，水质变差。为去除悬浮物，炼油厂循环水场需设置旁流水过滤器。过滤器常选用重力式核桃壳过滤器、无阀过滤器、多介质过滤器等。该种过滤器滤速为8～12m/h、反冲洗历时长、排污量大。近年来出现的压力式浅层砂滤过滤器，滤速为25～35m/h，布水均匀，自动化程度高，且能根据水头损失、浊度等自动调控反冲洗时间。单个过滤周期内，压力式浅层砂过滤器的反洗排污量为旁滤处理水量的0.5%～1%；而核桃壳过滤器和无阀过滤器为3%～5%。按循环冷却水量为10000m3/h，旁流水处理量占循环水量的5%计算，压力式浅层砂过滤器的反冲洗水量比重力式过滤器节约用水量为10～25 m3/h。
3.运行管理
3.1循环水水质在线监测
浓缩倍数受制于循环水的水质。因此，有必要检测循环水的水质。循环水系统通常设置流量、pH、浊度、电导率、总磷、余氯、氧化还原电位（ORP）、腐蚀速率等在线检测仪。同时，设置补充水的流量、pH、电导率等在线检测仪。通过编程计算出循环水的浓缩倍数、污垢粘附速率等，以指导循环水的排污量、补充水量、药剂投加量等。
3.2采用自动化管理
充分利用循环水系统设置的在线检测仪，选用自动加药设备及自控阀，实现自动化管理。（a）通过循环水的电导率参数自动控制系统排污量；（b）通过药剂浓度控制缓蚀阻垢剂的投加量；（c）通过循环热水的余氯参数控制氧化型杀菌剂的投加量；（d）通过循环水的pH参数控制硫酸的投加量；（e）通过程序控制非氧化杀菌剂计量泵定时启停。
五、结语
【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
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
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
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。
从以上两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响着汽轮机组的经济性。据统计，汽轮机热耗率与背压存在一定的关系，通常是设计背压每增加1kPa，汽轮机热耗率上升0.55%，设计背压每降低1kPa，汽轮机热耗率下降0.4%，因此在进行电厂设计时背压的选择非常重要。根据上述两种供水系统的设计参数进行分析可知，两者的汽轮机热耗率差值为40kJ/（kW.h），每度电的煤耗相差1.5g，如果按机组年运行时间为5000h计算，则在采用直流供水系统时每年可节约1.5万吨标准煤，因此经济效益较为显著。
4 结语
本文对火力发电厂湿式冷却系统的特点进行了介绍，并比较了直流供水系统和再循环供水系统的能耗。在进行火力发电厂的设计时，应进行技术经济论证，可以通过优化循环水系统的布置、减少弯头和分叉的数量、降低水泵的净扬程等方式减少电能的消耗。在条件许可的情况下应优先采用直流供水系统，这样有利于降低发电厂的煤耗，提高发电厂的综合效益。
参考文献：
关键词：汽轮机 凝汽器 循环水泵 启备变 厂用电
中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1007-3973（2013）008-088-02
鹤煤公司热电厂2*135MW机组为东方汽轮机厂生产的C135-13.2/0.245/535/535型，超高压、单轴、双缸双抽（一级可调）、一次中间再热、凝气式汽轮机组。配备东方锅炉厂生产的DG445/13.7-II1型，超高压、一次中间再热、单汽包、自然循环、集中下降管、全钢构架，∏形悬吊式露天布置锅炉。发电机为东方电机厂生产的QF-135-2-13.8型空冷发电机组。本厂#1、#2机组采用单元制运行方式，分别于2006年、2007年相继投产进入商业化运行，投运后两台机组均存在停机期间厂用电耗高问题。现就机组停运后循环水系统运行方式进行分析研究。
1 现状情况
汽轮机组停运后转子惰走期间，为避免转子产生热弯曲，必须切断一切进入汽轮机的冷水冷气。对于低压缸来说，机组停运后本体疏扩处仍有大量热量进入凝汽器，若此时停运循环水系统，极易造成凝汽器超压、低压缸安全门动作，甚至低压缸缸体受热变形损坏事故的出现。因此《汽轮机运行规程》规定：在低压缸排汽温度高于50℃的情况下必须保持循环水泵运行。只有在低压缸排汽温度低于50℃且已确认无任何汽源进入凝汽器的前提下方可停运循环水泵。在机组启动初期至机组接带厂用电之前，在此期间停运机组自身不发电，而且还要从电网吸收高价电量，特别是循环水泵，耗电量大，启动时间长。由此带来了发电成本的提高。因此如何优化机组停运后循环水系统的运行方式，在确保机组安全的前提下降低发电成本也就成为了亟待解决的问题。
2 系统简介
2.1 设备概况
（1）循环水泵。
循环水泵是循环水系统中最重要的设备之一，在热力系统中发挥着至关重要的作用。机组运行中，凝汽器真空的形成主要依赖于循环水泵。停运初期，低压缸的冷却也主要依靠循环水泵来完成。
鹤煤公司热电厂循环水泵为山东鲁能节能开发有限公司生产的G40SH型卧式单级、双吸、壳体为水平中开式离心泵，转子可抽出，从电机端看，泵顺时针旋转，出口阀门采用液控蝶阀。该循环泵额定流量为9510m3/h、额定扬程为19.7米、额定转速为750转/分。配备上海电机厂生产的YKK560-8型电机，电机额定电压为6000V、额定电流为84.7A、额定功率为750KW。
（2）低压缸安全门。
为防止凝汽器超压造成的设备损坏，汽轮机低压缸均配置有安全门，若凝汽器压力高于其动作压力，其爆破片（石棉板）自动爆破损坏，释放蒸汽减压，防止凝汽器超压和低压缸受热变形损坏，从而保护设备安全。
低压缸安全门特性：低压缸安全门为保障安全起见一般设置两个，材质为1mm厚石棉板，动作压力为20KPa。
2.2 系统流程
凉水塔蓄水池内的水经循环水进水间，到达循泵入口，然后用循环水泵将循环水通过管道进入凝汽器。低压缸下部与凝汽器相连，循环水在凝汽器内经表面换热，循环水被加热温度升高；低压缸做过功的蒸汽进入凝汽器经冷却后凝结为水通过凝泵回收至锅炉再次利用。加热的循环水通过管道进入凉水塔冷却，汇集至冷水塔下部蓄水池内回收，形成一个完整的水路循环。机组运行或停运初期，低压缸中的大量蒸汽通过凝汽器中的循环水得到冷凝，低压缸（即凝汽器）压力控制在合理范围内。
该机组在#1、2机组循泵出口设置有循环水泵出口联络门，经凝汽器冷却后进入凉水塔之前设置有循环水回水联络门。在每个机组循环水出口进凝汽器之前的管道上分别引出直径为500mm管路，经阀门（直供水门）汇入一条母管向引风机和空压机房提供冷却水。
3 机组停运后对循环水泵运行时间的要求
（1）机组停运后排汽缸温度很快会降至50℃，此时虽然理论上可以停止循环水泵运行，但受本体疏扩处系统阀门内漏影响，仍有大量余热进入凝汽器。如果此时停运循环水泵，进入低压缸内蒸汽得不到冷却，可能会出现凝汽器压力超过20kpa、安全门动作的后果。如果安全门因故拒动，则凝汽器可能出现因超压而损坏的恶性事故。因此实际操作中均以汽轮机高压内缸内下壁金属温度为参考，高压内缸内下壁金属温度降至200℃时方能停止循环水系统运行。
（2）机组启动初期循环泵需要提前启动，向工业水系统提供水源，来保证各转机有足够的冷却水，向凝汽器提供冷却水保证配合锅炉启动。机组启动初期，至自带厂用电之前，各转机设备所消耗的电量为电网通过启备变接带。
4 运行方式对经济性的影响
为保证低压缸的有效冷却，要求机组停运后循环水泵必须继续运行，这无疑将造成发电厂用电率的增加。以汽轮机滑停结束后高压内缸内下壁金属温度330℃开始计算，自然冷却至高压内缸内下壁金属温度200℃，大约需要65个小时。循环水泵电机功率为750kw。即低压缸冷却至安全状态需要耗费48750kwh电能。按月发电量6000万kwh计算，将使发电厂用电率增加0.08%。如果#1#2机组每年累计停运按5次计算，则年可节约电量24.3万kwh。按电网结算电价0.6元/kwh计算，则年可增加发电成本14.58万元。机组从启动至自身接带厂用电大约需要10个小时，电网电价为0.6元/kwh，发电成本为0.33元/kwh。每次冷态启动大约额外增加发电成本2000元左右。如果#1#2机组每年累计停运按5次计算，每年增加发电成本1万元。若对循环水系统进行优化运行年可降低发电成本15.58万元，可见机组停运后循环水泵的停运时间对经济性的影响是巨大的。
5 系统优化
由图1我们可以看出，除本台机组的循环水泵可向本机提供循环冷却水外，邻机的直供水同样可为本机提供冷却水。虽然压力较低，只有0.07MPa，但足可以满足机组停运工况下凝汽器的冷却要求，将凝汽器压力控制在0KPa以下。因此在充分考虑机组安全的前提下，为节省厂用电，降低机组发电厂用电率，可考虑采用如下运行方式，即高压内缸内下壁金属温度达到300℃之前采用临机循环水泵运行方式，为低压缸提供冷却水。当高压内缸内下壁金属温度降至300℃以下时停运循环水泵，开启邻机及本机直供水门，将邻机提供的直供水引至本机循环水系统，以此满足低压缸的冷却需要。
机组启动初期采用启动邻机循环水泵，开启两台机循环水泵出口联络门的办法，用邻机循环泵接带启动机组的循环水系统。来降低启备变电量消耗，从而降低发电成本。
[关键词]冷却塔；安装；维修，
中图分类号：[TU279.7+41] 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）33-0286-02
一、冷却塔基础
1、冷却塔的各基础部分在同一水平线上。基础水平有一点高低的场合，请用填片调整。
2、冷却塔上基础后，请固定，锁紧基础螺栓。试运行时，请再次确认基础螺栓是否锁紧。基础上有钢架时，请锁紧钢架的螺栓。
3、设有防震装置时，确认基础或钢架和防震装置与冷却塔是否锁紧，并按防震装置说明书装配要领来确认。
二、冷却塔安装
1、冷却塔应设置在通风的场所。尽量避开有尘埃、酸性排气、高温排气和水蒸气较多的场所。特别是吸入大量的煤烟后，不仅是冷却塔，配管和其他的设备也会被腐蚀。
2、百叶窗面和墙壁间如有障碍物或间隔少时，空气吸入会产生阻抗，导致冷却能力低下，请保持如下图以上的距离：冷却塔距障碍物或墙体尺寸
5～15RT-----0.5m以上
20～70RT-----1.0m以上
80～100RT-----2.0m以上
110～175RT-----2.5m以上
200～400RT-----3.0m以上
500RT以上------3.5m以上
3、障碍物比冷却塔高时，为了防止空气短路，请加用直管。
4、按样本记载的配管尺寸配管。
5、在接配管时，请不要因为校正配管的倾斜而使冷却塔本体或接口受力变形。特别是配管旋入时，请同时固定接口。
6、配管请不要装配在冷却塔运行水位以上，否则运行开始时会吸入空气，并在停止运行时，会产生溢水。
7、和冷却塔连接的接头尽量使用软接头，这样，配管只是自己震动而不会影响冷却塔。
8、请在各配管上装配阀门。便于清扫冷却塔，也可在运行停止时，作为防冻结对策。为了使操作方便，请不要在冷却塔的下面装配阀门。
9、请将排水和溢水接到排水管上。排水必须装阀门，并请设计为自然下落排水。溢水管不要装阀门。
三、冷却塔水量补充
1、蒸发量（WE）kg/h
冷却塔在运行中循环水在不断蒸发，蒸发量由下式计算：
WEQ/R=（Tw1-Tw2）×L×Cp/R
一般空调用WB=27℃的场合，（Tw1-Tw2）=5℃；
Q：冷却热量（KJ/h）=（Tw1-Tw2）×L×Cp；
R：水的蒸发潜热（2520KJ/kg）；
L：循环水量（kg/h）；
Cp：定压比热（4.2KJ/kg℃）来求得：
WE=0.0083×L，也就是说循环水量的0.83%被蒸发。
2、漂水量（WD）kg/h
根据冷却塔的构造、通风速度有所差别，一般漂水量最大不超过如下数值：
开放式，循环水量的0.3%
密闭式，循环水量的0.15%
3、补水水量ΔW（l/min）
补水水量是上计2项的合计。水的比重为1（kg/l）。
空调用开放式的场合：循环水量的1.13%；密闭式的场合：循环水量的0.98%。
为安全起见，一般需循环水量的1.5-1.7%。
4、排污水量WB（kg/h）
排污水量是根据水质、浓缩倍数而不同。一般空调用的场合，开放式、密闭式一样，原水量再加上循环水量的0.3%。
5、给水管的选定
给水管的选定是根据补水量和给水压、浮球阀的流量特性来求出。特别是补水压低的自然下落式水箱的场合，请事先询问冷却塔的生产商。
四、冷却塔运行
1、电机请按送风机上所标示的运行方向箭头来接线。
2、请再确认开关、熔丝、配线是否按电机的容量配置。推荐使用过电流保护器。
3、循环水泵最初运行前，在水泵为停止状态时，将水灌满配管。开阀门，启动水泵，慢慢打开阀门。如果直接打开阀门启动水泵，水的冲击会损坏冷却塔内的部件。注意下部水槽的水位运行，直到全部的配管满水。使用补水管进水，直到下部水槽运行水位安定，才能连续运行。这时，请注意不要让过滤网处吸入空气。利用量水计等测量运行水位，并且利用调节阀门角度调整水流量。如有负载时，启动水泵，并且开始循环后再加负载。如果在水量不安定时加负载，会导致入口水温异常。
4、上部水槽的水位不平衡会引起冷却能力的不足，请用配水阀或配管的阀门来调节各水槽的水位。
5、请调节浮球阀到运行水位。
6、装有防冻电热器的情况下，请注意不要空焚而引起火灾。
7、配管安装时留下的焊渣、切管的铁粉等对冷冻机的铜管非常不利，也是使水质恶化的原因，请在试运行前期清洗管道。
8、使用密闭式冷却塔的场合，循环水配管为密闭配管，为了能够承受管内水的膨胀，请设置膨胀水箱，水箱的常用压力为0.49MPa以下。
9、密闭式冷却塔的水泵，在用手回转之后再通电。
五、冷却塔的维修保养
1、在最初运行时确定皮带的松紧，由于初次运行时皮带有可能被逐渐拉伸延长，适当调整皮带松紧，空载运行24小时后再调整一次，带负荷运行24小时后再调整，直至适中。锁紧螺母，并且在送风机轴承部加油，另外还要确认塔中是否有鸟巢或异物，然后再开机运行。
2、请每月定期清扫上部水槽散水孔、下部水槽过滤网等。
3、停运超过48小时，请松开皮带，送风机轴承部加油，并盖好马达。
4、循环水蒸发后，会留下水中的溶解物，使水浓度增加，水被浓缩后腐蚀性增加、增加水垢，使冷却塔能力低下，配管和设备损坏。为了防止这种情况，建议用定期排放一部分循环水的方法来解决。
5、冬季停运时的注意事项
5.1 排放循环水和散布水。
5.2 密闭式的场合，请开放循环水排水、排气口、散水水泵的排水阀门。
六、冬季运行的注意事项
6.1 冬季运行时，马达的电流会增加，请注意。
6.2 为了防止下部水槽的冻结，请使用防冻电热器。
6.3 散水水泵、配管使用加热器，并做好下部水槽水位的保温工作。
6.4 为了防止密闭式冷却塔铜管和散布水的冻结，请注意以下几点：
6.4.1 为了防止循环水的冻结，请在循环水中加入不冻液、或在配管中加入辅助防冻电热器。
6.4.2 加不冻液后，冻结温度下降，不容易冻结。不冻液的浓度越高，冻结温度越下降，但热传导率会下降，因此，在冷却塔选型时要注意。另外如有漏水，补充水时会稀释不冻液，而使冻结温度上升，请注意。
6.4.3 循环水泵运行时，防冻电热器加热，水不会冻结。如果有循环水泵停止的场合，就另外需要辅助循环水泵，这里我们建议使用整套防冻器。
七、其他注意事项
1、运行、操作、作业前必须阅读操作维修说明书，请遵守禁止事项、作业要领。
2、运行时绝对不要进入冷却塔内。并不要爬到塔体上部。
3、送风机有可能运行时，绝对不要去碰送风机。
4、防冻电热器会发热，请不要用手去碰。
5、请不要饮用冷却塔的水，进入眼睛时请立即冲洗。作业后，请漱口、洗手。
6、填充材料是由硬质聚氯乙烯树脂制成，高温水流入会引起变形。标准型的场合，使用极限温度为45℃，特别请注意试运行时过流量、高温水。另外，45℃以上时，有些有实力的生产商准备有耐热填充材料，请询问冷却塔的生产商。
7、塔体各部应有警告标贴、注意标贴，请遵守标贴记载的内容。
参考文献
【关键词】汽轮机；供热系统；循环水供热；余热资源；热能梯级利用
中小型热电厂厂内的综合热效率仅为30%～40%，其中最大的就是汽轮机凝汽器的冷源损失，约占总损失的60%。如何降低冷源损失，提高全厂热效率、达到节能挖潜的目的，是目前亟待解决的问题。我在承担井陉矿务局新晶电厂设计改造工程工作中，提出采用汽轮机低真空循环水供热改造的设计方案，该工程对汽轮机凝汽器及供热系统的改造实施竣工完成后，新增供热面积14.5万米2，达到了设计预期的供热效果和节能目的。
1. 循环水供热的可行性分析
井陉矿务局新晶热电厂的机组配置为2炉2机，总产汽能力为50t/h，发电能力为6 MW。利用循环水供热，需在抽凝机组中进行。该厂2台汽轮机均为抽凝机组，机组采用3台玻璃钢冷却塔进行冷却，由于当时设计位置的原因，积水池和冷却面积偏小，冷却效果本身就达不到设计要求，并且该厂所处的地区水质硬度非常大，必须用3台风机进行连续不断的强制通风，耗用大量的电能。尽管如此，通常循环水进出口温差也只有3～5℃。另外，由于积水池有限，周围环境条件又差，塔内沉积的泥土、杂质等来不及沉淀就回到循环水中，这些泥垢在凝汽器铜管内壁附着，致使铜管结垢，换热效果差，排汽温度升高（严重时高达60 ℃以上），形成换热的恶性循环。为解决此问题，该厂每年必须对凝汽器铜管和冷却塔填料进行清理，生产成本提高。如果使该机组利用循环水供热，一是可以解决冷却塔冷却效果不良的问题；二是循环水采用较为洁净的软化水，防止了在凝汽器铜管内壁结垢的问题；三是有效地利用了电厂循环水的余热，拆除原有的供热锅炉房。因此，在该电厂两台3 MW抽凝机组上实施改造是必要的。
1.13MW抽凝机组的技术参数。
型号：CN3-25/5 型；设计排汽温度：36 ℃；设计排汽压力：0.0059 MPa；设计真空值：-0.094 MPa；循环水流量：1 400t/h；热网供水温度：tg≈60℃；供水焓值：hg=251.5KJ/Kg；热网回水温度：th≈50℃；回水焓值：hh=209.3KJ/Kg；循环泵电机：30 KW2台；冷却塔风机：功率20KW，共2台。
1.2计算数据。
（1）降低凝汽器真空，提高循环水温度后的计算数据见表1。
（2）可以看出，如果将机组排汽温度提高到70 ℃，机组的发电功率下降8.0%，就可将循环水温加热到60 ℃以上，尽管供水温度不高，但采用低温度大流量的方法，可满足冬季采暖的需求。
1.3循环水供热可带采暖面积计算。
根据有关资料统计，该地区单位采暖面积所需热量按60 W/m2；计算循环水放出热量为8700KW；可供采暖面积为14.5万m2。
根据理论计算，此方案是可行的。
2. 机组及管网的安全性分析
由于机组提高排汽温度，降低凝汽器真空，改变了机组的设计运行参数，势必对机组造成一定的影响，为保障机组安全，解决了以下问题。
2.1凝汽器承压问题。
该电厂所处位置和所带热用户高差较大，二者相差约20m，在保证采暖系统正常循环运行的情况下，回水压力达0.3 MPa。而凝汽器的承压能力只有0.2MPa，回水压力超过了凝汽器承压能力，是不能允许的，同时也为预防热网突然解列等特殊情况的发生，为此设计改造采取了以下措施。
（1）热水循环泵设在凝汽器出口管路侧，以降低进入凝汽器的水压力。
（2）在热用户回水管路上加装减压阀，保证回水压力不超过0.2MPa。
（3）供热循环水回路上安装逆止阀，以防止突然停电和热网解列对凝汽器的水击发生。
从实际运行效果来看，这些措施的运用是成功有效的。
2.2铜管结垢问题。
虽然排汽温度升高易引起铜管的结垢，但热网循环水采用化学处理过的软化水，硬
度降低且回水管路有除污器，水的品质有很大提高。相对于以前该机的循环水状况来说，情况大大改善，结垢问题比以前减少。另外还定期用胶球清洗装置对凝汽器进行清洗。
2.3供热循环水补充水问题。
供热循环水采用软化水，在热水循环泵站内安装一套软化水处理装置、1台凝结水箱和2台补水泵，专门用于循环水补水，补水泵采用变频控制，以便控制补水压力恒定。
3. 采暖区域的选择及改造
该工程改造比较简便，供热距离较短，压损小，运行管理也比较方便。热网切换由电厂人员直接负责，并且还可以保留此热交换站做为紧急情况下的热源补充。
综上所述，此次循环水采暖面积达到14.5万m2。
4. 循环水供热系统故障的补救措施
采用凝汽机组的循环水供暖，需要机组稳定运行。如果机组由于种种原因造成停运，则循环水供热所需的排汽热源消失，循环水供热达不到采暖要求，因此必须有循环水供热系统故障时的补救措施。
（1）将原有换热站供热设备改造后，循环水供热与交换站供热设备并联，可互为备用，互相切换；将循环水泵流量加大，功率由37KW增大到90KW，扬程提高到50m。
（2）机组启停过程中，为保证供热的稳定性，需要进行2个系统的切换。机组启动前，采用交换站供热系统进行供热；机组正常带负荷运行后，再逐渐切换到循环水供暖系统中。
（3）机组在低负荷运行时循环水温升减小，不能保证供暖需求时，需要利用交换站内热交换设备对系统进行二次补充加热，以达到采暖水网的温度要求。
（4）外界气温升高，回水温度升高，不能满足机组冷凝需要时，采用备用热用户切换的方法，将原换热站供暖的用户切换到循环水供热系统中来；气温下降后再将这部分用户切换回原换热站，以保证机组出力。同时保留原冷却塔系统，部分循环水还可以进入冷却塔循环回路进行冷却。
5. 经济效益测算
5.1每年可多收热费4.3 元/（m2·月）×4 月/a×25万m2=199.4万元/a。
5.2由于采用循环水供热每年对电量产生的影响。
（1）每个采暖期少发电量为0.6KW·h×8.0×24×120=138.24万KW·h。
（2）停用原2台循环水泵及2台冷却塔风机少消耗电量为（30×2+20×2）×24×120=28.8 万KW·h。
（3）新增循环泵电机多消耗电量为180×24×120=5.1 万KW·h。
合计每年共损失电量=138.24-28.8.9+5.1=115.1万KW·h，每KW·h电按0.45元计算，折合人民币141.64×0.365=51.7万元。
5.3汽机循环水补水量的差别。
原系统补水量1400×5%=70t/h，新系统补水量为22t/h，每小时节水48t，每个采暖期运行120d，水价按3元/t计算，每年可节约资金48×24×120×1=13.8万元。
5.4综合各项因素每年可多增加效益199.4-51.7+13.8=161.5万元。
5.5此改造工程概算投资315万元，工程的回收期2a。
[关键词]水处理 火电厂 阻垢剂复配 研究
中图分类号：TQ085.412 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）17-0246-01
前言
小型火力发电厂机组冷却方式多为敞开式循环冷却系统。薛村矸石热电厂的建设规模为2×130t/h循环流化床锅炉+2×25MW抽凝式汽轮发电机组。采用双曲线冷却塔一座。循环冷却水的补充水源为矿井涌水，由于矿井水水质恶劣，浊度大，矿化度高，属于极易结垢的水质，尤其每年的夏季气温高更易结垢。循环水结垢严重是制约电厂生产的难题。为了改变制约电厂生产的被动局面，我们在对现有水源及控制状况做了多次试验后，着手研究循环水新型控制方法。
一、循环水系统概况
1、循环水工况资料（单台机组）
循环水量： 10879 t/h；蒸发损失： 1.05%；风吹损失： 0.1%；排污损失： 0.5%；补充水率：1.65%；补充水量： 179.5 t/h
二、试验确定缓蚀阻垢剂配方
在现有水质和处理工艺下进行深入细致的试验研究。经过多次的现场试验，根据几个不同的药剂方法试验结果如下：
试验结果1：加入硫酸，将补水碱度调节至3.0mmol/L，加入筛选的5mg/L1#水处理药剂，控制浓缩倍率在3.04以下可以达到阻垢效果。在浓缩倍率3.0的时候对不锈钢管材的腐蚀速率为0.0016mm/a，满足《工业循环冷却水处理设计规范》（GB 50050―2007）的要求；对碳钢的腐蚀速率为0.0554mm/a，满足《工业循环冷却水处理设计规范》（GB 50050―2007）的要求。
试验结果2：加入硫酸，将补水碱度调节至2.0mmol/L，加入筛选的5mg/L1#水处理药剂，控制浓缩倍率在4.10以下可以达到阻垢效果。在浓缩倍率3.0的时候对不锈钢管材的腐蚀速率为0.0033mm/a，满足《工业循环冷却水处理设计规范》（GB 50050―2007）的要求；对碳钢的腐蚀速率为0.0640mm/a，满足《工业循环冷却水处理设计规范》（GB 50050―2007）的要求。
三、试验结论：
1、通过对试验数据进行分析，选用循环水进行加硫酸加水质稳定剂联合处理方式。补水加药量按照7.0mg/L进行控制。为了保证系统的安全稳定和最大限度的防止结垢和腐蚀的发生，循环水的浓缩倍率控制在3.0以下。当循环水水质出现异常或浓缩倍率过高时，可采用加大药剂量和加酸量的方式进行临时处理，但最高浓缩倍率不应大于4.0。
2、水质稳定剂和浓硫酸一定要采用连续加药的方式，防止冲击加药造成短时间内循环水pH值过低，对凝汽器管材产生不利影响。
3、进行循环水杀菌灭藻处理是防止菌藻滋生的重要手段。采用杀菌灭藻及粘泥剥离处理可有效防止微生物的滋生，阻止粘泥在冷却塔、循环水管道、凝汽器管表面的吸附，防止循环冷却水系统菌类滋生、引起结垢、腐蚀的发生，从而有效的保证机组的安全、经济运行。因此，机组运行中视情况定期（特别是夏季）对循环冷却水进行不同种类杀菌剂的交替冲击加药处理。
四、缓蚀阻垢剂的应用及循环水控制指标及监测频率
使用自己复配的缓蚀阻垢剂以来，汽轮机换热管很少出现结垢现象，而且汽轮机的真空也由原来满负荷时的-0.085MPa提高到-0.090MPa以上，降低了发电汽耗，降低发电标煤耗。结垢几率的降低，不但延长了设备运行周期，同时也节约了药剂费用，提高真空，降低发电成本。
五、结论和建议
缓蚀阻垢剂复配技术在电厂应用以来，达到了很好的效果。原来浓缩倍率1.5倍左右，现在安全运行浓缩倍率控制在3.0倍。较原来节约了二分之一的循环水。减少水费，节约水资源。在实际运行中也存在较多问题，例如没有建立冷却设备大修台帐，胶球系统未投入运行，部分粘泥未及时冲走，沉积在换热管内壁。针对这些情况建议：
1、建立设备大修台帐，采集垢样，做垢样组成分析，记录设备腐蚀状况，为调整水处理配方提供依据。
2、完善监测手段。大修时应选择合适部位安装监测换热器和监测挂片器，以便准确及时了解循环冷却水处理效果，确保凝汽器正常安全运行。
3、胶球清洗系统尽快投运。
参考文献
[1]《工业循环冷却水处理设计规范》（GB 50050-2007）.
[关键词]汽轮机；真空系统； 原因分析；处理措施
中图分类号：TK264.11 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）45-0363-01
前言：
凝汽器内布置了很多冷却水管，循环水源源不断地在冷却水管内流过，这时汽轮机低压缸排汽进入凝汽器的蒸汽遇冷立刻凝结成水，放出的汽化潜热被冷却水带走，使凝汽器内的蒸汽接近冷却水温度。由于蒸汽的饱和压力与其饱和温度是相对应的，当排汽被凝结成水后其比容急剧缩小，体积也大为缩小，使凝汽器内形成高度真空，再利用抽气器不断地将凝汽器内的空气及其它不凝结的气体抽走，以维持凝汽器的真空。
一.真空下降象征：
1.各真空表计及显示仪表指示真空下降，“低真空”报警，备用真空泵可能联动；
2.排汽缸温度升高，严重时可能引起排汽缸变形，机组重心偏移，使机组的振动增加及凝汽器铜管受热膨胀产生松弛、变形甚至断裂；
3.循环水回水温度可能升高；冷却水温升减少、凝结水过冷度增大；凝结水温度升高，凝汽器端差增大；
4.主蒸汽流量增大或负荷下滑，汽机监视段及各级抽汽压力升高；⑤若保持机组负荷不变，汽轮机的进汽量势必增大，使轴向推力增大及叶片过负荷。
二.真空下降因素
凝汽器真空与季节有关，夏季高些、冬季低些。在运行中，凝汽器真空也有可能会突然出现下降的情况。根据凝汽器真空下降速度的不同，可将真空下降事故分真空缓慢和急剧下降两种。
1.缓慢下降因素：大机或小机轴封供汽压力不足；加热器或除氧器事故疏水阀误开；抽气器工作不正常或效率降低；凝汽器铜管结垢或管板堵塞；凝汽器热井水位过高；防进水保护误动或凝汽器热负荷过大；水封阀的密封水门在运行中误关；真空系统中运行的管道法兰结合面及凝结水泵轧兰盘根不严密或封口水中断，少量漏空气；凝汽器玻璃管水位表破裂或接头处泄漏，低压加热器水位计泄漏等；循环水量不足，循环水入口温度升高。
2.急剧下降因素：大机或小机轴封系统工作失常，轴封供汽中断；抽气器故障或汽压下降/机械真空泵工作失常或故障/补充水箱严重缺水；真空系统大量漏空气；凝汽器满水：凝结水泵掉闸、故障；凝汽器铜管破裂；值班人员误操作；备用凝泵逆止阀卡住或损坏使水循环倒回；真空系统阀门操作不当或误操作，真空破坏门误开，高低压旁路误开；低压缸安全门薄膜破损或小机排汽缸安全门薄膜破损，安全门封口水中断等；循环水中断，厂用电中断，循环水管爆裂。
三. 影响凝汽器真空的主要原因分析
1 循环水量中断或不足
1.1现象。凝汽器真空表指示降低或到零；循环水泵出口管道压力急剧下降或到零；循环水泵电机电流到零或降低；循环水泵吸水井水位快速上升；
1.2原因。循环水泵电机或泵故障；循环水吸水井水位太低；循环水吸水井进口滤网堵塞；循环水泵运行中漏入空气导致泵不能正常工作；循环水系统管道爆管导致循环水大量泄漏；凝汽器铜管严重堵塞导致冷却水不顺畅或流量太小；
1.3处理。当出现由于循环水量中断或不足导致机组凝汽器真空下降时要马上进行处理，如启动备用循环水泵运行，降负荷、限出力或停机处理等。
2. 循环水温度对真空的影响
循环水温的变化对机组真空有很大的影响，水温每升高5度，可使凝汽器真空下降约1%。电厂的循环水温受季节变化的影响最大，夏天炎热，循环水温高，凝汽器冷却效果下降，机组真空低；冬天气温低，循环水温低，凝汽器冷却效果好，机组真空高。对于采用冷却塔的闭式循环水机组，循环水温还受冷却塔的运行状况影响，由散及蒸发损失，循环水补充用水是较大的，及时补充冷却水是保持冷却塔有效降温的重要措施；定期检查冷却塔内的分配管布置是否正常，出水是否完好，这些因素直接影响水的分布均匀性，影响其散热效果。另外，定期清洗冷却塔水池污垢，保持循环水清洁，也是提高凝汽器冷却效果的有效方法。
3. 抽气器工作恶化。
工作蒸汽压力降低，喷嘴前的滤网堵塞，抽气器工作能力降低，射水抽气器工作水温对抽气量影响很大，射水泵出现故障，格栏水封不正常，进水温度较高，水箱水位低，水泵出口压力降低，电流减少，此时运行人员应停放故障泵开启水箱水温，让水位正常。射水抽气器出口尾管内生锈或结垢，会增大阻力，使射水器混合室内压力升高，影响出力。当真空严密性实验确定没有漏空气量时，抽气系统工作的失常，抽气量将降低，导致凝汽器端差增加，凝结水含氧量继续增加。
四、凝汽器真空下降处理措施
1.真空下降处理：发现真空下降，应立即检查真空表、排汽缸温度、凝结水温度、热工信号报警情况。确定已下降，应立即启动辅助抽气器/备用真空泵运行，以提高真空，并迅速分析查找真空下降的原因，严格按“真空下降时的汽轮发电机组负荷规定”接带负荷。
在降低发电机组负荷的同时，可根据引起凝汽器真空下降的原因分别进行处理：①若因循环水量减小，要区分情况处理；②若系凝汽器热井水位过高，区分情况处理；③其它情况：真空泵故障、轴封供汽不正常、真空系统漏气、主抽气器工作不正常或故障等也要分别针对性处理。
2. 当发现真空系统漏气时，可用肥皂泡、蜡烛火焰、真空式卤素检漏仪或氦质谱检漏仪查找。由于真空系统复杂，只有在停机时对真空系统进行水压试验，才是全面处理问题的措施，充分利用机组大小修的机会，向真空系统进行灌水试验，进行检查并消除漏点。发现空气侵入凝汽器汽侧和真空下运行的管路引起真空下降问题时，应检查水封水源，更换盘根，拧紧螺丝，必要时用铅丝、黄油堵塞空隙，涂抹黑漆。
3. 射水抽气器、喷嘴和扩散管容易磨损， 要在停机时进行检查， 磨损严重的要及时更换， 有的电厂针对扩散管水蚀严重的现象在其内壁涂一层树胶脂，为延长使用寿命，脏污应及时加以清理，另外检查射水泵工作是否正常。 送气量和抽出混合物要匹配， 加粗供气总管和减少轴封支管的直径， 增加阀门调节。 同时更换轴封冷却器， 增加冷却面积， 提高轴封风机抽真空能力， 因此在调整中要认真合理调整低压轴封，既要保证真空又要防止油中进水。
三 结语
针对上述内容，火力发电厂中汽轮机低真空会给机组带来一定的安全和经济问题，故一定要重视汽轮机的低真空问题，保证汽轮机的真空处于正常值范围内，保证机组的安全稳定运行。通过分析能过产生汽轮机低真空问题的主要产生原因，要有针对性的采取一定的检测和鉴定方法，当事故出现要第一时间查明原因，采用有效的应对措施，避免事故和故障的扩大。
参考文献
【关键词】 汽轮机真空低 分析 措施
1 银川热电厂机组概况
银川热电厂#3、#4汽轮机型号为C25—8.83/0.3型，型式为高压单缸冲动、单抽汽凝汽式；凝汽器型式为二道制表面式，型号为N—2000—1，管材为HSn70—1B，换热面积2000m2，冷却水量5400t/h；抽汽器型号为CS4.18.02型，型式：射水式。银川热电厂的凝汽器进出水室顶部设有排水手动门，利于排出空气，使循环水能充满凝汽器。为了保证凝汽器铜管内清洁，保证传热效果，循环水系统配置有凝汽器胶球清洗装置，主要有胶球室，装球室，收球网等组成。
2 汽轮机真空低的原因分析
2.1 循环冷却水量不足
（1）凝汽器两侧水量分配不均衡，运行中凝汽器两侧循环水温不一致，有时差值达到4℃到8℃。温升大的一侧循环水量较小，当循环水量不足时，汽轮机末级产生的乏汽在凝汽器中被冷却的量将减小，进而使排汽缸温度上升，凝汽器真空下降。造成循环水量不足的原因可能有：循环水泵发生故障；循环水进水间水位低引起循环水泵汽化，使循环水量不足；机组凝汽器两侧的进、出口电动门未开到位，在凝汽器通循环水时，系统内的空气未排完等。
（2）汽轮机凝汽器铜管管板串水，造成凝汽器出水串水，减少了凝汽器的冷却水量，通过分析凝汽器的进出口温度变化可以判断凝汽器管板是否串水。
2.2 凝汽器铜管清洁程度较差
银川热电厂两台25MW机组凝汽器的铜管污垢现象非常严重，使得传热阻力增大，换热效果降低，跟设计值对比热经济性较差，且汽耗率显著增高，影响了机组的正常运行，端差最高的时候达到了二十摄氏度，真空跌至72KPa，导致机组不得不降低负荷保证运行。产生这种现象的主要原因在于：除了真空系统泄漏以外，凝汽器铜管结垢情况严重也是导致这种现象的重要因素。停机检查铜管的最外层是一层粘稠的物质，经过化学检验分析，其成分为藻类的衍生物，而紧贴着管壁的是一层坚硬的污垢，尤其是凝汽器的上部分钢管中比较明显，经分析得出是因为流速慢并且在高温条件下而产生。虽然凝汽器配置胶球清洗设备，但由于收球网和循环水管道之间的缝隙过大造成收球率低，加上胶球清洗系统弯曲管道多、阻力大，导致胶球清洗设备不能正常运行，平均收球率只有百分之六十左右，最低时只有百分之三十。
2.3 循环水温过高
当热电厂的循环冷却水为开式循环，容易受到季节的影响，尤其是在夏天，循环水进口温度升重影响了凝汽器的换热效果。循环水进口温度越高时，吸收的热量越少，蒸汽冷凝温度就越高。冷凝温度的升高会导致排气压力相应提高，并降低蒸汽在汽机内部的焓降，最终使凝汽器内真空下降。循环水的温度越高，从凝汽器内带走的热量就越少，根据相关数据表明，每当循环水温升高5℃时，凝汽器真空就降低1%左右。
当循环供水系统采用的是冷却塔的闭式循环时，水温的冷却主要取决于冷却塔的工作情况。由于水的蒸发和飞溅产生的损失，所以循环水补水量较大，及时补充冷水也是保持冷却塔有效降温的必要方式。所以，在实际操作的过程中，要定期的对冷却塔内的配水槽和分水器进行检查，查看其是否散水正常，是否完整无损，因为这些因素都将直接影响冷却塔的散水均匀性和散热性能。每年清洗和更换填料是降低凝汽器进口水温、提高汽轮机真空的有效途径。通过这种方式，真空可恢复2%至3%，比增大循环水量更为有效。所以说，循环水温对机组真空的影响是非常大的。
2.4 凝汽器汽侧积空气
当出现凝汽器汽侧积空气的现象时，不仅会导致传热恶化，还会使得空气分压力增大，排汽压力升高，真空下降；由于空气分压力增大，增大了氧在凝结水中的溶解度，使凝结水含氧量增大，加剧了对低压管道和低压加热器的腐蚀；由于空气分压力的升高使蒸汽的分压力下降，凝结水温度低于排汽压力下对应的饱和温度，引起凝结水过冷却，使汽轮机的经济性降低，也使凝汽器中的溶氧增加。
3 改进方法与防治措施
3.1 保证循环水量
在冬季、初春季节，由于循环水入口水温较低，可以采用单机单台循环泵运行的方法，使凝结器维持在经济真空运行状态。随着夏季循环水入口水温的不断提高，当水温超过20℃的时候，汽轮机的真空缓慢下降，导致其正常运行受到影响。在这种情况下，可以采用两台机配三台循环泵的运行方式。实践证明，在夏季多启动一台循环泵可使两台机的真空分别增加2%左右。
3.2 做好循环水供水设备的定期检查和维护工作
检修人员要定期对循环水系统的各组成部分进行检查，循环水滤网等部分需要定时的清理，管道中的污垢也要进行清除。在运行中要稍开凝汽器水侧排空气门，让累积在凝汽器中的空气不断的排出，减少系统运行阻力和空气分压力。在检查过程中如果发现凝汽器两侧的水温差别较大的时候应该及时查明原因，并及时进行处理。
3.3 保持凝结器铜管清洁度
运行中必须保持凝结器铜管的清洁程度，防止铜管内污垢积攒，并且在系统运行中要保证循环水清洁，不产生微生物等。同时，要严格控制循环水浓缩倍率和极限碳酸盐硬度不超过规定的标准，可以考虑定期进行凝汽器铜管硫酸亚铁补膜工作。银川热电厂的检修人员在2002年和2003年分别对一期两台机收球网进行了更换，对胶球清洗系统管道进行了改造，目前凝汽器胶球清洗装置已经投运正常，收球率达到85%以上，为提高凝汽器铜管的清洁度打下了坚实的基础。并且，银川热电厂每两年都对凝汽器铜管进行酸洗，但因循环水取自深井，尽管采用了加稳定剂和定期加杀菌剂的办法，但铜管结垢现象仍然存在，直至2013年初，更换为不锈钢管。
4 结语
综上所述，要想严格的对银川热电厂汽轮机真空情况进行控制，就需要在实践中加强对循环冷却水、铜管清洁度、循环水温、凝结器汽侧积空气的控制，定期进行检查和监督，才能有效的将汽轮机真空控制在合适的水平之内，确保热电厂汽轮机的正常运行。
参考文献：
[1]刘爱忠.汽轮机设备及运行.北京：中国电力出版社，2003.
关键词：热力发电；循环水泵；优化措施
中图分类号：O414.1 文献标识码：A 文章编号：
本文以某热力发电厂的1~6号机组为例，对循环水泵的设备及运行情况进行分析，并对循环水系统作了简单介绍，提出了对循环水泵的运行进行优化的措施，以实现循环水系统节能的目的。
1设备情况介绍
1.1300MW机组
1~4号机组为4台300MW机组，配6台循环水泵按2机3泵设置(2台机设1台100%容量备用泵)，母管制运行。
1.2600MW机组
5~6号机组为2台600MW机组，配4台循环水泵按1机2泵(50%容量)设置，无备用泵，扩大单元制运行。
2600MW机组循环水系统运行方案
循环水系统设计分别以冷、热两季平均水位作为其设计水位，以提高系统运行的经济性。
2.1系统阻力特征
表1、表2分别为汉口站多年逐月水位特征值和水温表，按此计算得出的系统阻力特征见表3。
表1某电站多年逐月水位牲值表
表2某电站多年逐月水温成果表
表3系统阻力特征
由表3还可以看出:冷季的循环水泵总扬程接近热季循环水泵总扬程，这就意味着采用一机配两泵，冷季运行1台循环水泵的单元制供水系统不能完全满足冷季运行工况。这是由水泵的特性所决定的，扬程增大，流量必然减小，即冷季1台泵运行时，与热季2台泵运行的单泵流量相近，为8.7m3/s左右，达不到冬季m=41倍的冷却倍率所要求的流量，因此冷季1台泵运行，不能满足优化计算的要求。
如果全年运行2台循环水泵，则整个循环水系统全年没有备用容量，水泵检修时间受限制，只能在机组大修才能进行，而且运行2台泵水量过大运行不经济，即经济性和可靠性均难以满足要求。
2.2满足系统冷热两季运行的方案选择
方案一，采用扩大单元制供水系统，即2台机进水母管上设联络管和切断阀门，冷季2台汽轮发电机组运行3台循环水泵，热季运行4台循环水泵，用水泵台数调节系统运行工况。
方案二，单元制供水系统，采用可调节叶片循环水泵，1台汽轮发电机组热季运行2台循环水泵，冷季运行1台循环水泵。通过调节循环水泵的叶片来实现系统不同的运行工况。
考虑到因受长江水位变化较大的影响，大多采用扩大单元制供水系统。而方案二由于目前国内生产的叶片调节系统均为机械调节，可靠性较液压调节差，且运行经验较少，故本工程推荐采用第一方案。
表4为5号、6号机组循环水量在夏季工况、冬季工况下的用水量情况。
表4循环水量
注:表中为额定工况运行时水量，冷却倍率m=55为夏季工况，冷却倍率m=41为冬季工况。
3 降低循环水泵电耗的措施
3.1300MW机组降低循环水泵电耗的措施
对于300MW机组，设计工况为循环水温度20℃，一台循环水泵供一台机组冷却水(一机一泵方式运行)。运行中采取了优化运行措施:当循环水温度低于15℃时，可以采用三机两泵、四机三泵运行方式，在基本不降低各机组真空前提下，尽量降低循环水泵电耗;当循环水温度高于15℃低于25℃时，采用一机一泵运行方式;当循环水温度高于25℃时，采用两机三泵、三机四泵、四机五泵运行方式，以增加循环水流量，提高机组真空和综合经济指标。
3.2600MW机组降低循环水泵电耗的措施
对于600MW超临界机组，设计工况为循环水温度20℃，2台循环水泵供一台机组冷却水(一机两泵方式运行)。运行中通过试验表明，在450MW负荷以下，一台循环水泵供一台机组冷却水是经济的;当负荷高于500MW时，应按设计工况采用2台循环水泵供一台机组冷却水;当循环水温度低于15℃时，在500MW负荷以下，可以采用两机两泵方式运行，在550MW负荷以上，采用两机三泵运行方式。上述循环水泵的运行方式不能随机组负荷变化而精确调节，运行方式比较简单，单台泵运行或者多台泵并联运行，无法随机组真空、负荷等的变化精确调节凝汽器冷却水量，因此循环水泵的优化运行一直是电厂探索的课题。
4 循环水系统的节能改造方案分析
为降低循环水泵耗电量，除运行人员精心调整外，对循环水泵的节能改造很有必要，必须为循环水系统优化运行提供更多调节手段。借鉴国内对循环水系统的技改经验，可考虑以下3种途径:
4.1 对300MW机组循环水泵叶轮进行改进，采用高效叶片型线，同时使设计工况点与泵的运行工况点一致，提高泵运行效率，降低泵的运行轴功率。根据国内多台机组循环水泵叶轮改造经验，该方案对节约循环水泵耗电量有限。
4.2 循环水泵电机改为双速或三速电机，可在不同季节、机组不同负荷，调节循环水泵的运行转速，以调节循环水泵的流量，低负荷工况节电效果显著。可以对4台300MW机组循环水泵进行2台或3台循环水泵电机改造，对600MW超临界机组循环水泵进行2台循环水泵电机改造。此种方案在国内实施的技术改造较多，已取得了一定的经济效果，且投资改造费用低。
4.3 采用高压变频技术，对循环水泵转速进行
无级调速，根据机组不同负荷的最佳真空，调节循环水泵的运行转速，以调节循环水泵的流量。变频改造缺点是:投资大，运行调整复杂，对变频设备的可靠性要求高，并且对机组不同负荷下的最佳真空的确定要求也高;此外，变频设备运行控制也较困难。
5结论
根据以上三种方案的特点，首先需要对循环水泵性能进行诊断试验，当循环水泵在设计工况运行效率较高时，建议将循环水泵电机改为双速或三速电机;否则，拟同时进行循环水泵叶轮改造。据西安热工院初步测算，循环水泵电机改造为双速电机，生产厂用电率可降低0.2%。若机组调峰幅度较大较频繁，其节电效果更好。
参考文献:
