大型电厂循环水联通运行技术措施与效益分析

陈跃明

浙江浙能嘉华发电有限公司

0 引言

嘉兴电厂一期两台330 MW，二期四台660 MW机组，均采用海水开式冷却，因钱塘江口泥沙含量大，且电厂煤码头及周边受上下游码头影响，靠近取水口海水流动性差，尤其是一期机组循环水取水口附近因上下游码头影响淤积严重，受二期和三期机组温排水影响大。如图1，在潮位较低时进水温度会突升，夏季工况海水温度由31℃突升至37℃，导致机组真空下降甚至负荷受限，2018年夏季一期机组因暖流影响限制机组出力40余次。

考虑到二期工程循环水受暖流影响较小，且二期工程共配置8台循泵，将一期循环水改接自二期工程循环水，海水温度较低，受暖流影响小，可提高一期工程机组真空，同时尽量降低循泵单耗，改造后系统见图2。改造项目始于2018年6月，2018年12月2号机组通水，2019年4月1号机组通水，一期循泵房正式停止运行。一、二期循环水联通运行后，有效减缓了一期机组温排水影响，达到了经济运行的预期。2019年夏季一期机组因海水暖流导致机组限出力次数为“零”。但是一、二期共6台机组8台循泵，运行方式较为复杂，事故处理难度增加，需要合理优化运行方式，做好循环水冷端优化试验，提升机组运行可靠性和经济性，这是本次循环水改造后需要研究攻关的主要课题。

1 一期和二期循环水联通运行方式

1.1 循环水小联通运行

1.1.1 156/234循环水小联通运行方式

二期各台机组循环水至一期机组隔离阀开状态，3号和4号机循环水联通供2号机，5号和6号机组循环水联通供1号机，根据海水温度和机组负荷确定循泵运行台数。1号和2号机循环水进水母管联通阀A开状态、B关状态。

图1 嘉兴电厂温排水、机组取水及码头位图

图2 嘉兴电厂一、二期厂外循环水系统图

1.1.2其他小联通方式

3号或4号机组循环水供2号机，另一台循环水泵独立运行；5号或6号机组循环水供1号机，另一台循环水泵独立运行。1号和2号机循环水进水母管联通阀A为开状态、B为关状态。

当一期机组停运且循环水隔离情况下，相应二期机组循环水独立运行。当任一机组无备用循泵（例如：循泵或旋转滤网检修），可切换至小联通运行方式。

1.2 循环水全联通运行方式

1.2.1 循环水全联通运行方式

二期各机组循环水至一期机组隔离阀开状态，1号和2号机循环水进水母管联通阀A、B开状态，6台机组循环水全联通，根据海水温度及机组负荷确定循泵运行台数。

1.2.2 其他全联通运行方式

1号和2号机组循环水进水母管联通阀A、B开状态。一期、二期一台及以上机组循环水隔离或独立运行。

2 一期和二期循环水操作原则

因一、二期循环水母管深埋地下，二期循环水至一期需经过倒U型管和隔离阀，弯头多、管路长，造成一期循环水沿程和局部流动阻力大，为保证一期最低循环水流量且水侧不进空气，要求1号机循环水进水压力不低于20 kPa，2号机循环水进水压力不低于15 kPa。

2.1 循环水联通方式下循泵叶角及凝汽器回水阀调节要求

1)根据机组负荷和海水温度及时调整循泵叶角，联通方式下的循泵叶角调节应同步，电流偏差不大于30 A，防止循泵闷泵；

2)任何循泵叶角及运行方式调整应告知联通运行机组的运行人员；

3)一期机组加强监视凝汽器循环水进水压力及主机真空，防止循环水流量异常突降；

4)关注各台机组在同负荷率情况下的循环水流量保持平衡，同负荷率的排汽温度偏差控制在2℃以内；

5)调节原则：通过循泵叶角调节控制总循环水量，通过凝汽器循环水回水阀开度调整每台机组循环水量分配。

2.2 一期机组凝汽器水侧反冲洗操作

一期循环水流通阻力较大，机组运行期间进行反冲洗操作具有一定风险，操作要求如下：

1)联系二期机组提高循环水压力，保证一期循环水进水压力不低于50 kPa；

2)操作期间必须就地校对阀门状态，确认正确后再按操作步骤执行；

3)尽量安排在日班潮位高时进行[1]。

2.3 凝汽器循环水单侧隔离操作

操作前保持当前循环水运行方式，可通过调节叶角及各机组循环水出水阀开度控制循环水进水压力。单侧隔离机组循环水时，压力不能过低，根据潮位、真空变化及时调整，同时保留单侧凝汽器循环水出水阀开度，需视工况适当关小（保持2/3开度）。专业人员已对循环水联通运行方式下的凝汽器循环水单侧隔离操作票进行了修改、完善。

2.4 凝汽器钛管微漏

二期机组凝汽器钛管轻微泄漏，按往常操作即可，但一期机组发生凝汽器钛管轻微泄漏，需要对当前循环水运行方式进行适当调整，视当前工况选择提高二期一台机组的循泵出力，同时降低另一台机组的循泵出力，分批次将木屑倒入出力大的循泵前池，待泄漏消除后停止加木屑。

2.5 停运机组循环水隔离

停运机组循环水及开式水阀门状态按照“停机注意事项”进行隔离。操作前应通知循环水联通运行邻机集控长，防止循泵打闷泵或凝汽器循环水超压。隔离后注意阀门严密情况，如有泄漏及时联系专业人员处理。

3 经济性调整策略

一、二期6台机组循环水联通运行，因8台循泵均为叶角可调，运行调整中主要难点：机组容量不等、凝汽器性能不一、汽轮机低压缸性能差异、背压修正彼此不同，且运行中海水潮位、循泵运行方式、循环水流动阻力、负荷率均处于动态变化[2]。因此，需要通过不断运行优化调整、不断进行改进，最终达到在不同季节、不同负荷工况点各机组始终在综合最佳真空运行，最大化地降低机组综合供电煤耗的目标。

根据二期各台机组负荷及最佳排汽温度同步调整循泵叶角及回水阀，调节目标如下：

1）各台机组在相同负荷率下排汽温度尽量接近，即：小于2℃，循环水温升尽量接近10℃，确保最低潮位时各台机组最小进水压力，防止凝汽器水侧进空气，确保排汽温度正常。

2）各台循泵间电流偏差不大于30 A，防止循泵间抢水、压泵问题[3]。

3）各机组凝汽器端差及过冷度符合以下要求：

凝结水过冷度＜1．5℃。

循环水进水温度≤14℃，凝汽器端差≯9℃

循环水进水温度＞14℃、＜30℃，凝汽器端差≯7℃

循环水进水温度≥30℃，凝汽器端差≯5℃

4 改造前后效益分析

4.1 机组真空与循泵单耗

二期循环水供一期后，一期进水温度明显下降，如图3所示，1-8月平均进水温度同比降低了1．5℃，对应汽轮机排汽温度降低约1．5℃，真空提高0．7 kPa，可降低煤耗2．1 g/kWh。按照一期机组每年发电量28亿kWh，可节约5 250 tce。

图3 2018-2020年一期进水温度折线图

一、二期循环水联通运行方式，经过1年多的运行调整，循泵单耗同比基本一致，见表1。未取得降循泵单耗效果，通过平均负荷对比发现2019和2020年各机组平均负荷率均低于2018年，同时一、二期发电量也低于2018年同期，这是造成循泵单耗未明显下降的因素之一；同时，因一期机组循环水进水管路增加，阀门、弯管增多，循环水管道延程阻力和局部阻力增大，也进一步增大了循泵单耗。2018-2019年1-8月一、二期循泵统计单耗见表1，机组平均负荷见表2。

表1 2018-2019年1-8月份一、二期循泵统计单耗

表2 2018-2019年1-8月一、二期机组平均负荷

4.2 工业水消耗

一期机组循泵共四台，橡胶轴承套采用工业水润滑冷却，正常运行或备用每台循泵需要消耗工业水10 t/h，一期机组循环水改接自二期循泵，一期四台循泵退出运行，每年可节约工业水约36万t（循泵润滑水消耗）。

4.3 人力成本

一期循泵房运行期间配置5个循泵值班员，采用五班三倒方式，而循泵房退出运行后取消了值班员配置，减少相关人员工资支出约75万元/年。此外，每年可节省大量的设备检修、维护费用。为企业节省了生产成本。

5 结论

一、二期循环水联通运行后，一期机组节能降耗效果显著，二期机组并无实质性节省煤耗，其中有负荷率低、发电量减少的外部因素。因此，尚需继续研究循环水联通方式下经济可靠的运行措施，调整运行方式，在保证机组真空前提下尽量降低循泵单耗，使一、二期机组在最佳真空方式下运行，有利于节能最大化、效益最大化。