（中国能建广东火电工程有限公司 广东广州 510730）
摘要：本文对热带地区燃煤电厂温排水热污染处理进行技术分析，防止温排水对受纳水域影响区内的主要水生物造成有害影响。通过水力、热力和经济比较计算，进行了综合技术经济比较和优化，确定循环冷却水和掺混水参数，选取技术经济合理温排水处理技术。
1概述
由于越南当地环保要求沿海海域排水水温不超过 40℃，以防止温排水对受纳水域影响区内的主要水生物造成有害影响。而越南沿海二期电厂位于越南茶荣省，北纬9.58°，区域属热带海洋性气候，该区域终年炎热，多年平均气温为26.7℃，全年自然高温时段较长，并受电厂温排水影响，取水温度较高，为了满足排水温度要求，在排水温度超温时拟采用设置掺混泵的降温方式。对于直流循环冷却水供水系统，其设计取水温度需考虑温排水的影响。沿海电厂在东南角已建有 L 形防浪堤（为透水堤），已建防浪堤有一定阻隔温排水影响的作用。
根据目前最新温排水数模报告，取水水温在防浪堤透水情况下的平均温升为 1.77℃。对于TCC 工况，按最高自然水温 33.5℃加上该月最高温升 3.41℃并考虑少量余量，按极端取水温度 37℃作为 TCC 工况时凝汽器进水温度进行校核计算。
沿海二期燃煤电厂场地标高与海平面标高相差较小，虹吸利用高度最大为5.08m，尚未完全利用，因此，不需要凝汽器低位布置。沿海二期燃煤电厂直流循环冷却水供水系统的推荐配置方案为：
供水系统配置方式：扩大单元制
供水系统循泵配置：单台机组配 2×50％循环水泵
主机凝汽器冷却面积：43000m2（单流程双背压凝汽器）
循环水干管管径：DN3800
循环水水温及主机背压：
年均计算水温、RO 工况下计算背压：29.47℃、6.40kPa。
极端最高计算水温、TCC 工况下计算背压：37.00℃、9.60kPa。
极端最高计算水温、TCC 工况下，采用两机三泵扩大单元制供水时计算背压：37.00℃、10.07kPa。
仅二期运行时，根据 PPA 取水温度 32.4℃加上最大温升 1.1℃，最高取水温度为 33.50℃时，以此计算掺混泵的配置为一机一泵，采用斜流泵，泵参数为：Q＝5.46m3/s，H＝13m，N＝1000kW。建议对设置掺混泵后，循环水泵与掺混泵的前池、流道进行水力模型试验验证。若对防浪堤实施改造，使之不透水，则取水水温在防浪堤不透水情况下的平均温升为 0.97℃，设计工况按已谈定的沿海二期燃煤电厂凝汽器相关参数计算，背压由 6.40kPa 降为 6.13kPa，增加微增出力约 850kW，单台机组热耗变化为降低大约 10kj/kW•h。按沿海二期燃煤电厂上网电价 0.319元/kW 和年利用小时数 6750h，多发电全部售出计算，两台机组每年可多售电约 366 万元。
为保证电厂冷端配置达到安全、节能和经济的目的，根据工程自然条件，在保证满足机组运行考核条件及环保要求的条件下，对直流供水系统通过优化计算，选择出汽轮机冷端各主要参数经济合理的组合。即通过水力、热力和经济计算，进行多方案的综合比较和优化，优选出对沿海二期燃煤电厂最节能和经济的凝汽器面积、冷却倍率、循环水管管径组合方案。通过对直流循环冷却水供水系统高程系统进行优化，推荐最优的循环水系统高程布置。
2供水方式
沿海二期燃煤电厂建设 2×660MW 超临界燃煤机组，采用海水直流冷却系统，考虑到常年水温较高，变化很小，为提高系统的安全可靠性，以及便于运行管理，推荐采用扩大单元制供水系统。根据厂区总平面布置，冷却水取水口布置在厂区西南侧。已建港池引水明渠内的海水通过箱涵引至堤内循泵房进水间，冷却水经循环水泵房升压后，通过循环水管输送至主厂房供凝汽器及辅机冷却热交换器使用，凝汽器排水经循环水管排至海水脱硫曝气池，曝气池后通过排水沟道排至位于厂区东南侧的连接井，连接井后通过排水管道穿堤后排入大海。
3基础资料及设备参数
3.1汽轮机参数
沿海二期燃煤电厂汽机排汽量等与优化相关的机组参数如下：
表 3－1 机组排汽参数
3.2海水水温
3.2.1厂址海水水温资料
表 3－2 电厂厂址海域多年逐月自然水温资料 单位：℃
多年平均海水水温：27.7℃
多年最高海水水温：33.5℃
多年最低海水水温：22.3℃
3.2.2电厂设计取水温度的确定
对于直流冷却系统，其设计取水温度需考虑温排水的影响。沿海电厂在东南角已建有 L 形防浪堤（为透水堤），形成一个面积超 6 公顷的大港池，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ期输煤码头及取水口均布置在港池内。而循环水的温排水拟采用排水暗管延伸至厂区的东南端港池防浪堤外距岸边 560m 外排放。取排水口间由长约3.8km 的防浪堤相隔，排水口至取水口最短路径约 700m。已建防浪堤有一定阻隔温排水影响的作用。
根据目前温排水数模报告（2017 年 7 月 12 日版本），需考虑温排水影响。对于本期工程，取水口水温在防浪堤透水的情况下，在平均气温、平均水温条件下的平均温升为 1.77℃，对于 RO 工况，按在个月平均水温基础上，加上该月平均气象水温条件下的温排水平均温升进行设计，考虑温排水影响后各月取水温度见表 3－3。对于TCC 工况，按最高自然水温 33.5℃，在考虑各机组温排水影响后，最大取水温度约为 37℃，沿海二期燃煤电厂按极端取水温度 37℃作为 TCC 工况时凝汽器进水温度进行校核计算。
表 3－3 单位：℃
3.3凝汽器参数
根据沿海二期燃煤电厂水质条件，凝汽器管材采用钛管，为双壳体、双背压、单流程、表面式管凝汽器。根据沿海二期燃煤电厂已经谈定的技术协议，凝汽器有效面积为 43000m2。凝汽器主要特性见表 3－4。
表 3－4 凝汽器参数表
3.4循环水泵配置
循环水泵按一机两泵配置，考虑到沿海二期燃煤电厂所处区域全年月平均水温差异不超过 2℃，采用恒倍率运行方能满足设计水量下排水温度限值的要求。但沿海二期燃煤电厂年利用小时数长，为了提高循环水泵运行的可靠性，循环水系统仍采用扩大单元制。
4.掺混系统的参数确定
循环水系统在设计 RO 工况下冷却倍率为 85.53 倍，在 RO 及 TCC 工况下循环水温升小于 6.5℃，加上海水脱硫工艺排热后的温升1.2℃，循环水排水温升为 7.7℃。因受排水水温不超过 40℃的限制，当取水温度较高时，需采取措施以降低排水水温，沿海二期燃煤电厂拟设置掺混泵，取低温水与温排水混合，使排水水温不超过 40℃。当取水水温超过 32.3℃时，排水温度将超过 40℃，掺混泵拟设置在循泵房处，将低温海水直接输送到脱硫曝气池出口处进行掺混以降低循环水排水温度到 40℃。
4.1水温条件
水温仅考虑二期运行条件下的掺混方案的技术经济比较。根据 2017 年 7 月 12 日天科所提供的仅运行二期温排水数模计算结果可知：
（1）通过气温、水温气象条件平均值计算且考虑到防波堤透热影响，只运行Ⅱ期机组，Ⅱ期取水口处年均平均温升、年均最大温升分别为 0.52℃、0.60℃。详见下表：
考虑防波堤透水及温排水影响，在平均气温水温条件取水口温升值。
表4－1
（2）通过气温、水温气象条件最大值计算且考虑到防波堤透热影响，只运行Ⅱ期机组，Ⅱ期取水口处年均平均温升、年均最大温升分别为 0.75℃、0.85℃。详见下表：
考虑防波堤透水及温排水影响，在最大气温水温条件取水口温升值。
表 4－2
按仅二期运行时的最不利条件考虑，对各月最高水温和最大温升进行叠加，叠加后的取水口最大取水温度在三月，最高取水温度值为33.5℃。各月最大取水温度详见下表：
考虑防波堤透水，在最大气温水温条件下叠加各月最大取水温度。
表 4－3
4.2掺混泵初步拟定参数
根据汽机参数，循环水量为 28.4m3/s，循环水温升 6.5℃，考虑脱硫温升 1.2℃，仅考虑二期运行时，可知最高取水温度为33.50℃时，循环水排水温度为 41.20℃，超过了 40℃排水温度的限制。经计算，每台机组需掺混流量为 5.46m3/s，按每台机组设置一台掺混泵，主要参数如下：Q＝5.46m3/s，H＝13m，N＝1000kW，U＝10kV。
考虑到掺混泵为断续运行，重要性不及循环水泵，不考虑设置备用泵。
考虑到运行初期机组启动时需要冷却水量较少，提出将掺混泵出水管与循环水管设旁路相连，在机组启动初期采用掺混泵供冷却水。
5.结束语
通过采用对循环冷却水系统进行设计优化，并创造性增加掺混水系统等技术，火电厂温排水温度得到很好的控制，有效避免了温排水对受纳水域影响区内的主要水生物造成有害影响。越南沿海二期电厂，采用中国投资、中国技术、中国设计、中国装备、中国制造、中国建设并一同走出国门，为造福“一带一路”沿线人民做出贡献。
参考文献：
[1]谢勇，等，海湾电厂温排水研究，[J]电力勘测设计，2016，48（4）.
[2]张新周，等，河口海湾电厂温排水试验研究方法及应用，[J] 人民长江，2007，38（6）.