［摘要］火力发电厂为了使汽轮机的排汽凝结，确保各辅机设备的安全运行，需要大量的循环冷却水。富川电厂2台1045MW超超临界火力发电机组，循环冷却水取自离电厂4km的龟石水库为水源，经絮凝沉淀直接进入采用自然通风冷却塔的二次循环水冷却系统。2019年对机组做凝汽器性能试验时，发现排汽压力与清洁度均较低偏离设计值，通过问题分析整治，得到了良好的效果。
［关键词］凝汽器 循环冷却水 垢质 清洁系数 浓缩倍率 解决方案
一、前言
富川电厂位于广西贺州市地处北回归线偏北，根据富川气象站统计的气象资料，主要气象特征：平均气压991.8hpa ；极端最高气温38.5℃；极端最低气温 -4.1℃；历年平均气温 19.1℃；平均相对湿度75%。
每台机组设置 3×50％容量的循环水泵。(夏季运行三台，循环水冷却倍率 62.5，冬季运行两台，循环水冷却倍率为45。)循环水供水采用单元制二次循环，循环水浓缩倍率为 3.7。冷却塔冷却面积13000㎡，（THA 工况）循环水设计年平均出塔水温 24.77℃，在夏季 P=10%气象条件下，出塔水温为 31.45℃。主厂房内的循环水进水管和排水管均为两根。进出循环水管道上装有电动蝶阀。进水电动蝶阀后设有凝汽器胶球清洗装置。
凝汽器是汽轮机辅助设备中最主要的一个部套,它的作用是用循环冷却水使汽轮机排出的蒸汽凝结,在汽轮机排汽空间建立并维持所需要的真空,并回收纯净的凝结水以供锅炉给水。凝汽器主要特性参数：冷却面积59000㎡，设计进水温度24.5℃，冷却水量97999 t/h，设计背压5.8kPa(平均)，冷却管总数53596根，冷却水介质为淡水。
二、问题的产生
1.2019年机组凝汽器及各辅机冷却器解体检修时，发现主要问题：
1)凝汽器（高背压）回水侧出水端有微量结垢；
2)主机冷油器（板式换热器）上有大量生物黏泥和微量垢质现象；
3)氢冷器（管式换热器）生物黏泥严重。
2.原因分析：
工业循环冷却水系统容易发生的三种问题：腐蚀、结垢、生物粘泥。针对系统结垢与生物粘泥，分析发现存在如下问题：
1)阻垢剂加药不正常、或药品质量不达标；
2)浓缩倍率设计值与水质情况、处理工艺不符，循环水处理工艺设计不当；
3)凝汽器胶球清洗装置投入不正常收球率低，凝汽器不锈钢管壁不能保持光滑清洁；
4)循环水泵运行方式不合理，循环水流速过缓；
5)循环水补充水质差，循环水中微生物、藻类滋生，阻垢效果受到影响；
6)生物粘泥产生为龟石水库水体的轻度富营养化，查阅当地有关报道，目前龟石水库水质逐年下降，洪水期和枯水期多次出现劣于Ⅲ类水质。
三、解决方案
针对产生问题的因素，从技术改造与运行调整、专业管理方面分别采取以下对策：
1.调整系统加浓硫酸浓度，降低循环水PH值在8.5~8.7之间，控制循环水浓缩倍率4.0左右，最高≯4.5。
2.凝汽器胶球系统收球网进行改造，保证胶球系统收球率＞90%；
3.做循环水泵运行方式优化试验，循环水泵运行经济性和循环水流速相结合；
4.针对微生物滋生及生物粘泥影响阻垢剂效果问题：原水增加杀菌，降低原水富营养化程度；适当增加冲击式投加氯锭、异噻唑啉酮次数，控制微生物、藻类滋生；化强混合反应沉淀池运行调整，水质恶化时冷却塔尽量少补多排。
5.循环水处理涉及阻垢剂、氯锭、异噻唑啉酮三种药剂，做好对承包商循环水加药、水质情况监督。
四、效果
对垢质取样分析并对循环水加酸处理，强化了循环水系统运行与化学监督，垢质及生物黏泥现象得以解决。根据机组一年运行参数对比发现，凝汽器排汽参数及各辅机冷却器换热效果均有较大改善（见下表）。
负荷（MW） 排汽温度(℃） 背压（kPa） 凝汽器循环水入口温度（℃） 凝汽器循环水出口温度（℃） 端差（℃）
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五、结论
1.循环水补水水质参数要有详细了解和掌握，才能根据水质特点灵活运用处理工艺；
2.系统设备运行做好试验，根据试验结论做好运行要求，运行设备做好可靠性管理；
3.完善专业监督管理体系对于循环水系统运行经济稳定至关重要。
参考文献
[1]东方汽轮机厂N-59000型凝汽器说明书
[2]华润电力（贺州）有限公司企业标准《集控运行规程》Q/CRPHNHZ1106.08.01-2018
[3]周柏青，陈志和.热力发电厂水处理（上册）［M］.4版.北京：中国电力出版社，2009:265-340
作者简介：
王旭文，男，本科，热能与动力工程专业，华润电力（贺州）有限公司汽机运行主任工程师。
孙胜男，女，本科，电子信息科学与技术专业，中国民用航空东北地区空中交通管理局黑龙江分局技术保障部。
赵天锦，男，本科，热能与动力工程专业，华润电力（贺州）有限公司汽机高级工程师。
韩 超，男，本科，热能与动力工程专业，华润电力（贺州）有限公司汽机主管。