循环水系统

国内蒲城电厂的高位收水塔存在一些问题，主要是淋水填料和高位收水装置的安装较难，国内第一次施工，经验不足，与设计有偏差；其次是冬季结冰严重，影响安全运行。使用以来，运行不理想。 综上所述，为系统提高1000MW机组闭式循环水系统整体效率，在安徽安庆电厂进行二期2×1000MW机组扩建工程中进行了有益探索，在总结以前工程应用经验基础上形成了本技术。本技术关键技术2016年3月27日通过中电建协关键技术成果评审技术达国内领先水平。本技术已在安庆电厂二期2×1000MW机组上得到应用，取得了良好的经济和社会效益。 1.采用本技术，每台蜗壳泵比常用的斜流泵按降低功率1000kW，一台机组三台循环水泵每小时共节省约3000kW厂用电，按年利用5000h计算，每年可节省1500万kwh的电量，按上网电价按0.4066元/kwh来计算，每年可增加收益609.9万元，初投资虽然增加3726万元，但6年就可收回成本，电厂火电机组设计寿命一般为30年，因此经济效益显著。 2.同时本技术采用高位收水冷却塔降低了噪音，对附近居民影响降到了最低，同时收到了良好的社会效益。在现有技术条件下已最大限度提高了1000MW的机组中闭式循环水系统效率，减少了维护量，节省了土建费用，在安庆电厂二期扩建工程上已成功应用，效果明显，值得推广。

项目属于环保节能领域，经中国电机工程学会组织鉴定，成果居国际领先水平。 近年来，随着《水污染防治行动计划》（“水十条”）等一系列法规政策相继出台，作为用排水大户的火电厂节水和废水零排放压力日益严峻。闭式循环水系统是火电厂最大取用水系统，但在浓缩倍率控制上存在滞后、波动大等问题，节水潜力极大。脱硫系统是最主要的终端废水排放系统，产生的脱硫废水成分复杂、排放量大。现有零排放技术多为终端处理技术，工艺复杂，投资运行成本高。另外，多数火电厂采用循环水排污水作为脱硫系统补水，系统之间存在水质和水量上的耦合影响。因此，针对循环水和脱硫系统开发源头减量协同治理与集成优化技术对火电厂节水和废水零排放具有重要意义。项目在循环水系统浓缩倍率高位稳定控制、脱硫废水源头治理以及系统集成优化运行等方面开展了研究。统水气指标监督体系和预警边界条件，研发了水质监督和水量调度集成优化平台，实现了循环水-脱硫系统水质监督诊断和水量优化调度。 研究成果已在大唐国际张家口发电厂等多家电厂成功应用。项目申请发明专利6项，获实用新型专利22项、软件著作权4项，主编或参编行业标准2项，发表科技论文19篇。项目显著促进了我国火电行业节能减排技术进步，为其他行业循环冷却系统节水和废水处理提供了重要借鉴，为提升我国水资源利用效率和保障经济社会持续健康发展做出了积极探索和重要贡献。

《超临界间冷机组高背压循环水供热在线切换技术》的原理是根据超临界间接空冷机组的特点，采用双温区凝汽器供热技术方案及切换方案。凝汽器采用两路独立冷却水源，各半侧运行，两个温区换热。即凝汽器半侧通过热网循环水被汽轮机低压缸排气余热加热，实现对外供热，半侧通过空冷岛冷却循环水，做为备用、调峰冷却系统。 供热系统中，热网水回水通过阀门控制，先到凝汽器的一个通道，流量大约13500-14500t/h。凝汽器背压升至33～38kPa（机组允许最高背压48kPa），对应排汽温度71～75.5℃，热网回水在凝汽器被加热到68~72℃，再经过热网循环泵升压后进入热网首站，在热网首站的加热器通过抽汽进行二次加热至热用户需要的温度后供给热网系统。 备用冷却系统中，系统利用原间冷塔的循环水系统和管道，再增加小容量变频水泵与原有的泵并联运行，通入凝汽器另一个通道，适应160MW到310MW之间的电负荷调峰或电负荷波动，还有确保热网异常时可随时投入循环水，防止热网水中断时机组背压超限，而停机。 机组高背压供热中只运行变频循环泵，变频循环泵根据汽轮机低压缸末级叶片安全监控系统给定的指令自动调节变频循环泵转速来控制冷却水流量，冷却水通过凝汽器的另一侧半边循环中带走排气部分热量，使机组背压在允许背压范，从而确保机组低压缸末级叶片在安全允许范围内运行。变频循环泵同时为凝结水换热系统提供冷却水，防止凝结水温度高而精处理树脂失效。 该技术采用超临界间冷机组双温区凝汽器供热及切换方案，回收汽轮机低压缸排气余热来对外供热，实现提高现有机组供热能力，煤耗指标大度下降。 1、该技术具有以下创新点； 1）高背压供热、抽凝供热、纯凝发电工况可在线切换，机组可连续运行； 2）最大限度减少热网对机组本身的安全，可实现停热不停机； 3）具有机组背压自动调节、控制功能； 4）具有背压供热兼具电负荷调峰功能。 2、成功授权以下4项实用新性专利，受理2项发明型专利： 1）问接空冷高背压机组电网调峰能力与供热需求的协调控制系统；（专利号：201621237597.2） 2）间接空冷机组高背压运行优化系统；（专利号：201621237839.8） 3）具有供热和纯凝双模式的凝结水精处理运行系统；（专利号：201621237838.3） 4）一种间接空冷机组高背压运行备用冷却应急系统（专利号：201621238587.0）

本项目属于燃煤发电节能减排领域，是节能环保、能效提升的创新技术。经第三方权威机构组织专家鉴定，认为项目成果达到了该领域国际领先水平。 目前燃煤电站的冷却系统主要有湿式冷却（湿冷）系统和空气冷却（空冷）系统两大类。在我国北方的一些电厂，既有空冷机组又有湿冷机组，例如大唐阳城电厂、托克托电厂、韩城电厂等，据不完全统计类似配置的发电企业还包括6台600MW及16台350MW装机容量。对于间接空冷和湿冷机组而言，系统中都存在循环水系统，存在一定温差，通过合理耦合连接两种不同机组的冷端系统，可以实现优势互补，更好的利用有限的水资源实现机组高效运行。耦合不同种类的电站冷端系统面临着一些技术难题，比如如何安全连接不同类型冷却水系统；如何在不同环境条件、不同负荷下匹配两侧机组系统，有效实现节能节水；冬季工况下如何保证空冷塔安全防冻以承担湿冷侧冷却负荷，以及夏季如何不增加系统整体水耗。针对以上现状，本项目研发了一项基于冷端耦合的电站综合提效技术， 项目已获发明专利2项，软件著作权2项，实用新型专利3项。已发表SCI论文一篇、EI论文一篇。项目成果已成功应用于大唐阳城发电有限责任公司2×600MW空冷机组和阳城国际发电有限责任公司2×350MW湿冷机组的冷端节能节水改造工程。在夏季最大可降低空冷机组背压约3.5kPa，在冬季最高可节约湿冷机组循环水蒸发量约20%,实现了年节约标准煤1.4万吨，冬季节水45万吨，提高了空冷机组夏季尖峰时段发电能力，经济效益和社会效益显著。本项目探索出来一条解决火电厂的湿冷机组节能不节水、空冷机组节水不节能这对矛盾的新技术路线，充分挖掘现有设备潜力，使得相邻的湿冷机组与空冷机组的冷端系统优势互补。本技术在我国长江以北地区具有普遍推广意义，如果广泛推广，将助推火电行业节约大量的燃料和水。