陶 勇，赵永国，杨洪涛，焦俊杰
(国家能源菏泽发电有限公司，山东 菏泽 274032)
机组停运后，循环水泵不能立即停运，一般要等这些辅助设备停止后才可以停止循环水泵运行，至少要运行48 h以上。而这些辅助设备在停机后需要的冷却水量非常少，为它们运行一台循环水泵显然浪费。相对于目前频繁调停的机组，循环水泵空载运行小时数明显增加，空载电量浪费问题尤为突出。
某厂三期机组5#、6#机每次停机后，由于除氧器储热能力强，温度下降缓慢，再加上其系统与凝汽器密切相连，所以凝汽器的温度也会很高。如果除氧器温度降不下来，就会导致凝汽器温度偏高，而不得不长期运行循环水泵进行冷却，且须等到低压缸排汽温度低于50 ℃以后，才能停止循环水泵的运行。三期机组停机后，各种原因造成低压缸排汽温度高且下降较慢，循环水泵要持续运行20 h以上，从而造成电力浪费。本文将对影响排汽温度高的影响因素、采取的措施等方面进行介绍，并对实施效果进行分析。
某公司三期2×330 MW汽轮机型号为C330-16.67/0.8/537/537型、亚临界、一次中间再热、两缸两排汽、抽汽凝汽式汽轮机。该机组系统共配置3台高压加热器、4台低压加热器和1台除氧器。其中除氧器位于4台低压加热器出口，用于除去锅炉给水中的氧气及其他气体，以保证给水的品质[1-2]。同时，除氧器本身又是给水回热加热系统中的一个混合式加热器，起着加热给水、提高给水温度的作用[3]。330 MW机组热力系统如图1所示。同时，三期除氧器水箱有效容积为150 m3，还可以用来储存给水，平衡给水泵向锅炉的供水量与凝结水泵送进除氧器水量的差额。也就是说，当凝结水量与给水量不一致时，可以通过除氧器水箱的水位高低变化调节，以满足锅炉给水量的需要[4-6]。
图1 330 MW机组热力系统简图
停机后，热力系统仍有余汽和疏水排向凝汽器。为防止凝汽器内温度过高造成铜管变形，进而影响胀口严密性[7-9]，依照该公司330 MW机组运行规程要求，在停机后根据锅炉情况来停止电动给水泵运行，并且须等低压缸排汽温度低于50 ℃以后，才能停止凝结泵、开式水系统、闭式水系统、循环水系统的运行[10-11]。但是机侧各系统大量疏水和系统储热会导致循环水泵运行时间较长，厂用电被大量浪费[12-13]。为解决这一问题，可通过改变原有运行方式，加快热力系统冷却速度，减少循环水泵停机后运行时间，提早设备检修开工工期。
对机组各个系统进行分析后，总结出影响循环水泵运行时长的因素主要有以下几个。
2.1 疏水致使凝汽器内温度升高
在停机过程中，蒸汽参数由高逐渐降低，特别是滑参数停机，在前几级做功后，蒸汽内含有湿蒸汽，在离心力的作用下甩向汽缸四周[14-17]。负荷越低，蒸汽含水量越大。另外汽机脱扣后，汽缸及蒸汽管道内仍有较多的余汽凝结成水[18-20]。疏水必须放掉，而且尽量在凝汽器真空破坏前放掉，否则将造成汽机叶片水蚀，机组振动，上下缸产生温差及腐蚀汽缸内部。因此汽轮机启动和停机时，应加强汽机本体及蒸汽管道的疏水[21-22]。330 MW机组凝汽器疏水如图2所示。
图2 330 MW机组凝汽器疏水
2.2 高加系统疏水
高压加热器是电站中的重要辅助设备，是回热循环的重要部分。它利用高压缸的抽汽来加热给水，使一部分做过一定功的蒸汽热量全部回收，从而减少排汽损失，提高电站热循环效率，另一方面提高进入蒸发器的给水温度，降低蒸发器传热管内外温差，有利于减少传热管的热应力[23-24]。同时，当高压加热器内的温度低于蒸汽压力对应的饱和温度时会凝结成水，若不及时排出，则会存积在某些管道和气缸中，对系统造成危害。高压加热器疏水系统负责将这些水排出。停机后，高压加热器正常疏水无法排至除氧器，只能通过高加危急疏水进入凝汽器，致使凝汽器内温度升高[25]。330 MW机组高压加热器疏水如图3所示。
2.3 热力系统阀门不严
停机后，除氧器内水温一般在150 ℃左右。这是某次停机后对除氧器和凝汽器水位进行统计(见图4)后得出的。通过统计还发现，在实际生产中由于阀门内漏，除氧器内大量的热水会缓慢漏至凝汽器，从而导致凝汽器温度长时间居高不下[26-28]。
图3 330 MW机组高压加热器疏水
图4 某次停机后做的除氧器和凝汽器水位统计
机组停运期间，正常运行的工业及采暖供汽系统至凝汽器气控疏水门不严，高温蒸汽漏入凝汽器，使凝汽器内温度升高。工业及采暖供汽系统如图5所示。
图5 工业及采暖供汽系统
2.4 开、闭式循环水系统冷却需求
通过对开式循环水系统和闭式循环水系统主要用户的分析可以发现，机组停运以后对冷却有需求且冷却热量较大的用户主要有大机油箱和汽动给水泵油箱[29]。机组内传递给轴承的热量被逐渐带走的过程中，开式循环水中断后主机油温会慢慢升高。闭式水系统及部分用户如图6所示。
而这4个主要因素中，虽然开、闭式水系统有几个冷却用户需要冷却水，但因主机油系统和闭式循环水系统本身有一定的储热量和散热能力，且在停机期间热量已被带走了绝大部分，所以剩余热量可通过加设临近机组开、闭式水系统联络或间歇短时启动循环水泵来予以解决。
在机组每次停机后，除氧器蓄热能力强，温度下降缓慢，其系统与凝汽器密切相连，是造成凝汽器温度高的主要原因。如果除氧器温度降不下来，就会导致凝汽器温度高，而不得不长期运行循环水泵进行冷却，从而造成电力浪费。所以在进行多次试验和总结后发现，通过采取除氧器快冷措施，加速除氧器内高温水的冷却速度，可缩短停机后循环水泵的运行时间。
图6 闭式水系统及部分用户
在以往停机后，若锅炉不再需要上水，停止给水泵运行后常常会关闭除氧器进出水门，这会导致大量高温给水滞留在除氧器内。由于除氧水缺乏必要的冷却环路，除氧器温度下降缓慢。又由于热力系统阀门不严密，位于高处的高温除氧水又会慢慢倒入凝汽器内，使凝结水系统及除氧器内温降缓慢[30]。所以采用的方法就是，开启除氧器进水门，让低温凝结水以合适的流量进入除氧器，依托除氧器溢流电动门控制除氧器内高温水排至凝汽器，并通过循环水系统将流入凝汽器内的热量带走。冷热水循环可提高除氧器内除氧水的冷却速度，但需保持除氧器温度变化不应大于1.83 ℃/min。措施原理图如图7所示。
图7 措施原理图
具体措施如下：
1) 停机前及时切换工业采暖供汽至临机，并将通往凝汽器的各疏水门关闭严密；
2) 停机过程中，满足锅炉上水温度要求的前提下尽量降低除氧器水温，并保持除氧器、凝汽器低水位运行；
3) 停机后及时关紧主、再蒸汽管道和各段抽气疏水门，以降低高温疏水对凝汽器温度的影响；
4) 停机后尽快进行除氧器快冷操作，即除氧器连续上水，利用除氧器溢流门控制其水位，将除氧器内的高温水放至凝汽器进行快速冷却。
通过循环冷却，将150 ℃左右的高温水冷却至70 ℃左右，然后停止循环水泵。对比以前运行方式，采用除氧器快冷的操作方式，可缩短循环泵运行时间12 h左右[31]。效益分析如下：
5#、6#机循环泵是6 kV动力，功率为1 700 kW，如果每次停机均采用快冷方式，单次停机可节约电量：1 700×12=20 400 kW·h。按三期2台330 MW机组每年停机10次计算，那么每年可节约电量：20 400×10=204 000 kW·h；
可节约资金约：204 000×0.42=85 680(元)。
1)操作前进行风险分析，认真执行停机操作项目书，明确责任和分工，确保各项操作的准确无误。
2)停机前，对电动门、手动门、气控门等阀门内漏情况进行全面检查，运行中无法消除的要及时统计上报，便于检修停机后处理。
3)每次停机后，及时执行除氧器快冷措施，根据停机时间长短和停机检修要求，来确定快冷后的水温。如果有比较急的检修任务，可以将除氧器水温控制较低一些，便于开展检修工作。
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