引言火力发电厂的循环水系统一般都需要在高浓缩倍率下运行，容易引起凝汽器结垢。凝汽器结垢后需要进行人工清洗，清洗后真空度可以短暂提高1~3 kPa。但如果结垢的根源未被解决，凝汽器运行1至2个月后，真空度会再次下降。国内300 MW及以上机组中，约半数机组的凝汽器运行的真空度普遍低于设计值1~2 kPa[1-3]。根据行业经验，真空度每下降1 kPa，供电煤耗可以提高2.6 g/kWh（负荷超过80%，额定真空度附近）。监视凝汽器能效变化并及时采取措施提升凝汽器能效对电厂节能降耗具有重要意义。传统的电厂凝汽器能效监测方法一般比较凝汽器的背压、端差和温升变化，但受制于发电负荷、凝汽器进水温度、冷却水流量、抽气设备运行工况等变化，传统方法难以精确和及时发现问题[4-6]。凝汽器在线数据存在大量的噪音和异常信号，传统凝汽器性能评估方法需要花费大量时间进行逻辑判断和数据预处理，极易忽略凝汽器性能的缓慢下降或小幅度变化。循环冷却水的化学处理方案与凝汽器内的结垢和沉积情况密切相关[7-8]。良好的阻垢剂可以在一定水质条件下保证凝汽器不会结垢，但电厂循环水在高浓缩倍数（高于9倍）下运行时，短期的水质波动即可造成不可逆的结垢问题，进而引起凝汽器换热效率下降[9-10]。使用凝汽器能效在线监测和分析方法，通过采集凝汽器的设计参数和在线运行数据，实时计算凝器的传热系数及清洁因子。1电厂循环水系统现状以江西某电厂2台660 MW机组的循环水系统为例，每套循环水系统保有水量6万m3，循环量11.5万m3/h，设计温差12° C。水质分析结果表明系统具有结垢趋势，浓缩倍数在6~9倍之间波动。系统采用无磷缓释阻垢剂方案，加药浓度为35 mg/L。电厂的两套凝汽器的结垢现象较严重，连续2年通过酸洗操作恢复凝汽器效率。以一号机的数据为例，2020年清洗后凝汽器的真空度平均提高1.09 kPa，2021年清洗后凝汽器的真空度平均提高2.31 kPa。每次清洗后的一个月内，机组发电负荷等条件相同时，凝汽器真空度又下降至清洗前的水平，表明凝汽器再次结垢。一号机组2020年、2021年清洗前后真空度变化如表1、表2所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.11.018.T001表1一号机组2020年清洗前后真空度变化项目负荷/MW真空/kPa进水温度/℃出水温度/℃清洗前平均值65693.0311.8726.34清洗后平均值63494.1214.4825.99清洗前后对比21-1.09-2.610.3510.3969/j.issn.1004-7948.2022.11.018.T002表2一号机组2021年清洗前后真空度变化项目负荷/MW真空/kPa进水温度/℃出水温度/℃清洗前平均值66591.2714.6228.65清洗后平均值60993.5819.4532.65清洗前后对比56-2.31-4.84-4.00为了实现节水减排和能耗双控目标，电厂拟进一步提升循环水浓缩倍数，并采用数字化手段监视凝汽器能效，降低结垢给凝汽器带来的能效下降影响。项目目标为保证凝汽器能效关键指标（真空度和端差）不下降的情况下，使循环水在10倍浓缩倍数下稳定运行，并较前一年减少12%的补充水和58%的排污。2凝汽器在线能效监测方法和试验电厂凝汽器系统通常安装大量的在线传感器，用于在线检测负荷、蒸汽流量、背压、端差、温升、压差、泵电流、凝结水流量和水质等信息，但已有在线传感器不能直接反应凝汽器水侧的清洁程度。通过在线仪表参数，在线计算凝汽器的动态清洁因子和背压损失，可以用来评估凝汽器的能效。动态清洁因子可以减小凝汽器冷端效能分析受系统负荷、水温、水流速度等因素的干扰，实时反映凝汽器表面的清洁程度。背压损失可以量化凝汽器效率的可改善空间，方便操作人员及时发现并诊断凝器的各类问题。同等运行条件下，动态清洁因子与背压损失指标下降表明凝汽器水侧存在无机物结垢或固体悬浮物沉积，及时调整方案可以避免凝汽器效率进一步下降。2.1凝汽器数据采集凝汽器冷端的能效监测系统需要采集凝汽器运行数据，并根据系统设计参数计算基于运行条件下的凝汽器工作参数，帮助工作人员判断凝汽器的冷端效率。凝汽器设计参数采集表和运行参数采集表如表3、表4所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.11.018.T003表3凝汽器设计参数采集序号项目单位序号项目单位1凝汽器冷却水设计流速m/s15凝汽器设计热负荷kJ/s2凝汽器冷却水设计流量m3/h16凝汽器设计背压kPa3凝汽器管材质（SS/铜/钛合金）17凝汽器设计蒸汽流量m3/h4凝汽器管外径mm18凝汽器设计冷却水进水温度°C5凝汽器管壁厚mm19凝汽器设计冷却水温升°C6凝汽器管有效长度m20冷却水设计经过凝汽器流量m3/h7凝汽器管流程数（Pass）21冷却水设计经过凝汽器流速m/s8凝汽器壳流程数（Pass）22系统发电煤耗/真空下降1kPa能耗损失g/kWh9凝汽器管数量个23系统设计传热系数（U值）kW/(m2·°C)10凝汽器已经堵住管子数量个24凝汽器设计换热面积m211凝汽器设计清洁因子%25凝汽器设计对数平均温差（LMTD）°C12系统设计发电功率MW26凝结水设计溶氧μg/L13凝汽器蒸汽流量（或热平衡图）27凝结水设计Naμg/L14凝汽器冷却水进出口设计压差MPa28凝结水设计阳导ms/cm10.3969/j.issn.1004-7948.2022.11.018.T004表4凝汽器运行参数采集序号项目单位常规测点位置其他说明1凝汽器背压kPa凝汽器第一排冷却管的30~90cm处也可以测量大气压力减真空值2低压缸排汽温度°C汽轮机低压缸排汽口无3凝结水（热井）温度°C热井出水管无4热井液位mm热井无5主蒸汽流量（尽可能取低压缸排汽流量）t/h主蒸汽管道注明流量取值种类6凝汽器循环冷却水进口温度°C凝汽器进口管道无7凝汽器循环冷却水出口温度°C凝汽器出口管道取多个温度平均值2.2数据预处理部分现场会配备多个传感器检测同一信号，如水温、蒸汽流量等参数，采用其平均值或进行加权平均处理，以减少检测误差。所有在线参数参与计算前，均需要进行预处理，包括上下限检验、偏差带检验、机理模型检验和平滑滤波等操作。参与计算的参数包括温、压、流三大类型，若某个参数与其关联参数间的数值关系不符合流动阻力原理、质量平衡原理、能量平衡原理以及热力学原理等规则，则对其进行修正，并给出替代值和相关评价。2.3清洁因子趋势与凝汽器表面结垢关联分析项目在电厂进行了为期数月的试验。二号机低压凝汽器A侧、B侧的参数趋势如图1所示。图1二号机低压凝汽器A侧的参数趋势10.3969/j.issn.1004-7948.2022.11.018.F1a110.3969/j.issn.1004-7948.2022.11.018.F1a2由图1可知，2021年11月6日至7日，凝汽器背压随着进水温度的下降而下降，凝汽器效率整体变好，而清洁因子陡然下降。清洁因子陡然下降表明凝汽器正在发生污垢沉积，进水温度下降掩盖了凝汽器背压因污垢上升。查询2号机循环水的同期水质。二号机循环水浊度趋势如图2所示。浊度已超过20NTU的控制范围且处于上升趋势，表明系统具有极大的沉积风险。此段时间循环水阻垢剂方案偏重阻垢控制，分散能力较弱，高浊度条件下的凝汽器已经发生污垢沉积。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.11.018.F002图2二号机循环水浊度趋势二号机低压凝汽器A侧参数统计如表5所示。11月6日至11月7日，凝汽器背压从5.11 kPa下降至4.47 kPa。实测背压与凝汽器理论背压差值从0.51 kPa提升至1.22 kPa，表明凝汽器水侧结垢。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.11.018.T005表5二号机低压凝汽器A侧参数统计日期T进水/℃负荷/%实测背压/kPa理论背压/kPa差值/kPa11月1日~11月6日21.131105.114.600.5111月6日~11月7日15.55984.473.251.22凝汽器表面发生轻微结垢或黏泥沉积时，背压会缓慢下降。背压同时受到发电负荷、循环水进水温度以及抽气效果等因素的影响，因素变化会掩盖结垢造成的背压变化。清洁因子能够及时直观地反映凝汽器表面的洁净度。2.4清洁因子指导化学品方案调整项目在2021年11月以动态清洁因子为指导进行了多次循环水化学品方案调整。二号机低压凝汽器动态清洁因子如图3所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.11.018.F003图3二号机低压凝汽器动态清洁因子（1）9日投加30 mg/L分散剂，清洁因子上升。（2）13日继续增加5 mg/L分散剂，清洁因子停止短暂下降趋势，并持续上升。（3）23日维持分散剂基础上投加次氯酸钠，清洁因子开始上升。（4）30日维持分散剂基础上投加次氯酸钠，清洁因子开始上升。此后，凝汽器清洁因子在较长时间内维持稳定。循环水中阻垢分散剂浓度维持稳定，可以有效降低循环水结垢风险。提升阻垢分散剂浓度有助于提升凝汽器清洁度，但阻垢分散剂浓度过高会增加药剂使用成本，影响循环水进入脱硫系统后的石膏结晶。经过多次调整，根据清洁因子变化趋势和药剂的容忍度，系统阻垢分散剂浓度稳定为35 μg/L。循环水中冲击性投加氧化性杀菌剂后，因次氯酸钠对污垢具有剥离作用，清洁因子会提升。7天后清洁因子开始下降，表明微生物已经滋生并在凝汽器表面产生黏膜沉积，导致换热效果下降。将电厂的氧化性杀菌剂投加频率调整为每周一次。3项目效益分析项目经过两个月的调试，循环水系统已稳定在10倍浓缩下运行。与方案实施前相比，循环水补水量下降12%，排污量下降58%。循环水系统年补排水量如表6所示。电厂每年因节水和减少排污可带来直接经济效益大于100万元/年。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.11.018.T006表6循环水系统年补排水量系统状态方案实施前/万t方案实施后/万t节水减排/万t节水比例/%循环水年补水量1 2761 12115512.1循环水年排污量26711215558.0方案实施后，冷却塔效率得到改善，循环水的供水温度降低。凝汽器结垢现象得到有效控制。与方案实施前相比，同等负荷下的凝汽器背压具有不同程度的降低。方案实施前后凝汽器性能如表7所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.11.018.T007表7方案实施前后凝汽器性能项目调试前背压（真空）/kPa调试后背压（真空）/kPa差值/kPa一号机A侧5.25（-95.75）4.91（-96.09）-0.34一号机B侧7.38（-93.62）6.84（-94.16）-0.54二号机A侧5.10（-95.90）4.71（-96.29）-0.39二号机B侧6.61（-94.39）5.90（-95.10）-0.71300 MW及以上燃煤机组凝汽器的背压每降低1 kPa，热耗降低1%~2%。电厂有2台660 MW机组，为了保证热耗为7 395 kJ/kWh，按照背压每降低1 kPa则热耗降低0.59%计算，能够降低发电热耗43.63 kJ/kWh，折合为1.49 g标准煤/kWh。热耗的降低可以为电厂节省燃料费用，减少二氧化碳排放。4结语使用动态清洁因子作为凝汽器能效在线监测依据，能够减少发电负荷、进水温度等因素的干扰，及时直观地反映凝汽器的结垢趋势。据此指导循环水处理，可以及时调整化学品方案，防止凝汽器结垢和沉积加剧。项目现场的两套循环水系统成功实现了循环水在10倍浓缩下安全稳定运行，节水减排效果明显。数字化解决方案实现了高水平节水目标，保障了凝汽器运行效率，对电厂运行具有重大的经济意义，值得在电力行业推广应用。