从除盐水角度研究节能降耗

马庆柱， 王志新， 刘 辉， 黄菊艳（.哈尔滨工业大学能源科学与工程学院，黑龙江哈尔滨 5000；.大庆油田电力集团油田热电厂，黑龙江大庆 6334）

0 引言

某电厂一期工程3×200MW汽轮发电机组先后投产于上世纪九十年代初，其用水来源于地方水库，主要担负着为所在城市工业和居民生活发电任务以及向部作者简介： 马庆柱（1971-），男，黑龙江密山人，研究生，高级工程师，研究方向：汽轮机运行、热网调控与经济技术管理；

王志新（1961-），男，山东武城人，大学，高级工程师，研究方向：发电厂及电力系统控制及节能优化；

刘 辉（1972-），男，吉林吉林人，博士，副教授，博士生导师，研究方向：煤粉低氮燃烧技术和选择性非催化还原技术；

黄菊艳（1966-），女，湖南湘潭人，本科，高级工程师，研究方向：电厂化学。分地区1000多万m面积供热的任务，年耗水量1000多万t，是名副其实的耗水大户。其中年补入锅炉、汽轮机设备及其热力系统并参与汽、水系统循环和其它生产及非生产用除盐水的补充水总量为45万t。

1 用水概况

1.1 给水品质及损失要求

表1 锅炉给水品质

锅炉给水品质见表1。

文献[1]给出：在给水品质达到表1标准时，锅炉的连续排污率1%，厂内水汽损失率2%。

补水率在文献[2]中明确规定：单机容量小于300MW的机组低于2.0%。

1.2 除盐水使用情况

某电厂近两年除盐水使用情况见表2。

由表可知：2010年、2011年供出除盐水量分别为459097t和447161t。2010年补水率3.94%，2011年补水率3.67%。补水率是在炉暖风器和蒸汽吹灰系统未投入情形下计算的，可见其与一流标准值的差距及其内在的节能降耗潜力。

2 损耗原因

2.1 热源点系统原始设计缺陷

热源点疏水因管路设计原始缺陷导致水质经常不合格，无法回收。热源点系统如图1所示。由图看出，炉热源点是厂内汽暖回水的汇集场所，汇集有机炉0m暖汽与暖风器、炉10m暖汽与暖风器、燃料汽暖、41.8m暖汽的疏水回水，其中经疏水泵一路有至灰沟、至热网除氧器及至低压除氧器三方走向。由于汽暖用汽情况复杂，供热管线长且多，采暖初期投运时热源点疏水品质不合格，疏水打向热网除氧器，等到品质合格往低压除氧器倒换时，就有总计近40m长的往热网除氧器管段位列于往低压除氧器管段的上方，该管段的污垢就会随蒸汽凝结回流进入低压除氧器，导致给水品质不合格。因此，这种布局极不合理。

2.2 非生产用汽监督管理不规范

非生产用汽引发的工质及热量损失不容乐观。统计表明：2011年补水率同比下降0.27%，非生产补水率除5月份外，其它月均比同期有所上涨，导致年累计上涨0.12%，涨幅达26.09%。非生产用汽厂外部分的蒸汽、热水示意如图2所示。

2010 年为某小区、某老电厂等热力用户送汽53631t（压力1.08MPa，温度300℃，焓为3048.2kJ/kg），2011年为70 617t，同比增长31.672%，2010年影响供电煤耗1.82g/kWh，2011年为2.30g/kWh。由于非生产用汽监督管理机制不完善，在供汽过程中汽量损失较大，出现过某灯岗路面两侧管线持续泄漏一冬无人治理的情况，同时热力用户随意用汽现象普遍存在。

表2 全厂全年除盐水使用情况

因某老电厂锅炉停运，冬季需持续向其送汽，近期预计还要承担向某分站供汽的任务，可见对非生产用汽的沟通管理迫在眉睫。

2.3 机组运行方式有偏差

从表3可以统计出：三机运行方式下，厂房汽暖补水率0.1307%（2.0213t/h）；制冷机补水率0.1874%（2.7261t/h）；单机运行补水率：#1机＞#2机＞#3机（由于近几年电厂单机运行方式只在非停或节假日出现，采样点少，补水率统计偏大，但趋势正确）。同时还可以看出：机组长期平稳运行时，双机或三机方式，无论是带全厂汽暖，亦或是带制冷机（电厂不带采暖又不带制冷机全年少于20d），补水率均可控制在3.438%～3.781%，而全年统计补水率采暖期为3.561%，非采暖期为4.019%，说明机组启停及带病运行对补水率影响较大。

为此，给出“平稳补水率”概念：指统计区间内机组处于相对平稳的泄漏水平，在同等方式和工况（一般为定参数）下所带厂用蒸汽系统等处于相对稳定时获得的补水率。由此可以算出厂房汽暖补水率、制冷机补水率以及平均的瞬时补水流量，进而对机组的泄漏水平做出客观的评价，表5和表6的定排应疏水率和方式切换影响水率就是基于它不同时间段内的差值和补水率与平稳补水率的差值计算得出的。

表3 机组各种运行方式下平稳运行时的补水率

此外，由于机组平均负荷低，单机年运行小时数达到7750h以上，高温汽源疏水、30%旁路系统疏水、轴封供汽疏水、工业抽汽疏水、厂用蒸汽疏水及高加联成阀与保护水泄水由于参数较高，且流量长期存在，该类疏水在工质和热量损失中的比重不容忽视。

2.4 阀门泄漏

高加危急疏水电动门不严或操作不当导致锅炉定排系统阀门损坏引起阀门内漏，造成损失。

在机组大小修后因为汽水系统设备管道不干净造成汽水品质差，在进行排污开启疏放水阀门时致使阀门密封面磨损，或因操作不当导致阀门损坏；另外为不使电动门的电动部分过力矩损坏，电动门在关完后留有1/4～1/2圈的余扣，这样不可避免地造成高加危急疏水电动门内漏。上述原因都可能引起机组运行时阀门内漏或外漏，造成能量损失。

部分关闭阀门压兰温度对比情况见表4。

表4 部分关闭阀门压兰温度对比情况 ℃

从表4中可以看出：#1、#3机组高加系统危急疏水门不严较为严重。

2.5 操作标准化程度不高

机组运行时化学汽水取样损失、制冷机冷媒水损失、设备故障运行中检修进行隔离消压放水造成的汽水损坏（给水系统放水、凝结水系统放水等），设备质量差，汽水系统管道、设备、阀门、水泵轴承等跑、冒、滴、漏（见表4中#3机热网危急疏水门和三台炉暖风器供汽门不严）以及启停机炉操作的标准化程度不高等，造成了工质和热量损失。

3 损耗分布

将某电厂的3台炉看成是1台大的锅炉，锅炉瞬时蒸发总量定义为3台炉的蒸发量与假想炉相应运行时间跨度的比。通过损耗原因分析，为便于说明问题，分别计算出2011年度采暖期和非采暖期某电厂补水率分布情况，分别见表5和表6。

从表中可以看出：某电厂的连续排污率及厂内水汽损失率均大于文献[1]中的要求，在补水率分布中，非生产用汽、燃料用汽、连排疏水和其它情况损失占的比重较大，非采暖期因启停机次数的增多，这方面的补水率上涨明显。从生产现场可以看到：其它情况损失里表4中因素所占的比重较大。结合现场实际，基于节能降耗角度考虑，可在除尘灰斗加热蒸汽管线上加装流量计量装置。

从表中也可以看出：运用平稳补水率可以洞晰出某电厂1t/h以下的机组泄漏量，为此可以将它作为机组检修前后、阀门泄漏、启停机操作、安全门定砣、凝汽器注水查漏等情况的对比评价指标，从而为对标精细化管理提供可靠保证。

4 降耗措施

4.1 力争回收疏放水

通过对机组疏放水系统增加二次门，减少高品质蒸汽泄漏，提高机组经济性，降低供电煤耗的同时，采用疏水排污废热废水回收技术，在生产厂房后定排疏水扩容器附近设置回收装置，先将高加危急疏水、锅炉一二次汽疏水、汽包事故放水和油区伴热疏水等改入热源点疏水箱，同时将高温汽源疏水、30%旁路系统疏水、轴封供汽疏水、工业抽汽疏水、厂用蒸汽疏水、高加联成阀及保护水泄水等与汽暖回水同时经除铁过滤器

表5 采暖期补水率分布情况（锅炉瞬时蒸发总量：1515.726t/h）

表6 非采暖期补水率分布情况（锅炉瞬时蒸发总量：1214.022t/h）

导入炉热源点疏水箱，再将锅炉定排疏水、不合格的炉热源点疏水及热网危急疏水等回收后补入热网回水1020管路。化学取样水在调整流量至最小的前提下，回收引入炉热源点疏水箱以实现热量和工质回收的目的。

其中炉热源点疏水在水质不合格时采暖期导入热网回水 1020管路，非采暖期导入灰沟或排污井；水质合格后径直倒往低压除氧器，这样可有效地避免热网除氧器疏水管段（可以取消）对回收疏水品质的干扰，达到疏水充分回收的目的，同时在非采暖期也可回收高温汽源疏水、30%旁路系统疏水、轴封供汽疏水、工业抽汽疏水、厂用蒸汽疏水、高加联成阀及保护水泄水与化学取样水等。

制冷机除盐水补水量为2.7261t/h，主要分两部分，一部分是厂用六抽蒸汽消耗，凝结水排往地沟，续汽量约为1.5t/h（0.2MPa额定压力下，汽量为1.7t/h[3]），可引凝结水至1号机组#1轴封加热器疏水水封前加以回收；另一部分是冷媒水循环过程中的泄漏，其汽量为1.2261t/h，严格来讲系统是不应该有漏泄的，所以应加强这部分流失的维护工作。

供暖投入后，及时将锅炉连排疏水倒往热网线路水泵入口母管。

4.2 完善非生产用汽监督管理机制

由相关部门牵头，在去某换热站蒸汽管线上加装流量计量装置，同时在厂前区加装两块热水流量表计，争取与非该厂热力用户实现贸易结算方式，促使热力用户增强节能降耗意识，从根本上解决随意用汽现象和管路泄漏无人治理的局面。

4.3 优化机组及系统运行方式

优化系统及合理调整机组运行方式，可以从根本上减少不必要的汽水排放量。

（1）营造机组平稳运行的方式，减少机组启停次数，加强与省网调度的沟通联系力度，尽最大努力提高机组平均负荷。

（2）根据厂用蒸汽联箱在1号炉10m的情况，可考虑单机运行时优选3号机组，其次是2号机组；机组切除工业抽汽时可考虑优选3号机组，其次是2号机组，这样在一定程度上可以减少厂用蒸汽及工业抽汽管路的疏放水排泄量。

（3）逐步完善机组各种运行方式下、同等运行方式条件下某项涉及泄水的操作前与后及各种启停机操作、安全门定砣、凝汽器注水查漏等情况的补水量寻优措施，用以指导生产实际。

4.4 加强汽水系统的维护

对于化学闭式循环冷却水、真空泵工作液补充用水、炉暖风器供汽以及其它疏水、排污、泄漏等引发的汽水流失，应加强设备维护，尽量减少系统跑、冒、滴、漏造成的能量损失。

充分利用机组停运检修机会或运行中对系统进行隔离，消除跑、冒、滴、漏，对存在内外漏的阀门、设备进行检修或者更换。为防止阀门内漏造成汽水损失，在机组启动前首先对各系统疏放水门进行冷紧，特别是对那些高温高压的疏放水阀门在机组启动过程中随着压力和温度的升高分时段进行热紧，此外在热网系统初停时亦应采取此种办法。

4.5 细化操作标准

对于水位计冲洗、至氢站用凝结水、油枪吹扫蒸汽、除尘灰斗加热蒸汽、食堂用汽、高压除氧器排氧带汽以及机组启停过程中耗用汽水等的流失，可以采取细化操作标准，合理控制疏放水系统和排污系统的排放量。

在3号机组供暖联箱上、3台机组轴封供汽调整门前及3号机组厂用五、六抽母管末端等处加装温度测点，依据温度控制疏水量。

严格执行运行规程及安全规程的规定，进行锅炉疏水系统、锅炉排污系统和汽轮机疏放水系统的投用、调整和停止操作。其它非生产用汽水更应仿此细化投用、调整和停止操作标准。

修复连排流量在线监督装置中SiO2和电导率程控调整排污量的功能，科学利用化学制剂维持pH值在正常范围的同时，根据近几年风电、水电大发对火电机组集中时间打压的实际情况，低负荷运行期间，适当缩减连排流量、延长定排周期，优化连续排污与定期排污的组合方式，使排污浪费的流量达到最低值。

4.6 根据气温变化适时调整用汽量

根据环境温度的变化及时调整至氢站伴热蒸汽、净水室用伴热蒸汽、燃料用蒸汽、油区伴热蒸汽及厂房汽暖用汽等的蒸汽量，减少不必要的损失。

根据统计：厂房汽暖补水量为2.0213t/h，而燃料用蒸汽采暖期3.780t/h，非采暖期3.077t/h，全年平均3.427t/h，可见燃料用蒸汽量尚有一定的调整空间。

5 效果展望

5.1 节能

机组经过运行调整、技术改造后，按补水率下降50%考虑，采暖期补水率可下降1.78%，非采暖期补水率可下降2.01%，年补水率可达到2.0%以下。按照补水率下降1.0%，供电煤耗下降1.5g/kWh，原煤价格210元/t，采暖期供电量17.27亿kWh，非采暖期供电量13.33亿kWh计算，机组由于补水率下降年可节省费用为：

采暖期：

1.78 ×1.5 ×17.27×10-6×210×108×29 308/14 000=202.71万元；

非采暖期：

2.01 ×1.5 ×13.33×10-6×210×108×29 308/14 000=176.68万元。

5.2 节水

某电厂软化水价格6.67元/t，除盐水价格9.87元/t。

采暖期：补水率下降1.78%，另有0.35%左右的补水率可演变成软化水补充量，采暖期锅炉蒸发量为6854 102t，年采暖期节省水量折合人民币为：6854 102×1.78%×9.87+6854 102×0.35%×6.67=136.42万元。

非采暖期：补水率下降2.01%，非采暖期锅炉蒸发量为5331983t，年非采暖期节省水量折合人民币为：5331 983×2.01%×9.87=105.78万元。

可得年节约资金：

202.71 +176.68 +136.42+105.78=621.59万元。

6 结语

通过对除盐水用量的剖析，查找问题的关键，总结经验，采用合理、有效的办法加以解决，不仅能回收工质，而且可回收热量，提高汽轮发电机组运行的经济性。但燃料用蒸汽、净水室用伴热蒸汽、食堂用蒸汽、氢站用伴热蒸汽等疏水没有回收，仍待进一步的研究。

：

[1]哈尔滨锅炉厂.锅炉机组说明书[Z].1990.

[2]国家电力公司.国家电力公司一流火力发电厂考核标准（试行）[Z].2000.

[3]大庆油田有限责任公司.200MW机组汽轮机设备运行规程[Z].2009.