降低1号机组除盐水补水率的初步探究

沈霄华，施 宇，岑永权

(华能国际电力股份有限公司长兴电厂，浙江 长兴 313100)

随着电力工业的迅速发展，节能降耗愈发重要。发电厂的除盐水补水率也是一个影响电厂节能减排的一个关键指标。根据推测，补水率每升高1%，约影响发电煤耗3 g/kWh。因此，有必要研究如何机组运行中降低除盐水的补水率。而发电厂的除盐水补水率是指锅炉为保证机组连续出力而不断向炉内补充的化学二级除盐水量以补偿因排污等原因引起的各项损失量占锅炉蒸发量的百分率。补水率的计算公式：除盐水补水率=除盐水补充水量÷锅炉实际蒸发量×100%。因此，在考虑除盐水补水量的同时,也必须考虑锅炉蒸发量的变化。

1 华能长兴电厂1号机组除盐水系统

除盐水是一种利用各种水处理工艺,除去悬浮物、胶体和无机的阳离子、阴离子等水中杂质后，所得到的成品水[1]。除盐水中水杂质越少，水纯度越高。而长兴电厂的锅炉补给水系统由介质过滤器、管式加热器、超滤装置、一级反渗透装置、二级反渗透装置、混合离子交换器组成；介质过滤器内填装的是瓷砂滤料，主要用于水处理除浊，出水浊度可达2NTU以下，超滤装置对于水中悬浮、固体、胶体、大分子物质、细菌有较高的去除率，对BOD和COD有部分的去除率。RO装置分为一级RO装置和二级RO装置，作为混合离子交换除盐的预脱盐设备，RO装置能去除水中大部分盐类物质，混合离子交换除盐出水水质稳定、纯度高，是除盐系统的最后一道设备。而长兴电厂拥有两个45 000 m3的除盐水箱和2台功率为55 kW的除盐水泵，保证机组除盐水的供给。华能长兴电厂化学除盐水系统设备规范如表1所示。

表1 华能长兴电厂化学除盐水系统设备规范

2 1号机组除盐水补水率较高的原因分析

一般来说，造成除盐水补水率偏高的原因可能为1号机组蒸汽量用量变大，除盐水损失变大；除盐水补水量需求变多，补水量加大或机组蒸发量改变这两个方面。

2.1 机组蒸汽量用量变大

机组蒸汽量用量变大，除盐水损失变大对1号机组除盐水补水率的影响主要包括2号机组邻机组启动用汽、机组疏水阀内漏，锅炉吹灰，机组排污等原因。

2.1.12号机组启动

华能长兴电厂是两台660 MW机组，两台机组分别拥有一个辅助蒸汽联箱，在2号机组准备启动时，2号机组的辅助蒸汽是1号机组提供的。在2号机组启动时，2号机组需要对除氧器加热，冲转气动给水泵与两台汽动引风机，主机的轴封用汽，2号机组的冷态热态冲洗等操作，需要提供较多的蒸汽和除盐水，此时的蒸汽大都由1号机组提供，在2号机组启动时，1号机组的除盐水补水率与平常比较明显变大，甚至超过平常补水率的2倍以上(见表2)。

表2 2号机组启动时与调停时1号机组除盐水补水率的比较

由表2可以看出，2号机组启动极大地影响了1号机组的除盐水补水率，这是一个影响1号机组除盐水补水率的重要因素。

2.1.21号机组疏水阀内漏

在机组运行中，1号机组的疏水阀大都关闭，而汽机侧的疏水阀大都排至凝汽器，汽机侧的疏水至无压放水阀门大都为关闭状态，而且汽机侧疏水阀门经过测温后阀体温度较低，故汽机侧疏水阀门不影响1号机组的除盐水补水率，同样，锅炉侧疏水阀门经过测温后又多个阀门阀体温度较高，且锅炉侧疏水排至疏水扩容器至锅炉疏水箱，锅炉疏水箱水质未经检验直接排至内循环水管道，不回收至凝汽器，锅炉侧疏水箱水位经常处于高水位，虽经常通过疏水泵排出，水位降低后1号机组运行时疏水箱水位又上升较快，经以上分析后，发现1号机组锅炉侧疏水阀内漏也是影响1号机组除盐水补水率的重要因素。

2.1.31号机组锅炉本体吹灰

华能长兴电厂锅炉炉膛布置76只墙式吹灰器，上炉膛屏区和水平烟道及低温过热器布置有40只长伸缩式吹灰器，省煤器布置有8只半伸缩式吹灰器，空预器布置有4只伸缩式吹灰器。锅炉吹灰每个班都要进行，目的是对锅炉及尾部烟道的受热面的积灰进行吹除，保证锅炉受热面的干净整洁，保证锅炉的换热效率高，经济效益好。但1号机组在吹灰时，吹灰时间为日0时至2时，10时至12时，16时至19时，所需要的蒸汽量大大增加，而这一部分蒸汽经过吹灰后通过引风机抽出，所以在1号机组吹灰时，锅炉的除盐水补水量明显加大(见表3)。从表3中可以看出，吹灰期间的除盐水补水量明显大于机组非吹灰期间的除盐水补水量，机组在吹灰时除盐水补水量为60 t甚至70 t的除盐水补水量，而平时1号机组运行6 h也只需要20 t左右的除盐水补水量，所以1号锅炉本体吹灰也是影响1号机组除盐水补水量的重要因素。

表3 1号机组7月14日除盐水补水量历史趋势表

2.2 除盐水补水量需求变多

除盐水补水量需求变多，补水量加大或机组蒸发量改变主要包括机组负荷变化，集控用户补水量加大，非发电用水以及汽机侧定冷水箱和凝结水补水等原因。

2.2.11号机组负荷变化

补水率是指补入锅炉、汽轮机设备及其热力系统并参与汽水系统循环的除盐水补水量占计算期内锅炉蒸汽量的比例，所以在1号机组负荷不一样时锅炉的蒸汽量比例区别较大，在同样补水量的同时，机组的负荷越高，机组的蒸发量越大，机组的补水率相对来说比较小，在华能长兴电厂选取不同的负荷下补水率的比较见表4。

表4 1号机组在不同负荷下除盐水补水率的比较

从表1可以看出，在负荷高的情况下，1号机组的除盐水补水率明显较低，表明1号机组的除盐水补水率与1号机组负荷的高低有着密切的关系。

2.2.2集控用户补水和非发电用水

联系运行部脱硫，化学专业与燃运部过后，相关专业的除盐水用户较少，而集控用水包括除氧器上水、高加注水、闭式水箱注水等操作只在1号机组启动前会进行这类操作，平常运行中阀门处于常关状态，不影响1号机组除盐水补水率。

3 缓解1号机组除盐水补水率高的现状

通过初步的探究后，得出影响1号机组除盐水补水率的主要原因有2号机组启动、

1号机组负荷、1号机组锅炉吹灰、1号机组锅炉疏水阀内漏。针对这几项原因，采取了以下相关措施。

(1)尽量减少2号机组的启停次数，在2号机组小修期间，处理好2号机组存在的缺陷，将影响2号机组稳定运行的隐患都消除在萌芽之中，同时，在启动2号机组的过程中，尽量缩短2号机组地启动时间，让2号机组顺利且快速启动，完成并网并接带负荷运行。这样，2号机组的启动影响1号机组除盐水补水率的因素将大大降低，1号机组的除盐水补水率也有一个明显地下降。

(2)营销部与运行部加强沟通，同时与省调加强联系，在完成机组预定负荷的情况下，尽可能地争取电力负荷，保证1号机组长期处于高负荷的稳定运行工况下，加大机组蒸发量的同时降低了1号机组的除盐水补水率。

(3)在调整吹灰方式上，1号机组积极按照华能长兴电厂关于机组吹灰的各项规定，在保证受热面清洁的情况下，按照每天不同的班次不同的吹灰方式，并在吹灰前暖管结束后及时关闭吹灰疏水阀门，减少不必要的蒸汽损失，按照规定的蒸汽压力进行吹灰，同时在机组负荷偏低的情况下，减少吹灰甚至暂停吹灰，大大降低1号机组的除盐水补水率。

(4)在锅炉侧疏水阀门方面，在机组运行期间，运行部巡检人员加强对各疏水阀门温度的检测与声音的倾听，若发现疏水阀门存在温度过高，内漏严重的情况下，首先汇报，并将此疏水阀门关紧，减少因阀门内漏造成的疏水损失。同时，加强对疏水箱水位及水质的监测，在疏水箱水位高于正常值时及时同时化验部门对疏水箱水质进行化验，若水质达标，则尽量将疏水箱的疏水排放至凝汽器，回收疏水，减少工质的浪费，同时能够较好的降低1号机组的除盐水补水率。

在相关措施执行后，观察2017年8月至10月的1号机组除盐水补水率(见图1)，由图1可以看出，1号机组的除盐水补水率有了明显地下降，从原先的1.045%下降至8～10月的除盐水补水率平均值0.82%，这说明对于1号机组除盐水补水率的初步探究是成功的，发现了1号机组除盐水偏高的主要原因，并采取相应措施后，得到了很好的改善，达到了节能降耗的初步要求。

图1 1号机组在采取相关措施后除盐水补水率的变化图

在降低1号机组除盐水补水率，经过降低1号降低除盐水的进一步探究后，可以采取相关的巩固措施，来实现进一步降低1号机组除盐水补水率的目标。包括对凝汽器热井水位的设定值修改成高于600 mm，允许备用泵启动，加强对各水质的严格监测，发现水质出现异常后汇报，避免机组进行不必要的换水及排污工作。

4 结语

电厂的节能减排工作任重道远，关于如何降低运行机组的除盐水补水率的研究也永远不会停止，本文只是通过对1号机组的除盐水补水率有了一个初步的了解，在将来1号机组的运行中，还会加强对降低机组除盐水补水率的研究，力求在短时间内能够更快的降低机组补水率，达到节能降耗的目标。

参考文献：

[1] 李青，高山，薛彦廷. 火力发电厂节能技术及其应用[M]. 北京：中国电力出版社,2007.