從除鹽水角度研究節能降耗

馬慶柱， 王志新， 劉 輝， 黃菊艷（.哈爾濱工業大學能源科學與工程學院，黑龍江哈爾濱 5000；.大慶油田電力集團油田熱電廠，黑龍江大慶 6334）

0 引言

某電廠一期工程3×200MW汽輪發電機組先后投產于上世紀九十年代初，其用水來源于地方水庫，主要擔負著為所在城市工業和居民生活發電任務以及向部作者簡介： 馬慶柱（1971-），男，黑龍江密山人，研究生，高級工程師，研究方向：汽輪機運行、熱網調控與經濟技術管理；

王志新（1961-），男，山東武城人，大學，高級工程師，研究方向：發電廠及電力系統控制及節能優化；

劉 輝（1972-），男，吉林吉林人，博士，副教授，博士生導師，研究方向：煤粉低氮燃燒技術和選擇性非催化還原技術；

黃菊艷（1966-），女，湖南湘潭人，本科，高級工程師，研究方向：電廠化學。分地區1000多萬m面積供熱的任務，年耗水量1000多萬t，是名副其實的耗水大戶。其中年補入鍋爐、汽輪機設備及其熱力系統并參與汽、水系統循環和其它生產及非生產用除鹽水的補充水總量為45萬t。

1 用水概況

1.1 給水品質及損失要求

表1 鍋爐給水品質

鍋爐給水品質見表1。

文獻[1]給出：在給水品質達到表1標準時，鍋爐的連續排污率1%，廠內水汽損失率2%。

補水率在文獻[2]中明確規定：單機容量小于300MW的機組低于2.0%。

1.2 除鹽水使用情況

某電廠近兩年除鹽水使用情況見表2。

由表可知：2010年、2011年供出除鹽水量分別為459097t和447161t。2010年補水率3.94%，2011年補水率3.67%。補水率是在爐暖風器和蒸汽吹灰系統未投入情形下計算的，可見其與一流標準值的差距及其內在的節能降耗潛力。

2 損耗原因

2.1 熱源點系統原始設計缺陷

熱源點疏水因管路設計原始缺陷導致水質經常不合格，無法回收。熱源點系統如圖1所示。由圖看出，爐熱源點是廠內汽暖回水的匯集場所，匯集有機爐0m暖汽與暖風器、爐10m暖汽與暖風器、燃料汽暖、41.8m暖汽的疏水回水，其中經疏水泵一路有至灰溝、至熱網除氧器及至低壓除氧器三方走向。由于汽暖用汽情況復雜，供熱管線長且多，采暖初期投運時熱源點疏水品質不合格，疏水打向熱網除氧器，等到品質合格往低壓除氧器倒換時，就有總計近40m長的往熱網除氧器管段位列于往低壓除氧器管段的上方，該管段的污垢就會隨蒸汽凝結回流進入低壓除氧器，導致給水品質不合格。因此，這種布局極不合理。

2.2 非生產用汽監督管理不規范

非生產用汽引發的工質及熱量損失不容樂觀。統計表明：2011年補水率同比下降0.27%，非生產補水率除5月份外，其它月均比同期有所上漲，導致年累計上漲0.12%，漲幅達26.09%。非生產用汽廠外部分的蒸汽、熱水示意如圖2所示。

2010 年為某小區、某老電廠等熱力用戶送汽53631t（壓力1.08MPa，溫度300℃，焓為3048.2kJ/kg），2011年為70 617t，同比增長31.672%，2010年影響供電煤耗1.82g/kWh，2011年為2.30g/kWh。由于非生產用汽監督管理機制不完善，在供汽過程中汽量損失較大，出現過某燈崗路面兩側管線持續泄漏一冬無人治理的情況，同時熱力用戶隨意用汽現象普遍存在。

表2 全廠全年除鹽水使用情況

因某老電廠鍋爐停運，冬季需持續向其送汽，近期預計還要承擔向某分站供汽的任務，可見對非生產用汽的溝通管理迫在眉睫。

2.3 機組運行方式有偏差

從表3可以統計出：三機運行方式下，廠房汽暖補水率0.1307%（2.0213t/h）；制冷機補水率0.1874%（2.7261t/h）；單機運行補水率：#1機＞#2機＞#3機（由于近幾年電廠單機運行方式只在非停或節假日出現，采樣點少，補水率統計偏大，但趨勢正確）。同時還可以看出：機組長期平穩運行時，雙機或三機方式，無論是帶全廠汽暖，亦或是帶制冷機（電廠不帶采暖又不帶制冷機全年少于20d），補水率均可控制在3.438%～3.781%，而全年統計補水率采暖期為3.561%，非采暖期為4.019%，說明機組啟停及帶病運行對補水率影響較大。

為此，給出“平穩補水率”概念：指統計區間內機組處于相對平穩的泄漏水平，在同等方式和工況（一般為定參數）下所帶廠用蒸汽系統等處于相對穩定時獲得的補水率。由此可以算出廠房汽暖補水率、制冷機補水率以及平均的瞬時補水流量，進而對機組的泄漏水平做出客觀的評價，表5和表6的定排應疏水率和方式切換影響水率就是基于它不同時間段內的差值和補水率與平穩補水率的差值計算得出的。

表3 機組各種運行方式下平穩運行時的補水率

此外，由于機組平均負荷低，單機年運行小時數達到7750h以上，高溫汽源疏水、30%旁路系統疏水、軸封供汽疏水、工業抽汽疏水、廠用蒸汽疏水及高加聯成閥與保護水泄水由于參數較高，且流量長期存在，該類疏水在工質和熱量損失中的比重不容忽視。

2.4 閥門泄漏

高加危急疏水電動門不嚴或操作不當導致鍋爐定排系統閥門損壞引起閥門內漏，造成損失。

在機組大小修后因為汽水系統設備管道不干凈造成汽水品質差，在進行排污開啟疏放水閥門時致使閥門密封面磨損，或因操作不當導致閥門損壞；另外為不使電動門的電動部分過力矩損壞，電動門在關完后留有1/4～1/2圈的余扣，這樣不可避免地造成高加危急疏水電動門內漏。上述原因都可能引起機組運行時閥門內漏或外漏，造成能量損失。

部分關閉閥門壓蘭溫度對比情況見表4。

表4 部分關閉閥門壓蘭溫度對比情況 ℃

從表4中可以看出：#1、#3機組高加系統危急疏水門不嚴較為嚴重。

2.5 操作標準化程度不高

機組運行時化學汽水取樣損失、制冷機冷媒水損失、設備故障運行中檢修進行隔離消壓放水造成的汽水損壞（給水系統放水、凝結水系統放水等），設備質量差，汽水系統管道、設備、閥門、水泵軸承等跑、冒、滴、漏（見表4中#3機熱網危急疏水門和三臺爐暖風器供汽門不嚴）以及啟停機爐操作的標準化程度不高等，造成了工質和熱量損失。

3 損耗分布

將某電廠的3臺爐看成是1臺大的鍋爐，鍋爐瞬時蒸發總量定義為3臺爐的蒸發量與假想爐相應運行時間跨度的比。通過損耗原因分析，為便于說明問題，分別計算出2011年度采暖期和非采暖期某電廠補水率分布情況，分別見表5和表6。

從表中可以看出：某電廠的連續排污率及廠內水汽損失率均大于文獻[1]中的要求，在補水率分布中，非生產用汽、燃料用汽、連排疏水和其它情況損失占的比重較大，非采暖期因啟停機次數的增多，這方面的補水率上漲明顯。從生產現場可以看到：其它情況損失里表4中因素所占的比重較大。結合現場實際，基于節能降耗角度考慮，可在除塵灰斗加熱蒸汽管線上加裝流量計量裝置。

從表中也可以看出：運用平穩補水率可以洞晰出某電廠1t/h以下的機組泄漏量，為此可以將它作為機組檢修前后、閥門泄漏、啟停機操作、安全門定砣、凝汽器注水查漏等情況的對比評價指標，從而為對標精細化管理提供可靠保證。

4 降耗措施

4.1 力爭回收疏放水

通過對機組疏放水系統增加二次門，減少高品質蒸汽泄漏，提高機組經濟性，降低供電煤耗的同時，采用疏水排污廢熱廢水回收技術，在生產廠房后定排疏水擴容器附近設置回收裝置，先將高加危急疏水、鍋爐一二次汽疏水、汽包事故放水和油區伴熱疏水等改入熱源點疏水箱，同時將高溫汽源疏水、30%旁路系統疏水、軸封供汽疏水、工業抽汽疏水、廠用蒸汽疏水、高加聯成閥及保護水泄水等與汽暖回水同時經除鐵過濾器

表5 采暖期補水率分布情況（鍋爐瞬時蒸發總量：1515.726t/h）

表6 非采暖期補水率分布情況（鍋爐瞬時蒸發總量：1214.022t/h）

導入爐熱源點疏水箱，再將鍋爐定排疏水、不合格的爐熱源點疏水及熱網危急疏水等回收后補入熱網回水1020管路。化學取樣水在調整流量至最小的前提下，回收引入爐熱源點疏水箱以實現熱量和工質回收的目的。

其中爐熱源點疏水在水質不合格時采暖期導入熱網回水 1020管路，非采暖期導入灰溝或排污井；水質合格后徑直倒往低壓除氧器，這樣可有效地避免熱網除氧器疏水管段（可以取消）對回收疏水品質的干擾，達到疏水充分回收的目的，同時在非采暖期也可回收高溫汽源疏水、30%旁路系統疏水、軸封供汽疏水、工業抽汽疏水、廠用蒸汽疏水、高加聯成閥及保護水泄水與化學取樣水等。

制冷機除鹽水補水量為2.7261t/h，主要分兩部分，一部分是廠用六抽蒸汽消耗，凝結水排往地溝，續汽量約為1.5t/h（0.2MPa額定壓力下，汽量為1.7t/h[3]），可引凝結水至1號機組#1軸封加熱器疏水水封前加以回收；另一部分是冷媒水循環過程中的泄漏，其汽量為1.2261t/h，嚴格來講系統是不應該有漏泄的，所以應加強這部分流失的維護工作。

供暖投入后，及時將鍋爐連排疏水倒往熱網線路水泵入口母管。

4.2 完善非生產用汽監督管理機制

由相關部門牽頭，在去某換熱站蒸汽管線上加裝流量計量裝置，同時在廠前區加裝兩塊熱水流量表計，爭取與非該廠熱力用戶實現貿易結算方式，促使熱力用戶增強節能降耗意識，從根本上解決隨意用汽現象和管路泄漏無人治理的局面。

4.3 優化機組及系統運行方式

優化系統及合理調整機組運行方式，可以從根本上減少不必要的汽水排放量。

（1）營造機組平穩運行的方式，減少機組啟停次數，加強與省網調度的溝通聯系力度，盡最大努力提高機組平均負荷。

（2）根據廠用蒸汽聯箱在1號爐10m的情況，可考慮單機運行時優選3號機組，其次是2號機組；機組切除工業抽汽時可考慮優選3號機組，其次是2號機組，這樣在一定程度上可以減少廠用蒸汽及工業抽汽管路的疏放水排泄量。

（3）逐步完善機組各種運行方式下、同等運行方式條件下某項涉及泄水的操作前與后及各種啟停機操作、安全門定砣、凝汽器注水查漏等情況的補水量尋優措施，用以指導生產實際。

4.4 加強汽水系統的維護

對于化學閉式循環冷卻水、真空泵工作液補充用水、爐暖風器供汽以及其它疏水、排污、泄漏等引發的汽水流失，應加強設備維護，盡量減少系統跑、冒、滴、漏造成的能量損失。

充分利用機組停運檢修機會或運行中對系統進行隔離，消除跑、冒、滴、漏，對存在內外漏的閥門、設備進行檢修或者更換。為防止閥門內漏造成汽水損失，在機組啟動前首先對各系統疏放水門進行冷緊，特別是對那些高溫高壓的疏放水閥門在機組啟動過程中隨著壓力和溫度的升高分時段進行熱緊，此外在熱網系統初停時亦應采取此種辦法。

4.5 細化操作標準

對于水位計沖洗、至氫站用凝結水、油槍吹掃蒸汽、除塵灰斗加熱蒸汽、食堂用汽、高壓除氧器排氧帶汽以及機組啟停過程中耗用汽水等的流失，可以采取細化操作標準，合理控制疏放水系統和排污系統的排放量。

在3號機組供暖聯箱上、3臺機組軸封供汽調整門前及3號機組廠用五、六抽母管末端等處加裝溫度測點，依據溫度控制疏水量。

嚴格執行運行規程及安全規程的規定，進行鍋爐疏水系統、鍋爐排污系統和汽輪機疏放水系統的投用、調整和停止操作。其它非生產用汽水更應仿此細化投用、調整和停止操作標準。

修復連排流量在線監督裝置中SiO2和電導率程控調整排污量的功能，科學利用化學制劑維持pH值在正常范圍的同時，根據近幾年風電、水電大發對火電機組集中時間打壓的實際情況，低負荷運行期間，適當縮減連排流量、延長定排周期，優化連續排污與定期排污的組合方式，使排污浪費的流量達到最低值。

4.6 根據氣溫變化適時調整用汽量

根據環境溫度的變化及時調整至氫站伴熱蒸汽、凈水室用伴熱蒸汽、燃料用蒸汽、油區伴熱蒸汽及廠房汽暖用汽等的蒸汽量，減少不必要的損失。

根據統計：廠房汽暖補水量為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，可見燃料用蒸汽量尚有一定的調整空間。

5 效果展望

5.1 節能

機組經過運行調整、技術改造后，按補水率下降50%考慮，采暖期補水率可下降1.78%，非采暖期補水率可下降2.01%，年補水率可達到2.0%以下。按照補水率下降1.0%，供電煤耗下降1.5g/kWh，原煤價格210元/t，采暖期供電量17.27億kWh，非采暖期供電量13.33億kWh計算，機組由于補水率下降年可節省費用為：

采暖期：

1.78 ×1.5 ×17.27×10-6×210×108×29 308/14 000=202.71萬元；

非采暖期：

2.01 ×1.5 ×13.33×10-6×210×108×29 308/14 000=176.68萬元。

5.2 節水

某電廠軟化水價格6.67元/t，除鹽水價格9.87元/t。

采暖期：補水率下降1.78%，另有0.35%左右的補水率可演變成軟化水補充量，采暖期鍋爐蒸發量為6854 102t，年采暖期節省水量折合人民幣為：6854 102×1.78%×9.87+6854 102×0.35%×6.67=136.42萬元。

非采暖期：補水率下降2.01%，非采暖期鍋爐蒸發量為5331983t，年非采暖期節省水量折合人民幣為：5331 983×2.01%×9.87=105.78萬元。

可得年節約資金：

202.71 +176.68 +136.42+105.78=621.59萬元。

6 結語

通過對除鹽水用量的剖析，查找問題的關鍵，總結經驗，采用合理、有效的辦法加以解決，不僅能回收工質，而且可回收熱量，提高汽輪發電機組運行的經濟性。但燃料用蒸汽、凈水室用伴熱蒸汽、食堂用蒸汽、氫站用伴熱蒸汽等疏水沒有回收，仍待進一步的研究。

：

[1]哈爾濱鍋爐廠.鍋爐機組說明書[Z].1990.

[2]國家電力公司.國家電力公司一流火力發電廠考核標準（試行）[Z].2000.

[3]大慶油田有限責任公司.200MW機組汽輪機設備運行規程[Z].2009.