330MW燃煤发电厂降低水耗的措施浅析

李勇

江苏华电扬州发电有限公司运行部

0 概述

江苏华电扬州发电有限公司2×330MW燃煤发电供热机组先后于2005年5月和8月投产。该厂汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的C300/N330-16．67/538/538型亚临界一次中间再热、单轴、高中压缸合缸、双缸双排汽、抽汽凝汽式汽轮机;配置30%额定容量的Ⅱ级旁路系统;设计补给水率3%;设计循环水浓缩倍率为2．5倍。锅炉为东方锅炉厂生产的DG1036/18．2～Ⅱ4型亚临界、四角切圆燃烧、自然循环汽包炉;单炉膛π型露天布置;燃用烟煤;一次再热;固态排渣炉。[1]机组投产以来，一直存在水耗偏大问题，影响水耗因素具体分析如下。

1 影响全厂水耗的因素

通常，燃煤机组影响水耗主要因素有：锅炉排污、锅炉吹灰用汽、冷却塔补水、机组启停用水损失、热力系统阀门管道泄漏等。为此，须对这些因素进行全面分析，探索影响水耗的规律，寻找降低全厂水耗的有效途径。燃煤发电厂全厂补水量项目组成表见表1。

1.1 锅炉排污

为保证机组安全性和经济性，自然循环汽包锅炉须进行不断排污。锅炉排污分为定期排污和连续排污：定期排污主要是排出水冷壁下联箱不溶性沉渣和铁锈等；连续排污是排出锅水中含盐较高的锅水，降低锅水含盐量，维持锅水一定碱度。[3]排污目的是为了满足机组运行时汽水品质，防止锅炉受热面及汽机通流部分结垢。锅炉排污不仅造成机组工质损失、补水率升高，还伴有热量损失，影响机组热经济性。减少机组排污量可降低机组补水率，从而降低煤耗。[4]因此，机组运行中应重视排污系统运行方式，根据汽水品质合理调整排污量，以达到降低水耗、降低煤耗的目的。

1.2 汽泵密封水

公司装有两台汽动给水泵，一台电动给水泵。正常时，两台汽动给水泵运行，电泵备用。给水泵为上海电力修造厂生产的FK6D32型给水泵。给水泵装有固定衬套注射密封水卸荷型迷宫密封，保证泵运行时密封水不进入泵和泵送水不外泄露。汽泵密封水取自凝结水。密封水注射到密封腔内向泵送水方向流去，在卸荷环内与外漏的泵送水相遇，并由管道连通到前置泵进口。当密封水压力高于前置泵进口压力时，热水就不会从密封腔里泄漏。另外一些密封水沿着迷宫密封泄漏分成两路：一路直接排入地沟，一路经过U型水封排入凝汽器。[5]

机组投运初期，汽泵密封水回水通过U型水封回收至凝汽器时，经常出现U型水封破损影响凝汽器真空的现象。为确保机组安全运行，汽泵密封水只能直接排至地沟而无法回收利用，导致水耗增加。经分析，汽泵U型水封破损的主要原因是U型水封设计高度不够。为此，公司利用小修机会对U型水封进行了改造：将U型水封改为单级水封，同时增加水封高度。改造后的水封投运正常，汽泵密封水二漏得到了回收利用。与其它同类型给水泵的电厂相比，约可降低水耗5t/h。[5]改造后单级水封示意图如图1。

表1 燃煤发电厂全厂补水量项目组成表[2]

图1 单级水封示意图

1.3 锅炉吹灰

锅炉吹灰主要是清除炉膛、过热器、省煤器、空预器等受热面结焦、结灰等污染，增强传热能力，降低排烟损失，提高锅炉热效率。[6]每台炉共有蒸汽吹灰器98台：其中，空气预热器2台、炉膛46台、烟道长伸缩式吹灰器42台、省煤器固定旋转式吹灰器8台。程序设计为定期吹扫，吹扫顺序为：空预器→炉膛→过热器→中、高温再热器→低温过热器→省煤器→空预器。按此程控进行吹灰，每次全面吹扫约耗汽25t。因此，在受热面污染不严重时就开始吹灰程序会浪费大量蒸汽，增加水耗。因此，合理的定期吹灰有利于降低机组发电水耗。

1.4 机组启停

机组启停需消耗大量水资源。在启动阶段，仅锅炉上水就要消耗428t除盐水（其中凝汽器50t、除氧器150t、锅炉228t）。[1]此外，凝汽器真空建立前，所有疏水排放至地沟，不能回收利用。在启动初期阶段，由于轴封汽源、除氧器加热汽源及小机冲转汽源均取自邻机辅汽，这些蒸汽使用后最终回到本机凝汽器，使凝汽器水位不断上升。为控制凝汽器水位，除氧器将多余的水排至定排，以控制系统水平衡，从而造成水耗增加。

1.5 循环水浓缩倍率

循环水浓缩倍率是指采用湿式冷却水塔的电厂循环水与补充水含盐浓度之比。在循环冷却水系统中，循环水通过冷却水塔时水分不断蒸发，使循环水中的溶解盐类不断浓缩，含盐量逐渐增大。为了将循环水含盐量控制在一定水平，需排放一部分循环水，同时补充新水。循环水与新水含盐量之比即为浓缩倍率。浓缩倍率越小，补水率就越大。[7]

2008年，公司对2台机组开展了循环水处理优化试验。通过循环水系统阻垢、缓蚀等技术,全面评价循环水系统特点,掌握水质变化趋势。通过模拟试验探索循环冷却水最佳控制参数,最终实现了系统不结垢、不腐蚀的安全目标,降低了运行消耗,保证了循环水排水水质达标。通过试验，循环水处理方案得到了优化，确定了循环水阻垢剂加药量为8 mg/L,循环水浓缩倍率由设计值的2．5倍提高到2．75倍,循环水处理运行消耗大幅降低。发电水耗也得到降低，2台机组节约用水量达90t/h。[8]

1.6 其他汽水损失

除上述影响水耗因素外，机组运行时化学汽水取样、对外供汽、设备故障运行中检修进行隔离泄压放水、热力系统管道、设备、阀门、水泵等跑、冒、滴、漏等损失都会影响机组补水率和机组热经济性。[9]此外，运行中冷却塔、除盐水箱、闭冷水箱水位控制不当造成的严重溢流，也将造成机组水耗增大。

2 降低水耗的措施

2.1 正常运行时有关措施

1)合理控制锅炉定期排污和连续排污量。①定期排污严格按照定期工作计划，在夜班低负荷时执行。排污时适当开大工业水至定排扩容器减温水，完毕后及时关小，同时关闭就地定排手动分总门。②连续排污应根据汽水品质实际情况进行调整，在保证汽水品质前提下尽可能减小连续排污量。③连排扩容器水位严格控制在300mm左右，避免连排扩容器无水位运行。

2)合理控制闭冷水箱、除盐水箱、冷却塔水位。正常运行时，闭冷水箱水位控制在1 800-2 000mm范围内；除盐水箱水位控制在7．0-8．0m范围内；冷却塔水位控制在溢流口以下，减少闭冷水箱、除盐水箱、冷却塔的溢流；循环水浓缩倍率控制在2．75倍左右。

3)运行中及时跟踪闭冷水箱、真空泵等补水情况，发现补水量异常变大时，应及时查找原因，消除缺陷。

4)汽动给水泵正常运行时，密封水回水一漏回至汽泵前置泵入口，二漏应通过单级水封回至凝汽器。无特殊情况时，严禁将汽泵密封水回水排放至地沟。

5)凝泵密封水正常运行时回至凝汽器。无特殊情况，严禁将凝泵密封水回至地沟。

6)定期对汽机循环水系统、凝结水系统、给水除氧系统、辅助蒸汽等热力系统中的放水阀（疏水阀）进行检查；定期对锅炉定期排污手动分总阀、5%旁路疏水阀、顶棚过热器疏水阀、壁再疏水阀、省煤器放水门、吹灰器疏水阀、锅炉汽包事故放水门及系统安全阀、向空排阀门进行检查，发现内漏及时处理。

7)减少化学汽水取样损失，运行中将化学取样流量调整至最小。

8)严格控制主蒸汽、再热蒸汽、辅汽联箱、除氧器、热网管道等压力容器的压力在规定范围内，防止压力容器超压，造成安全阀动作使大量蒸汽向空排放。

9)规范和优化锅炉定期吹灰工作。逢单日早班炉膛P1、P2吹灰；逢双日早班炉膛P3、P4吹灰；每日中班烟道吹灰；每班一次空预器吹灰，如遇受热面结焦严重时可适当增加吹灰次数。吹灰结束后及时关闭疏水暖管。

10)使用冲洗水完成现场清洁后及时关闭相关阀门。

11)机组排水槽的废水通过排水泵回收至各自循环水系统。

12)提高运行人员巡回检查质量，及时发现系统中跑、冒、滴、漏缺陷，并联系检修处理。

13)冬季使用蒸汽采暖时，应将室温调至适当范围，避免室温过高增加蒸汽的消耗。

2.2 机组启停阶段有关措施

1)机组计划短期调停时，如果汽水系统无检修工作，锅炉、除氧器可不放水。开机时，如水质合格，可直接将汽包水位放至或补至点火水位启动机组。

2)机组启动且汽机真空建立后，应及时投入旁路系统。投运正常后，及时关闭炉侧5%旁路、壁再疏水门和顶棚至定排扩容器疏水电动门。

3)机组启停过程中尽量控制汽包水位和除氧器水位，避免因水位高进行事故放水。

4)机组启动时，合理安排小机启动时间，避免过早冲转造成蒸汽浪费：冷态启动时，主机中速暖机结束后，利用辅助蒸汽冲转汽泵；热态启动时，主机冲转前半小时，利用辅助蒸汽冲转小机；机组负荷达130MW时，及时将小机汽源切至本机四抽。

5)机组启动正常后，及时关闭锅炉5%旁路、顶棚疏水、壁再疏水及定排手动分总门，减少系统内漏。锅炉运行正常后及时将连排直通切至连排扩容器。

6)锅炉油枪全部撤出后，及时退出空预器连续吹灰，减少蒸汽消耗。

7)机组大、小修后凝汽器灌水检漏的水，若水质合格，可作为除氧器或锅炉上水用。

3 结语

降低机组水耗是发电企业节能降耗长期、重要的工作。本厂通过对各个生产环节的全面分析，确定了影响机组水耗的原因，并制定了相应的调整措施，使两台机组水耗大幅下降，机组经济性得到显著提高。