发电厂除盐水补水率分析

２００６年第４期（总第４３期）　山西楚强与节楚　ＳＨＡＮＸＩ　ＥＮＥＲＧＹ　ＡＮＤ　ＣＯＮＳＥＲＶＡＴ１０Ｎ　２００６年１２月出版　发电厂除盐水补水率分析　张守彬　（阳光发电公司，山西阳泉０４５２００）　摘要：发电厂是耗能大户，节能潜力很大，其发电用除盐水的补充水率就是一个需要分析研究的重要　课题，通过对除盐水的分析，采取暖风器疏水回收、火险探头冷却、合理排污、疏水系统改造等措施，力　求找到降低除盐水补水率的有效途径，节约能源。　关键词：除盐水；补水率；分析　中图分类号：ＴＭ６２１．８　文献标识码：Ｂ　量约是夏季工况补水量的一倍甚至更多，历年运行中，最高　时补充水量可到７万ｔ／月，补水率达２．８％，以下是２００５年　与２００２年阳光发电公司补水量完成情况对照（见表１）。　表１　２００２年与２００５年补水量变化情况　万ｍ　１除盐水补水率　发电厂的除盐水补水率（以下简称补水率），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　时间　１月　２ＩＪ　３ｋ１　４月　５月　６月　７月　８ｋｌ　９月　ｌＯ月　Ｉ１月　ｌ２月　合计　２００２锥　７８９　５．９ｌ　５．６３　４．１Ｏ　３－３２　３．４９　３．２５　３．１Ｏ　３．３４　２．６ｏ　５＿３１　３．９５　５１．８９　．百分率。根据《国家电力公司一流火力发电厂考核标准》中　关于补水率的规定，其计算公式为：　补充水量／锅炉实际蒸发量Ｘ　１００％　根据电力系统《节能监督实施细则》中规定，其计算公　式为：　补充水量／锅炉额定蒸发量Ｘ　１００％　２００５拒　４７６　３．８８　２．６２　２．６９　２．５５　３．７６　３．９７　３．１７　２．４８　３．Ｏ３　３．４５　５．Ｏ２　４０－３８　．通过曲线分析：　ａ）冬季补水量在２００２年１月份达到７．８９万Ｉ，而在夏　季１０月份为２．６０万ｔ，可见冬、夏季补水量变化较大；　ｂ）在２００５年补水量中，冬季最大在５．０２万ｔ（１２月　份），因目前１号、３号炉暖风器疏水已完成回收改造，补水　量得到一定程度控制；　可以看出：电力行业补水率在计算方法上存在一定分歧，　那么是以实际蒸发量计算合理，还是以额定蒸发量计算合理　呢？我以为以那一个作为计算依据并不重要，关键在于要在行　业内统一，这样同行业比较才有可比性，分析结果才有价值，　否则以额定蒸发量计算的结果偏小，以实际蒸发量计算的结　果值又偏大，将其拿在一起比较是不合适的。在这里建议行业　规范时，统一以额定蒸发量作为计算补水　的依据。　ｃ）２００５年单位电量消耗除盐水量０．０５　ｋｇ／ｋＷ・ｈ，比　２００２年０．０７　ｋｇ／ｋＷ・ｈ下降了０．０２　ｋｇ／ｋＷ・ｈ，这是节水项目实　施后取得的收效；　ｄ）从表１上看２００５年与２００２年相比，补水量下降了　１　１．５１万Ｉ，每吨除盐水按３０元计算，可节约资金３４５万元。　３．２排污控制情况的影响　排污量较大时，补充水量增大，反之则减小，公司应借鉴　同类厂采用的连排流量在线监测装置，比如谏壁发电厂与国　２补充水率标准　补充水率标准在《节能监督实施细则》中明确规定　单机容量在３００　ＭＷ及以上＜１．５０％　单机容量在３００　ＭＷ以下＜２．００％　电公司热工研究所和上海电力学院合作开发的连排流量在线　监督装置，以ＳｉＯ：和导电度作为控制参数，有效地控制汽包锅　炉排污流量，用ＮａＯＨ＋Ｎａ３ＰＯ　工艺，提高了炉水品质，避免因　３影响补水率因素分析　补充水量的影响因素较多，如冬、夏季的影Ⅱ向、排污持大　小的影响、吹灰方式变化的影响、热力系统阀门管道泄漏等　ｐＨ值指标不合格进行的大量排污，有效地控制了汽水损失。　３．３吹灰的影响　等，只有对这些诸多因素进行深入分析，才能找到影Ⅱ向补水　率变化的原因，从而找到降低补水率的有效途径。　３．１季节的影响　吹灰方式改变时，消耗的蒸汽量变化，对补水率影响程　度发生变化，只有合理地吹灰才能既保证受热面的清洁，同　时减少对受热面的吹损和减少吹灰造成的过热蒸汽量的损　季节是影响补水率的一个较大因素，凶为在冬季　先足　机房、厂区供热增大了辅助汽源的消耗量，使补水率增大，为　了保证空预器安全运行及避免尾部受热面低温腐蚀需要暖　风器投入，补水率增大。以阳光公司为例，冬季运行时其补水　收稿日期：２００６—０５—２９　失，这需要检修及运行人员的密切配合才能够很好地完成。　３．４热网供热的影响　包括机房一、二单元的供热，厂区办公楼供热，化学取样　管伴热等等，热网工作人员应根据环境温度的变化及时调整　供汽量，减少不必要的热量损失。　３．５机组启动阶段影响　作者简介：张守彬（１９６３－　），男，山西阳泉人，１９８２年毕业　于山西省电力学校热能动力专业，工程师。　机组启动阶段的节能问题是一个容易忽视的问题，如炉　水不合格需放水，凝汽器找漏等均需要及时协调，统一指挥　维普资讯 http://www.cqvip.com

２００６年第４期　张守彬：发电厂除盐水补水率分析　４，５精心操作。加强设备治理　・２ｌ・　才能尽力缩短机组启动时间，减少各项能耗损失。　３．６热力系统管道、阀门内外漏等影响　要加强对热力系统的巡回检查，及时发现泄漏点，尤其　为避免中间水箱溢流造成的损失，减少因调整原因引起　的汽水损失，减少设备内外漏。对节水能手及节水改造中的　技术能手给予奖励。　应加强对地沟等隐蔽位置系统的检查，及时发现，及时堵漏。　除盐水补水量见表２。　表２除盐水补水量　％　５节水措施实施后的补水率变化跟踪　随着公司历年对设备治理力度的不断加大以及节水措　用水分项　暖风器　排污　不明漏量　热网　吹灰　其他　占比例　２９　２７　３ｌ　ｌＯ　ｌ　一　，　施的实施，目前补水率逐年下降，补水率由原先最高的２．３８％　下降到目前的１．３７％，煤耗下降１．０１　ｗ・ｈ，年节约标准煤　７　８７８　ｔ（年发电量按７８亿ｋＷ・ｈ计算），产生了可观的经济　效益。补水率变化见图１。　２．５　２　１．５　ｌ　０．５　４降低补水率的具体措施（近几年实施的节水项　目情况）　为了最大限度地降低补水率，近年来，阳光发电公司先　后实施了多项节水项目，使补水率逐年下降并产生了很好的　经济效益。　４．１　暖风器疏水回收项目的实施　０　２０００　２００ｌ　２００２　２００３　２００４　２００５　巨　图１　历年补水率变化趋势图　考虑到暖风器是影响冬季补水率的重要因素，公司对暖　风器节水项目进行了相关的调研，对系统进行改造，将暖风　器疏水引至凝汽器，整个系统采用了不锈钢材料以保证疏水　品质。目前１号、３号炉暖风器疏水已实现疏水回收。　４．２火检探头冷却介质更改　６建议和结论　ａ）节约除盐水足发电企业节水工作中的一项长期重要　：ｒ　作；　ｌ　）以不剔除时的补水率作为同行业比较依据更合理，　更能体现补水率水平；　ｃ）在保证水质的前提下，减少排污引发的损失是降低　补水率的有效途径；　为了节约除盐水量，将原来的火检探头除盐水冷却改为　空气冷却，减少了影响因素。　４．３合理排污。降低补水量　由于排污水参数较高，流量较大，所以它是影响补水的　重要因素之一，但是为了保证炉水品质，按《节能监督实施细　则》规定排污率不能低于０、３％，否则将对锅炉的安全长期运　行造成隐患，要求运行人员及时调整排ｆ亏量，并将排污列为　锅炉经济调度的重要内容之一。　４．４疏水系统改造　ｄ）探索制水工艺，努力降低化学自用水率；　ｅ）组织调研，学习先进企业的做法，好的项目坚决立　项、实施，将补水率水平推上新台阶；　ｆ）继续搞好“同业对标”活动，将先进技术学到手并应　用到实际生产中，尽快为企业产生经济收益。　参考文献：　为最大限度地减少系统内漏，高压疏水阀门选用较先进　的设备，近几年，公司利用机组大小修对设备系统进行优化，　如在２００５年１号机组大修中，使用美国ＶＴＩ公司生产的电　动球阀５个（２号、３号、４号已经使用），球阀关闭力矩小并　易于关严，减少了内漏引发的工质损失，同时提高了阀门的　抗冲刷能力。　［１］　汪孟乐主编．火电厂热力系统分析［Ｈ］．北京：水利电　力出版社，】９９０．　［２］　林　超。火电厂热力系统节能理论［Ｈ］．西安：西安交　通大学出版社，１９９４．　（上接１９页）格确定应用范围。　也将大幅降低，因此，海上ＬＮＧ可以作为该市常规气源使用。　４．３吉林油田ＬＮＧ项目　４．１　国内已建ＬＮＧ气源只可作为调峰气源引入　国内ＬＮＧ出厂价基本在１．４元／ｎ１’左右，而ＬＮＧ的运费　基本在０．０５元左右／ｍ　ｋｍ，根据不同的运距，ＬＮＧ列沈阳价　格也不相同，例如广汇天然气到沈阳４　０００　ｋｍ，运费将达　２．００元／ｍ３，因此刮沈阳价格在３．４元／ｍ］以上，陕北ＬＮＧ距　沈阳２　０００　ｋｍ，但出厂价较高，到沈阳价格也在２．８元／ｍ　以　上，鄂尔多斯天然气预计将与陕北相同，由于其价格已高于　目前我市售价，因此以上气源只能用作调峰气源。　４．２海上ＬＮＧ　吉林油田最近成功开发出高产气井，并在策划ＬＮＧ项　目，预计其建成后ＬＮＧ出厂价应在１．７—１．８元／ｍ３，而运至沈　阳运费只有０．２　０．３元／ｍ３，因此如果吉林油田ＬＮＧ项目建　设完成，其也可作为沈阳市常规气源，但由于供量较小，只能　作为补充气源。　５结论　天然气具有技术、经济、环保等多方面的优点，将是未来　增长最快的能源。ＬＮＧ能源在沈阳的应用，无论在技术上，还　是在经济上都是可行的。因此，建议沈阳市有关部门将ｔａＮＧ　作为全市气源发展的方向之一大力引进，以满足我市经济快　目前，沈阳市所能接收到的海上进口ＬＮＧ最近的港口是　大连，根据该市与中石油大连价格协商，预计ＬＮＧ到沈价格　应在２．００元／ｍ３左右，已低于我市目前天然气售价。一旦海上　ＬＮＧ进入沈阳，其供量将迅速增加，由于规摸效应，供气成本　速发展对天然气资源的需求。