600MW机组节水降耗措施

600MW火力发电机组节水降耗研究【摘要】：本文依据电厂设计的水质平衡，对电厂内部的水用户的用水情况进行统计分析，寻找问题“对症下药”。

同时对全厂水资源和废水资源进行合理的调配，降低设备的耗水量，对全厂废水合理回用，尽量做到循环用水、梯级用水、一水多用。

通过实施完善全厂水网监测系统，优化掌握全厂用水情况，提高水资源利用效率，把我们的电厂真正建设成为一个本质安全、资源节约、环境友好、具有一流竞争力的企业。

【关键词】：600MW火电机组，节水，研究
水务管理的思路和主要内容包括以下几点：
一、回归设计：按设计说明书中节水设计原则和方案调整各系统运行方式，达到设计标准和要求。

二、进行水平衡试验，找出潜在的节水效益点，减少不合理的用水方式和耗水，配备必要的用水计量关口表计，并定期校验。

三、优化运行，通过对全厂水资源和废水资源进行合理的调配，降低设备的耗水量，对全厂废水合理回用，尽量做到循环用水、梯级用水、一水多用。

四、提升管理，深挖潜力，采用新技术、新工艺，通过节能改造以及标准运行方式的制定、实施来降低可控耗水量。

1 节水采取的措施及主要工作
几年来，沧东公司在深度节水方面采
取的措施和进行的主要工作如下：
1.1 回归设计
沧东公司的生产用水和生活用水按照系统划分成淡化水系统、生产水系统、化学水处理系统、除盐水及机组汽水循环系统、闭式冷却水系统、除灰渣水系统、煤场用水系统、脱硫用水系统、厂区生活水系统、消防水系统、废水处理系统、绿化用水系统12个子系统，自09年末实现4台机组商业运营后，对照设计说明，规范水系统运行方式，制定各系统用水标准和节水措施，逐步实现回归设计。

1.2 全厂水平衡试验
2010年09月份，四台机组全部投运近一年，为了查清全厂目前的用水状况，摸清全厂的取水量、用水量、排水量、耗水量及耗水分布，正确评价现在的用水状况，为对水资源的合理利用提供科学的数据，进行一次全厂水平衡试验，从平衡测试结果来看，在全厂总负荷率90.7%的情况下，全厂水系统取、用、耗等方面的整体水平不错，发电耗水率为0.203 m3/MW.h，但在本次测试过程中，发现了一些用水不合理之处：一期除渣系统用水方式运行不合理；煤场用水系统运行方式不合理，生产耗水量大；一期脱硫系统滤布冲洗水箱溢流量大、用水量分步不合理等，试验结束后均进行优化整改。

2013年8月份，再次进行全厂水平衡试验，在90％平均负荷下，全厂发电耗水率为0.199，复用水率为96.2％，完全达到95％复用水率的要求，节水工作取得显著成效。

1.3 在实现回归设计基础上，根据全厂水平衡试验结果，对部分系统运行方式进行优化调整
1.3.1 一期亚临界锅炉连排方式调整
1、2号机组汽包锅炉连排按设计要求，连排流量为20t/h，平均每天排水达到960吨，锅炉补给水量相应增加，虽然设计考虑连排水回收至脱硫系统利用，但是汽包加热后的工质达到300℃排放，造成热源浪费，导致煤耗增加。

公司对一期锅炉采用了固体碱化剂处理，连排方式进行优化。

由原来粗
放的连续排污方式，改为定期排污方式。

根据GBT12145-2008标准要求控制：控制锅炉水质（炉水氢电导≤1.5us/cm）标准，平均每台锅炉每周连排开启一次，一次累积排放流量为300-400吨，每周节约除盐用水约6000吨。

水价按6元折算，每周节约水费36000元。

凝结水（压力3.5MPa，温度40℃）加热至汽包炉水（压力16MPa，温度300℃），忽略热损失，每吨水可节约标煤39kg，全年节约标煤约11147吨。

1.3.2 精处理运行方式细化
实现精处理混床氨化运行，短时间可提高处理水量，减少树脂再生酸碱消耗，考虑到在运行后期，易造成树脂吸附氯离子释放，造成炉水水质恶化，只能通过连排进行补救，增加了水耗，专业通过优化运行方式，监督炉水水质和混床出水水质，兼顾混床周期制水量，实现节水与安全兼顾。

运行方式细化后，精处理混床周期制水量由原来18万吨，降至15万吨，运行周期由12天降至10天，混床再生次数由每月5次增加至6次，再生增加盐酸：2.5吨；液碱：1.6吨，再生水耗量300吨。

对比两台机组连排损耗除盐水每周6000吨，每月近24000吨。

两台机组精处理混床每月再生增加水耗600吨，实际每月减少水耗23400吨，扣除酸碱用量，不计降低煤耗，单节水费用一项，两台机组每月至少节约11万元。

1.3.3 辅汽供汽方式调整
沧东公司一期2×600MW亚临界机组，二期2×660MW超临界机组，为节省高品质蒸汽，规范了一、二期辅汽供汽，制定标准运行方式，正常情况下，一、二期辅汽联络门开启，全厂辅汽系统由一期四抽供汽，二期四抽、冷再管路备用。

1.3.4 海淡供汽标准运行方式
一期两台亚临界机组额定抽汽量250t/h，最大抽汽量400t/h，二期两台超临界机组额定抽汽量50t/h，最大抽汽量100t/h，为保证运行经济性，制定海淡供汽的标准运行方式并严格执行。

正常由一期机组抽汽带海水淡化装置运行，二期机组供汽管路备用，特殊工况下由值长视机组实际情况，及时合理调整供汽方式。

1.3.5 针对脱硫系统水耗高情况组织专题会议，分析原因，采取对策
（1）由于净烟气带走的水蒸汽占脱硫水耗的绝大部分，增加入口含湿量和降低入口烟气量可以明显降低吸收塔蒸发水耗，是整个脱硫系统节水的有效手段。

根据西安热工院燃烧调整试验结果，通过采取合理调整锅炉配风、降低锅炉氧量，系统运行方式优化等措施，明显降低脱硫系统水耗，目前一、二期脱硫耗水量为364 m3/h，较设计值（560 m3/h）低196 m3/h。

（2）海水淡化主要产品为淡水和蒸汽的凝结水，原设计海淡凝结水主要用于除盐后的锅炉补给水，但随着锅炉定连排方式的改变及海淡制水能力大幅提升，海淡凝结水量大幅增加，为合理利用，对脱硫供水系统进行改造，海淡凝结水在满足除盐制水前提下，其余全部用于脱硫补水，不足部分采用生产水，这样脱硫系统补水由原设计的一路生产水，变更为生产水和海淡凝结水两路。

1.3.6 灰渣系统用水优化
（1）一期两台机组为水力除渣，原设计两台渣仓析水全部排放至化学工业废水处理系统，现已直接回收至捞渣机补水。

（2）二期两台机组为干排渣系统，炉底密封原设计为水封，现全部改为机械密封。

（3）二期灰库气化风机冷却水出口，原设计为外排地沟，现全部回收至脱硫工艺水箱。

1.3.7 输煤系统深度节水
（1）输煤系统喷淋抑尘加湿装置实现自动功能，由煤流信号控制加湿抑尘装置，即减少运行人员操作量又大大减少了加湿水量，由设计的130m3/d，降低到目前50 m3/d。

（2）严格控制输煤系统冲洗用水量，煤场斗轮机行走站台冲洗由每天冲洗一次，改为三天冲洗一次；同时地面卫生不再进行水冲洗，采用擦洗方式，由原来的2次/天，优化为1次/天。

1.4 提升管理，深挖节水潜力
1.4.1 全厂水网监测系统实施完善
为优化全厂用水情况，达到节能降耗要求，多年来沧东公司一直持续开展水平衡优化工作，定期进行水平衡试验，通过对全厂水资源和废水资源进行合理的调配，降低耗水量。

但由于以往系统运行方式未真正实现标准化、加之用水计量关口表记不全以及表记测量精准度差等基础因素影响，导致以往水平衡试验数据、报告存在一定偏差，对用水综合分析缺乏指导意义。

沧东公司地下管网全部采用直埋式布置，受管材、沉降等因素影响，随着运营时间增长，地下管网泄漏情况时有发生，且不易发现。

为深度节水，对水的使用进行全面统筹与管理，公司从12年年初，从全厂角度综合制定节水方案和水平衡的优化方案，针对地下管网泄漏，按排专业分区分片进行检查、盘点，有针对性的进行改造、完善，彻底杜绝地下管网漏泄，同时，针对以往水平衡试验报告及水网分布特点完善全厂水网监测功能，按系统分步、设置26处测点，全部加装远传超声波流量计，同时针对4台机组凝补水流量计低流量时显示不准情况，全部进行更换，并将所有水网监测系统流量测点全部引入PI系统，真正实现了实时监控，对制水、外供水、内部生产、生活水全覆盖，并增加了预警功能，通过全厂水网监测系统实施，使得大指标变小、小指标变细、细指标变实，制水、耗水、供水情况一目了然，2012年末水网不平衡率降至±3%以下，今年6月份达到1.34％。

图1-图2为水网监测系统主要画面：
图1：全厂水网监测平衡图
图2：全厂水网监测数据统计
1.4.2 锅炉疏放水系统改造、高品质疏水回收
出于防寒防冻及管道运行正常疏水考虑，在设计时四台锅炉共有本体伴热疏水、燃油管道伴热疏水、蒸汽吹灰疏水、#1磨（等离子、微油）暖风器疏水等8项高品质蒸汽疏水，疏水汽源均引自机组辅助蒸汽联箱，以往疏水全部排入定扩容器或无压放水母管,为节能降耗，将以上高品质蒸汽疏水进行改造，直接引致暖风器疏水箱及凝汽器低压扩容器，回收利用。

新增疏水管道与原疏水管道并列运行，在每道疏水管道上均装有截止阀，实现两套系统的可靠倒换，同时便于各疏水系统单独隔离系统进行检修，为减少渗漏点阀门全部采用焊接连接。

目前#2、3、4机组已经全部改造完毕。

1. 4.3 锅炉吹灰汽源改造
沧东公司一期600MW机组锅炉本体吹灰汽源取自过热器分隔屏出口集箱，汽源参数：压力
P=18.2MPa，温度T=443℃。

由于压力高，炉膛受热面吹损比较严重，同时目前调节门后压力设定值为1.6MPa，采用一次汽源，节流损失大，影响机组经济性。

在经过可研和校核计算后，采用屏再入口蒸汽作为蒸汽吹灰汽源，蒸汽的压力、过热度完全能满足要求，目前#2机组在今年2月份C修中已经改造完毕，运行效果良好，可降低供电煤耗0.2g/kWh。

#1机组计划今年大修中实施改造。

同时二期660MW 机组改造正在可研中。

1.4.4 开展无渗漏专项治理
为消除和减少设备或系统的跑、冒、滴、漏现象，公司制定《无渗漏治理方案》，开展无渗漏专项治理，对存在内漏的阀门彻底治理；对各种水泵进行了无漏泄综合治理；对地下管网分区、分片盘查，对经常漏泄管段制定可行性方案，进行改造治理；由于沧东公司室外供汽管路较多（四抽、冷再至海水淡化供汽管路、辅汽管路、神华港务公司供汽、海丰公司供汽管路），以往冬季防寒防冻期间大量疏水外排既不经济又不美观，针对此现象，公司制定可行疏水改造方案，从2012年开始进行专项治理，目前该项工作正在持续实施中，确保今年防寒防冻期间不疏水排汽，杜绝“小白龙”现象。

1.4.5 工业废水、生活污水回收利用：
工业废水回收处理的废水主要有：精处理再生废水、化学水处理排水、含油废水处理排水、以及#3锅炉疏水排放（未改造回收），目前废水回收再利用率达到100％，正常运行期间日均处理废水230吨，全部用于输煤系统。

输煤系统冲洗水补水来源有：化学处理合格的工业废水、煤水处理装置回收的燃煤冲洗水、生产水，系统如图3所示，其中含煤废水处理系统经过两年来的治理，日处理含煤废水量已经达到200吨额定出力，现在输煤系统每天使用冲洗水500吨左右，其中自身处理200吨、工业废水补充230吨，生产水补水70吨，生产水补水量由以前近300吨/天得到大幅降低。

图3：工业废水回收利用系统
厂区生活污水系统经过近阶段优化、改造治理，目前系统自动运行正常，且处理后的中水指标已
完全满足城市绿化用水要求，正在进行绿化试验，试验结束后，夏季厂区绿化用水将全部由中水替代生产水，冬季期间将用于煤场喷洒或捞渣机补水。

1.4.6 脱硫废水排放治理
脱硫废水处理系统是石灰石-石膏湿法脱硫系统的重要组成部分。

一、二期脱硫废水处理量分别为11.5t/h和13t/h。

为保证脱硫系统的高效、经济运行，同时兼顾节能环保工作要求，沧东公司成立了脱硫废水综合治理小组，针对脱硫废水系统目前存在的问题，从系统设计、设备缺陷、运行调整等方面进行逐一盘查，制定整改计划和措施，有针对性的进行了治理。

经过大力治理，目前脱硫废水处理品质已基本达到国家一级排放标准。

为减少水源浪费，实现零排放目标，目前专业对脱硫废水综合利用正在进行积极研究，下一步将脱硫废水进行回收利用，真正实现“零排放”。

1.5 节水降耗成果
几年来，公司在节水节汽方面狠下功夫，精细管理，多措并举，取得显著成效，目前夏季大负荷期间，机组负荷率100％，四台机组生产耗水15876吨/天，与设计耗水量21594吨/天相比，下降5718吨/天。

图4-图5为投产来发电水耗统计。

(设计水耗：一期0.36kg/kwh；二期0.33kg/kwh。

现在全厂水耗：0.24kg/kwh)
图4：发电量、制水量及发电水耗量统计图
图5：发电水耗率统计图
1.6 海淡制水能力提升
由于沧东公司生产和生活用水来源于海水淡化装置的淡化水，因此公司在海淡制水能力的提升上也高度重视，采取一系列措施，提高制水能力。

1.6.1 海水淡化设计规范
一期01、02海水淡化装置主要技术规范：（见表一）
二期03海水淡化装置主要技术规范：（见表二）
1.6.2 影响低温多效海水淡化装置制水能力的主要因素
主要影响因素包括：加热蒸汽供汽压力、海水温度、蒸发器换热管结垢、设备健康水平和可靠性等，公司围绕上述几方面深入开展各项工作，海淡制水能力得到大幅提升。

（1）加大设备检修维护力度，提升设备健康水平，提高海水淡化设备运行可靠性，将可靠性管理列入指标考核，高标准、严要求，海水淡化非停等同主机对待，2012年与2011年比较，1号海水淡化可用系数由86%提高到98%，2号海水淡化可用系数由96%提高到99%，3号海水淡化可用系数由94%提高至95%。

（2）回归设计，海水淡化运行参数参照热力平衡图调整，将海水淡化造水比、产水量列入小指标竞赛。

表一：一期01、02海水淡化装置技术规范
项目单位技术参数
单套的生产能力m3/d 10000
蒸馏水产量m3/h 357.8
凝结水产量m3/h 108.9
额定蒸汽耗量t/h 50
水质（TDS）ppm ≤5
产水率（GOR）kg/kg 8.33
耗功（不包括照明和电加热） kWh/m3 1.20
设计海水温度℃25（最大为30，最小为-0.5）
蒸汽压变化范围（绝压）MPa 0.30-0.55
变工况能力% 50-100
项目单位技术数据
工艺方式TVC－MED
出力m3/d 12500
造水比（GOR）kg/k 10.2
效数6效，再循环效4效，直流效2效
进水条件（TSS）mg/L 300（建议＜50）
产品水质量 (TDS) mg/L ≤5
产品水温度℃＜35
额定产品水量t/h 456.2
凝结水质量(TDS) mg/L ≤2.5
凝结水温度℃＜40
额定凝结水量t/h 115.5
进料方式凝结水回热，一级平流进料
额定蒸汽耗量t/h 51
额定加热蒸汽压力（绝压） MPa 0.55
额定加热蒸汽温度℃320
最低加热蒸汽压力（绝压） MPa 0.3
设计海水温度℃25（最大为30，最小为-1.5）
负荷调节范围% 40～110
表二：二期03海水淡化装置技术规范
（3）提高制水能力，专业先后进行了一系列试验：通过CV阀调整提高抽汽压力试验，海水淡化制水对抽汽压力的需求试验，单机供汽海水淡化制水能力试验，积累试验数据。

通过调整EV阀，减少海水淡化针型阀的节流作用，可提高机组运行的经济性，自动调整在四抽供汽母管压力在0.52MPa恒压下运行，高于此压力，通过EV阀调节；当低于此压力时，可通过CV阀调节，兼顾海水淡化制水和机组运行的经济性要求。

（4）根据试验数据，制定了CV阀调整策略，并在机组检修过程中实施。

后续将实现CV阀自动调节，满足海水淡化制水需求。

2 沧东公司节水方面下一步主要工作
1、充分利用全厂水网监测系统平台，进一步加强了日常监督管理，发现生产、生活用水异常升高，相关部门及时分析查找原因并积极采取措施。

2、加强现场非生产用水方面管理，消防和非生产用水严格履行审批手续，实施有效监督，提高节约意识，杜绝能源浪费现象。

3、对脱硫废水综合利用进行积极探索研究，将脱硫废水进行回收利用，用于煤场喷洒、冲洗及一期捞渣机补水，真正实现废水“零排放”。

4、持续推行生活污水回收再利用试验、改造工作，处理后的中水全部用于绿化、煤场喷洒及一期捞渣机补水。

5、制定节水控制措施，并严格执行，提高全员节水意识。

6、深挖潜力，从运行方式进一步优化调整和项目改造入手，降低水耗。

利用今年#1、3机组检修机会，对两台锅炉疏水系统进行改造，将高品质疏水回收至暖风器、凝汽器；提升含煤废水系统处理能力，将日处理量由目前200吨/天提高到400吨/天以上，届时煤场用水全部为自身处理及工业废水补水，煤场实现生产水“零补水”。

7、地下管网泄漏治理，针对漏泄量较明显的系统，如一、二期热网系统、厂区生活水系统、消防水系统等进行彻底治理改造，根治泄漏。

目前沧东公司在全厂用水优化、制水能力提升方面已经迈出重要一步，但这只是一个良好的开端，在这方面仍有较大的提升空间，我们会以此为契机，进一步落实各项节能降耗措施，以实际行动践行
“降本增效”的号召，行动上积极、措施上得力，为提高机组的经济运行水平而不懈努力。

3 建议
火电厂节水是一项系统工程，随着节能环保压力不断增大，节水技术联合使用成为发展趋势，从设计至投运、生产各个环节、各个专业必须融为一体，总体考虑节水效果，同时各公司应深入实施完善全厂水网监测系统，优化掌握全厂用水情况，提高水资源利用效率，把我们的电厂真正建设成为一个本质安全、资源节约、环境友好、具有一流竞争力的企业。