华能珞璜电厂水务管理现状与节水改造

1、2006.10中国青岛火力发电节水技术研讨会6华能珞璜电厂水务管理现状与节水改造张翔书(华能重庆珞璜发电有限责任公司，重庆 江津,402283)摘 要：本文介绍华能珞璜电厂通过开展水平衡测试、定量计算分析，查清电厂用水状况，实事求是 的评价电厂的用水水平，找出节水潜力所在，为电厂确定节水工作方向，制定切实可行的节水技术措 施和规划提供科学依据。关键词：火电厂 水务管理节水 措施火力发电厂是工业用水大户，其用水量和排水量十分巨大。近年来，随着国内中国节水技术政 策大纲(2005-2010)、取水定额 第1部分 火力发电(GB/T18916.1-2002)、国家目前制订的用水 排水收费制度(水资源

2、费、排水费、超标费)等各项政策、法规的逐步实施，对火电厂用、排水量和 水质都有严格的指标限制，对火力发电企业的用水和节水管理提出了更高的要求。华能珞璜电厂设计装机 4X 36併2X 600MW 是重庆电网的重要电源点之一。电厂一、二期工程安 装4X 360MW亚临界机组，配套法国阿尔斯通发电机组，分别于1992年和1998年建成并投入运行，机组全部配套三菱公司的石灰石/石膏烟气脱硫设备。电厂重视贯彻落实国家相关政策，把企业的节能、 环境保护、电厂水务管理放到重要的位置上，坚持对电厂用、排水系统进行技术改造，提高电厂水务 管理水平和运行水平，合理利用水资源，取得了良好的经济效益、环保效益和社会效

3、益。1水务管理现状1.1取用和排水情况电厂用水水源全部取自长江，升压后输送到厂区沉砂池通过沉砂、粗过滤、细过滤处理后，向厂 区提供生产用水和非生产用水。生产用水包括汽轮机凝汽器、闭式循环系统冷却器等设备冷却水和厂 区工业用水等，在电厂用水中约占 90%左右；非生产用水包括生活用水、清扫用水和绿化用水等，约 占电厂总用水量的10%左右。汽轮机凝汽器采用直流冷却，直流冷却水系统用水设备包括取水升压泵电机、汽轮机凝汽器、锅 炉定排扩容器、凝汽器真空泵、闭式循环系统等。厂区辅助设备采用闭式循环冷却方式，水源为化学除盐水。系统主要为机组的辅助设备包括：炉 水泵、锅炉火焰电视等提供冷却水。闭冷水从这些用户

4、吸取的热量，通过两台管式冷却器，被直流冷 却水带走。电厂除灰采用干收湿排、灰渣混除，灰渣浆利用灰浆泵经输灰管排往灰场，灰浆在灰场沉淀后， 经中和处理合格后排放长江。除灰系统用水水源为长江生水和厂区回收废水，包括酸碱废水和主厂房 排水等。电厂脱硫采用石灰石/石膏烟气脱硫，脱硫用水来自厂区清水池，脱硫抛浆通过泵输送到灰场沉淀、 澄清水排放长江。电厂煤场废水、栈桥冲洗水及输煤系统除尘用水等输煤系统废水经沉煤池收集后，经过煤水处理 装置处理后回用于煤场喷淋和栈桥冲洗。电厂厂区排水采用工业排水、雨水、生活废水分流排放，其中部分排水经过处理后，根据水质的 不同回用相应的设施；生活废水经处理净化后与工业废水

5、混合排放；灰场排水经中和处理合格后排放 长江。1.2电厂已有的节水措施（1）汽轮机凝汽器采用直流冷却。 汽轮机凝汽器采用直流冷却， 其单位发电量用水量仅为开式循 环冷却的20%左右。（2） 厂区主要的辅助机械采用闭式循环冷却，循环冷却介质为除盐水，冷媒为直流冷却水。正常 条件下，循环系统基本不存在泄漏、补充水量接近于零。（3） 原水预处理中砂滤池反冲洗排水经泵升压后进入预处理原水进水管补充原水，脱泥池、澄清 池排泥水经过沉淀处理后回收利用。（4） 主要新鲜工业冷却水包括除灰空压机、脱硫增压风机、氧化风机等退水回收至相近的轴封水 箱、除灰工业水池、脱硫冲洗水池循环使用。（5）脱硫辅助加热蒸汽疏水

6、回收供脱硫冲洗用水。（6）主厂房排水回收至除灰水池供除灰使用；（7） 煤场废水、栈桥冲洗水及输煤系统除尘用水等输煤系统废水经沉煤池收集、微孔陶瓷过滤器 处理后，送至清水池，通过清水泵送入煤水管网用于煤场喷淋和栈桥冲洗。（8）化学预处理系统上设置流量控制系统，根据实际用水总量自动控制全厂进水量。（9）化学再生废水经中和池 PH调整处理后，送至I期除灰水池供除灰和煤水系统用水。（10）采用部分干除灰和高浓度水力除灰。2水务管理现状评价及节水分析2.1水平衡测试结果电厂安排对全厂用水系统进行了水平衡测试，测试结果如下:一序号生水 厂水 全取*量3W %号目 项M 33- 襁水W %181 江 长13

7、0.O7412812248377序号目 项3 值 数30.O74117 加 量 水 取 总824-121!73g 量 水 用 复 总5553O736a1O85 a4 率 用 复 总47-O725量 冰 总85816CC9O O171668广-23直 含 不*2.2水务管理现状评价及节水分析全厂工业用水量1728 m3/h,装机取水率0.23 m3/s.GW（不含脱硫），实际发电用水率0.95kg/KWh。 可以看出电厂主要用水指标单位装机取水率、发电用水率在国内处于中等水平，与目前国内外火电厂 耗水先进水平相比尚有较大的差距（见下表）。指标现状值国内先进值国标定额值国外先进值蒸发/总水耗（）

8、38.2-99.50外排/总水耗（） 61.8-0装机取水率3（m /GWs）0.23 0.080.120.07发电用水率（kg/KWh ）0.95 0.400.72-目前全厂工业新鲜水用水量 1728 m3/h，主要包括化学制水站自用水、化学水处理用水、除灰用水、 脱硫用水和生活消防水系统用水。电厂在设计时采用了一些节水措施，如辅助机械闭式循环冷却、回 收利用预处理排泥水、主厂房排水、酸碱废水、燃料系统排水和采用高浓度水力除灰等，对减少电厂 的用水量起到了很大的作用，但受设计时期国家水资源政策、用水技术水平和自身用、排水运行机制 的限制，存在一定的缺陷，已经不能适应国家目前的节约用水形势，还

9、需要进一步加强节水技术改造。2.2.1除灰用水全厂冲灰、渣用水868 m3/h，其中排往灰场灰浆量590 m3/h，系统用水运行机制是符合设计要求 的，但由于电厂除灰已经改造为正压气力输送，因而用水方式不够适应新的运行要求，具有很大的节 水潜力。测试期间灰场排水量（含脱硫排水）552 m3/h,占全厂排水量的53.2%，占全厂取水量的31.9%。 除灰系统用水量大、灰场排水没有回收利用是电厂取水率超过国家定额指标值的的主要原因。为 了节水、达到国家定额指标要求，必须进行除灰系统进行改造，回收利用灰水，大幅度减少除灰用水。2.2.2脱硫用水全厂脱硫用水量556 m3/h，占全厂用水量的32.1%

10、，其中I期用水271.4 m3/h，II期用水284.8 m3/h。 脱硫系统的耗水包括脱硫塔的蒸发损失、机械带水损失、石膏含水和地面冲洗水损失共236 m3/h，占系统用水量的42.4%;排水包括抛浆排水、冲洗水池溢流水、滤液回收罐溢流水和部分辅助机械冷却 水，共299.7 m3/h，占系统总用水水量的53.9%。脱硫系统用水基本符合设计要求，用水合理。但部分工业冷却水没有按设计方案回收利用，部分 水箱（池）存在一定程度的溢流，加大了系统用水量。石膏抛浆输送到灰场后，没有回收利用也是电厂总用水量偏大的重要原因之一。2.2.3化学生水预处理站自用水测试期间预处理站自用水率 4.3%,小于我国类

11、似系统的设计自用水率。这得益于冬季长江处于清水期和预处理系统上安装有完善的流量-液位控制系统及排泥系统。2.2.4锅炉补给水测试期间，锅炉补水80.8 m3/h,锅炉补水率2.05% （包括脱硫用汽），扣除脱硫用汽，锅炉补水率 为1.45 %，略低于行业规定值（小于 1.5%）。锅炉补水率受脱硫用汽的影响是辅助加热蒸汽疏水未回收造成的。一般的，多数脱硫系统设计在 蒸汽加热运行一段时间后，在疏水水质合格后，回收这部分水。因此回收这部分疏水是必要的。2.2.5生活用水全厂平均用水量113.2m3/h,高峰（10： 00）用水量133 m3/h。扣除III期施工用水和厂区招待所方 向用水，厂区用水量

12、61.7 m3/h，单位用水量2206.9L/人.天，大于工业企业用水定额指标。分析主要有以下方面原因：厂区内尤其是燃料区域工作环境较差，工作之余洗浴用水大；部分区域厕所存在 长流水现象；厂区绿化、地面冲洗使用生活水；生活水管道使用年限较长，存在一定量泄漏。2.2.6废水电厂的排水量1068 m3/h排水率为61.8%，蒸发损失仅占全部损失的38.2%，工业废水回收利 用率为8.0%。这是电厂耗水率偏高的根本原因，如果能够通过改造，实现工业废水循环利用，将回收 利用率提高到80%，则可以大大减少新鲜水取用量。2.2.7全厂用水系统从单独的用水系统来看，电厂已经采取了很多有效的节水措施，取得了局

13、部的效果，但电厂 整体用水量偏大，节水效果并不理想。电厂原节水设计没有统一考虑、两期工程相对独立，节水工作 相对分散，没有贯彻实施全厂性水务管理，实现全厂节水工作总体运作和既有的节水措施不适应目前 的运行现状是造成局部节水脱节、全厂节水不理想的基本原因。上述情况在I、II期除灰和脱硫系统节 水方面尤其突出。下面以除灰系统为例说明。电厂除灰设计为粉煤灰干收湿排，炉底渣经捞渣机进入渣仓，通过汽车外输送。外部除灰为高浓 度水力输送，其中I期设计灰浆量350 m3/h，II期设计灰浆量为450 m3/h。厂内除灰系统流程I期为粉煤灰经水力冲灰器制浆到灰浆池，II期为粉煤灰经气力输送到灰库区， 然后通过

14、制浆机制成灰浆后，再进入灰浆池。目前， I期工程也全部改为粉煤灰经气力输送到灰库后 再制浆的输送模式。厂区主要的灰渣浆主要来自锅炉炉底捞渣机溢流水、皮带冲洗水、空预器、省煤 器灰斗水封排浆和I期少数除尘器灰斗水封排浆。长期来电厂坚持开拓粉煤灰综合利用途径，综合利用率很高，只有极少量的粉煤灰和炉底渣排外 灰场。由于两期工程的灰浆输送系统相互独立，不能实现统一输送，即使单独的灰浆输送系统将出力 调整到最小，全厂外排灰浆量依然达到了590 m3/h。目前I、II期炉底渣浆量和灰浆量仅 300 m3/h，还需要补充清水290 m3/h。厂区除灰水系统和灰库区除灰水系统之间没有统计的调节系统还导致各水池

15、之间供、用水量不能 按需自动调节，溢流水量达 250 m3/h，占全厂用水量的14.4%。因此通过除灰系统自身改造，使全厂除灰成为一个整体，可以减少除灰用水量540 m3/h，全厂用水量减少31%。3废水回收利用可行性方案3.1除灰水系统改造对除灰水供水系统和除灰水系统进行改造，改造内容为增加必要的液位”-流量”测控系统，使除灰系统供、用、排三者之间能够以用”或者排”为基础实现自动控制，达到稳定运行，节约用水的目的。对I期除灰用水进行调整，减少用水量，灰浆量控制在200 m3/h，全厂灰浆量控制在300350 m3/h。3.2外除灰系统改造根据珞璜电厂I、II期机组设置有独立外除灰系统、粉煤灰

16、干输灰系统运行情况良好和粉煤灰综合利用率高的特点，对除灰系统和运行方式实施改造和调整，实现两期外除灰联合运行一一全厂灰浆从II期外除灰系统输送到灰场，I期外排浆系统作为事故备用。改造后的运行方式为：I期外除灰系统多级灰浆泵解列为 12级运行，灰浆（炉底渣浆和大灰） 通过联络管输送到II期灰库区灰浆池，粉煤灰通过气力除灰输送到灰库；II期外除灰维持现有运行方式。改造后，外除灰的输送能力最大为450 m3/h,即II期外除灰系统的出力。当粉煤灰综合利用率大幅度下降，灰浆总量长期大于 450 m3/h时，恢复目前I期外除灰运行方式。3.3灰场排水回收利用根据测试结果，电厂灰水在灰场冬季有 300 m

17、3/h的损失。一般的在夏季受降雨的影响，灰场水损 失会减少，根据南方电厂运行经验和珞璜电厂灰场处于喀斯特地形上的特点，平均水损失为300 m3/h左右。在一般的运行条件下，灰场仍有250 m3/h左右的灰水和脱硫灰浆澄清水外排。回收这部分灰水对于减少电厂用水量，达到国家定额标准是非常必要的。灰水回收方案内容包括：灰水回收水泵房、输送管道和泵房电源。其中灰水回收水泵房设置在灰 场排水口；回收水管道大部分利用I期灰浆管，仅在灰水泵房、灰浆管和灰浆管和厂区除灰水池之间铺设联络管道。灰水回收运行方式：灰水经回收水泵升压后进入灰浆管道，输送到厂区除灰水池，供冲灰渣使用。 当联合输灰系统故障，需要同时启用

18、两套外除灰系统（灰浆管）或灰浆管检修时，临时解列灰水回收 系统。3.4脱硫部分用、排水系统改造受脱硫用水工艺设计的限制，脱硫系统部分用水设备存在清洁水外排和优质水（加热蒸汽疏水） 低级使用的现象，增大了全厂废水排放量，实施脱硫系统部分用、排水系统改造对于减少用水量是必 要的。脱硫系统部分用、排水系统改造方案内容包括冲洗水供水系统改造、回收清洁水串级利用和回 收加热蒸汽疏水至锅炉凝汽器三部分。（1）冲洗水供水系统调整和改造对氧化风机、增压风机冷却水量进行调整，将用水调整到一个最佳值，既满足风机运行要求，又 能使水量尽可能小，以减少水池溢流。（2）回收辅助加热蒸汽疏水加热蒸汽疏水是优质水，其水质等

19、同于凝结水，回收疏水对于减少锅炉补水量，降低化学制水量 是非常必要的。改造内容包括：增设必要的疏水箱、水质分析在线仪表和凝结水管道。在疏水水质达 到凝结水水质要求的条件下，回收至凝汽器。（3）部分辅机清洁水回收主要指仪用空压机和部分罗茨风机冷却水回收。改造内容指去除目前冷却水退水的漏斗，增加流 量指示器和退水管道，利用管道余压输送到冲洗水池。3.5工业排水回收利用在厂区柑子溪排口对应下水道末端修建泵站，将厂区剩余排水回收至厂区新建杂用清水池， 供煤水系统、地面冲洗系统、除灰使用。3 .6相关设备水系统改造相关系统设备水系统改造指除灰空压机冷却水改造和煤水系统供水改造。除灰水系统改造后，除灰水质发生了质的变化，已不满足工业冷却水水质要求，需要做相应的改造。改造内容包括：（1） 除灰空压机冷却水采用直流冷却水，其退水返回直流冷却水退水渠。冷却水管在#1、# 3 机组定排冷却水管上引接，排水管接定排排水管。（2）煤水系统水源改为工业废水和工业水。优先使用回收的工业废水，在工业废水水量不够时， 补充工业水。（3） 灰浆泵轴封水箱水源改为回收灰水。回收灰水在进入轴封水箱前须经过砂滤器过滤处理，其 悬浮物指标应符合工业冷却水水质指标。4