水资源的匮乏己成为制约我国北方地区电力建设的一大瓶颈，采用直接空冷机组是解决我国三北“富煤少水”地区火电建设水源问题的有效途径之一。目前国内已投产了多台大容量的直接空冷机组[1-2]。国电河北龙山发电有限责任公司（简称“龙山电厂”）适应电力行业发展大趋势，一期工程安装2台600 MW亚临界机组，汽轮机为ZK600-16.7/538/538型亚临界、一次中间再热、四缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机，额定工况出力600 MW，额定蒸汽流量为1 843.628 t/h，于2007年双投产。

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1　存在的问题

龙山电厂自投产以来，补水率逐年升高，特别是供热改造后尤为严重，在2015年补水率为1.11%。1号、2号机组存在严重泄露问题，无压疏水集箱存在漏汽的情况，机侧比较严重。

2　原因分析

机组补水率的影响因素很多，包括锅炉的全面吹灰、冬季暖风器的投入、暖通的运行、化学采样、除氧器脱氧门脱氧、阀门和管道的泄露、热力设备启动和检修时疏水和排汽、脱硝用汽、冬季供热投入用汽等。

2.1　锅炉全面吹灰及空气预热器吹灰

一段还原设备为单管马弗炉，配带入口氢气加湿系统，入口氢气露点是-20 ℃以下的干燥氢气，在通过温度传感控制水温的热水水浴后实现加湿，加湿系统最高可将露点增加到略高于+20 ℃；二段还原设备是十八管还原炉。

供热改造后从中低压缸连通管中压缸段采用打孔方式接出1根抽汽管道作为供热汽源。每个连通管的孔后设置1个抽汽蝶阀，用来调整抽汽流量和中排。机组供热抽汽压力范围0.3～0.55 MPa，单机最大抽汽量为150 t/h，额定抽汽量为130 t/h，额定抽汽压力为0.4 MPa、温度250 ℃。供热采用2级换热闭式循环系统，厂内设一级换热站，换热站共设4台热网加热器。供热的抽汽管路很长，所以暖管时间较长，汽水浪费较大。热网加热器质量存在一定问题，发生加热器泄漏的情况频发，加热器泄漏导致疏水品质不合格，疏水不能回收到除氧器，排至定排扩容器，造成疏水不能回收，汽水严重损失。在发生加热器泄露时，对加热器解列、投运，都要有汽水的疏水和排放。

2.2　冬季暖风器的投入

根据DL/T 904—2015《火力发电厂技术经济指标计算方法》定义：统计期间补入锅炉、汽轮机及热力系统补充的除盐水量与锅炉实际蒸发量的百分比[3]。脱硝用汽、化学采样、除氧器脱氧门脱氧、热力设备启动和检修时疏水和排汽均属于正常损耗，且对补水率影响较小，因此重点从以下4个方面采取措施降低机组补水率。

2.3　冬季供热投入用汽

根据吹灰要求，吹灰汽源压力2.5 MPa，温度330 ℃。每次吹灰开始的时候，吹灰疏水电动门104、105、106、107会联开，然而程序控制自动性不好或是疏水门故障不能自动关闭。

2.4　脱硝用汽

2012年龙山电厂2台600 MW空冷燃煤机组烟气脱硝改造工程，采用选择性催化还原法（SCR）脱硝装置。脱硝还原剂采用氨气由无水液氨制取，该工程配套建设氨站1座，氨站内设有2台液氨蒸发器，液氨蒸发器采用水域加热，汽源来自辅汽联箱和锅炉再热器冷段。液氨蒸发器运行时，需要蒸发器水温达到60 ℃。液氨蒸发器耗蒸汽量为0.9 t/h，脱硝用蒸汽通过疏水器排向地沟。

2.5　阀门和管道的泄露

在机组投运初期或机组大小修后由于汽水管道内不干净造成汽水品质差，在进行排污时进行疏放水时，开启疏水门造成阀门密封面磨损，引起阀门内漏或外漏。在日常操作中由于操作不当，或者阀门操作顺序不对造成阀门内漏，造成补水率增大。

2.6　化学采样及除氧器脱氧

在机组正常运行过程中为保证机组汽水品质合格，需定期对汽水采样化验，机组运行中为了保证给水容氧在合格范围内，给水含氧量少于7 μg/L，必须保证除氧器上部汽侧空间分离出来的不溶解气体能够及时排出，除氧器的排气不可避免的会带走一部分蒸汽。

3　降低机组补水率的处理措施

一年当中只有在冬季几个月投入暖风器，由于在暖风器停运时保养不到位，造成暖风器内部生锈、腐蚀。在投运初期需要长时间对暖风器进行冲洗，造成汽水的浪费。暖风器暖管时，对疏水门控制太晚。暖风器疏水门质量存在问题，容易发生裂缝导致疏水门漏水，需解列暖风器更换疏水门，解列和投运过程都造成了汽水不必要的排掉。暖风器的蒸汽参数要求压力1.5 MPa，温度320 ℃，耗汽量为19 t/h。

每台锅炉设计有48个短吹吹灰器，程序设计每次每个短吹运行时间为2 min；64个长吹吹灰器，程序设计每次每个长吹运行时间为10 min；4个空气预热器吹灰器，每次每个运行时间为30 min。吹灰器减压站配用减压阀的供汽量为20 t/h。

3.1　控制锅炉吹灰的频率及疏水时间

加热器的泄露是供热回水难回收的一大难题，冬季供热抽汽进入热网加热器，将热网循环水加热后自身凝结成加热器疏水，经热网疏水泵回收到除氧器。投运供热早期对供热抽汽管道的疏水门尽可能早的关闭。热网疏水泵疏水至定排时，及时联系有关人员化验水质，合格后回收到除氧器。由于加热器泄露造成疏水品质不合格，疏水被排至定排，造成严重的汽水损耗。应联系生技部及时更换泄露严重的加热器。

只要锅炉在进行全面吹灰一定要监视DCS吹灰画面，关注每个吹灰器的动作情况，防止吹灰器卡涩，把受热面吹漏的情况。

所有患者均顺利完成手术，手术时间40～140 min，平均（65.40±8.08）min；术中出血量 6～34 ml，平均（10.52±3.44）ml；术后下床时间为 4～12 h，平均 （6.33±2.01） h，住院时间 1～4 d，平均 （2.35±1.41）d。所有患者均没有出现硬脊膜破裂、血管及神经损伤等并发症，无感染的发生。

3.2　加强维护保养确保暖风器连续运行

冬季暖风器的投入使用也会使补水率升高。每年在将暖风器退运时，做好暖风器的保养工作。减少暖风器投运时对暖风器冲洗，降低疏水量，减少排地沟。运行期间暖风器疏水管裂缝泄露造成疏水浪费。在暖风器停运期间彻底检查疏水管路及其疏水门的损坏情况，及时检修更换。在暖风器运行期间，控制暖风器的进汽压力和温度，经验值压力维持在0. 30～0.35 MPa，温度300 ℃，疏水温度控制在120 ℃左右。维持参数在上述范围内，暖风器管路不易发生撞管，这样可以降低管路及阀门的损坏率，有助于暖风器的连续运行，避免投运及退运过程中的汽水浪费。

3.3　解决供热疏水回收难问题

如锅炉本体吹灰及空气预热器吹灰用汽存在不规范性。按照规定在负荷满足的条件下锅炉全面吹灰1天2次，空气预热器差压大的情况下连续吹灰。如果不满足全面吹灰的要求，要对折焰角后面的长吹吹一次。运行人员密切关注吹灰时疏水门情况，疏水温度达到要求后尽早关闭疏水门。吹灰过程中专人在现场检查，防止吹灰器尾部漏汽，造成汽水浪费，若发现吹灰器尾部漏汽及时联系检修处理。

综上所述,皮肤软组织扩张术作为外科整形的重要技术,明显优于传统修复技术,但是也要注意其不足之处只有将手术感染机率不断降低才能够使患者的生活质量得到进一步改善。

③同样采用检视的方法，找到所涉及书中相关的章节，在主题阅读中你关心的主题才是基本的重点，而不是你阅读的书。

在运行过程中，根据机组负荷调整热网加热器的进汽，控制疏水温度在100 ℃，供热供水温度在95 ℃，供水压力在0.3 MPa。防止高负荷时，进汽量大对加热器的损坏，减低加热器的使用寿命。

1998年8月28日，在中央政府的支持下，香港特区政府一举击溃以索罗斯为首的“联合军团”，成功捍卫香港股市。

在供热停运期间，对热网加热器保养，对一些顽固问题列入计划，进行彻底排查。

3.4　解决机炉侧管道、阀门泄漏

以前检查发现机炉侧管道、阀门泄漏，特别是内漏，基本靠人为巡检时测温仪测温以及眼看冒汽等手段排查，效果较差。2016年公司每台机组分别按照机炉分8个区域，70个疏水门后增加机炉疏水温度自动寻测装置，在就地以及操作员画面均能监控巡视各疏水门后温度，当某阀门后温度超过设定温度值时就会发出报警，运行人员在操作员站或就地均能根据疏水门后温度变化快速检查判定出阀门泄漏，大大减轻人员劳动强度，且能准确及时发现阀门内漏。对存在内漏情况的阀门，根据运行方式倒换，对其更换。

4　处理效果

2016年1号、2号机组及全年补水率（截至11月份）的统计如表1所示。

纵观表1不难发现1月、2月、11月补水率偏高，这3个月明显是在冬季，冬季厂里需要投入，燃油伴热、暖风器和供热，冬季补水率高的原因主要是供热加热器内漏严重，带漏运行。

8、9、10月补水率偏低是由于根据机炉疏水温度自动寻测装置查漏，将疏水电动门不严有内漏情况的将其手动关严；疏水手动门存在内漏的及时更换：供热首站加热器进汽管道疏水手动门更换、炉侧疏水手动门更换、高压加热器危机疏水电动门更换。2号机组效果尤为明显，因为2号机组6、7月份安排了机组B修，基本将排查出的内漏阀门全部更换完毕。截止到2016年11月份全年补水率为0.92%，较2015年补水率1.11%下降0.19%，节约标煤716.3 t，约合22.192万元。

 

表1　2016年1号、2号机组及全年补水率统计 %

  

1号机组 2号机组 全年1月 0.13 2.15 1.12 2月 1.17 1.17 1.17 3月 0.76 0.83 0.80 4月 0.73 0.83 0.76 5月 0.75 0.88 0.83 6月 0.87 0.82 0.85 7月 0.94 0.71 0.83 8月 0.80 0.77 0.79 9月 0.62 0.66 0.64 10月 1.01 0.56 0.79 11月 1.57 0.80 1.20

5　结束语

电力工业是国民经济发展中最重要的基础能源产业，它不仅是关系国家经济安全的战略大问题，而且与人们的日常生活、社会稳定密切相关。随着电力工业的迅速发展，大容量高参数的火电机组不断增加。这些机组在燃用大量煤炭的同时，也耗用了大量的水资源。龙山电厂空冷机组在机组节能用水方面也做出不少贡献，通过2016年近一年的改善，在减少机组补水率方面虽然取得了一些成效，但是仍有遗留问题需要解决。比如：空气预热器吹灰步序不会自动进行，需要人工跳步完成；1号机组部分内漏阀门需要在停运时更换；供热加热器泄漏问题亟待解决。今后逐步规范操作，优化设备运行，强化设备品质，加强设备的保养，将节能指标做的更好。

参考文献：

[1] 姜　聪.200 MW空冷机组冷端系统运行特性的研究[D].保定：华北电力大学，2007.

[2] 赵文升，王松岭，宋立琴，等.直接空冷机组喷雾增湿系统的研究[J].动力工程，2008，28（5）：722-726.

[3] DL/T 904—2015，火力发电厂技术经济指标计算方法[S].