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[摘要]我国北方小型热电厂逐渐成为城市民用供暖的中坚力量，供暖期间与非供暖期间此类电厂的生产运行方式有巨大差异，由此引起了一些生产控制参数的异常变化。主要介绍由于生产运行方式转变引起的锅炉给水含氧量严重超标的原因以及解决办法。
[关键词]除氧器 锅炉给水 含氧量 运行方式
中图分类号：TK1文献标识码：A 文章编号：1671－7597(2008)0810005－01
一、系统简介
石家庄东方热电股份有限公司热电二厂位于河北省会北部，担负省城西北区域500余万平方米民用采暖及百余工商用户的供热任务。供暖期(11月15日至次年3月15日)外供高温蒸汽无回收利用，锅炉给水系统需补充大量除盐水。
由于给水中溶有气体，其对电厂的安全、经济运行危害极大，所以在给水进入高压加热器和锅炉之前必须将它除掉。而氧对设备的危害最严重，除气主要是除氧。
我厂的锅炉给水除氧系统由1×280t/h大气膜式除氧器与3×230t/h高压膜式除氧器组成。给水系统补水首先进入一台DCM280/70热网除氧器进行初级除氧（含氧量小于15微克/升），热网除氧器下水通过中继泵加压后进入三台GCM230/70高压除氧器进行深度除氧。
二、出现的问题及分析
我厂锅炉型号HG-220/9.81-L.PM23，工作压力为9.81MPa，根据规定给水含氧量应小于7微克/升。2006冬季供暖期间，锅炉给水含氧量化验值多次严重超标，最高达到100微克/升。锅炉给水含氧量超标严重影响我厂的安全、经济运行。
通过对可能造成给水含氧量超标的原因逐一进行分析后，我们认定以下两点原因：
（一）热网加热器疏水直接回收至高压除氧器水箱，未经过除氧头两级除氧，同时热网加热器设计出水温度为150℃，受热用户要求所限，实际运行出水温度最高仅为90℃，疏水温度为104℃左右，（加热器工作压力饱和温度为119℃），疏水不饱和、含氧量高。
（二）高压除氧器设计为深度除氧，主补给水应为经过热网除氧器除氧后含氧量小于15微克/升、水温为104℃的初级除氧水。受供暖期厂内用汽量的限制，热网除氧器供汽量不足，出水温度仅为70℃，远未达到104℃的设计要求。
三、问题的解决
（一）改变供暖期热网加热器疏水回收方式
热网加热器疏水含氧量高，必须经过高除的两级除氧才能除氧合格，但热网疏水进入高除除氧头顶部需要对三台高除系统进行改造，且高除除氧头没有合适接口，工程量大。热网除氧器除氧头有一预留接口，接管方便，工程量小，所以热网疏水首先接入热网除氧器，经中继泵加压后进入高除进行两级深度除氧。供暖期给水系统补水流量平均为200t/h，热网疏水量为120t/h，中继泵额定流量为240t/h（两用一备）完全能满足运行要求。此项改造仅增加管道（Φ108×4）4米、闸阀（Z41H-25 DN100)及逆止阀（H41H-25 DN100)各一个，成本2200元，一个工作日即可改造完毕。
（二）通过改变运行方式提高热网除氧器出水温度
减少热网除氧器的除盐水进水量，不足部分通过凝汽器补入给水系统。通过凝汽器补充除盐水50t/h(设计凝汽器补水为紧急补水)，在机组总进汽量不变的情况下，完全可以满足厂内用汽用汽需求。热力计算如下：
热网疏水为104℃，吸热方式不变，仅计算除盐水加热用汽量的变化。
供暖期间二段蒸汽供汽量平均为200t/h，系统全部通过热网除氧器补水时，热网除氧器平均水温仅为70℃。改变运行方式，通过凝汽器补除盐水50t/h，热网除氧器补水150t/h，热网除氧器水温达到104℃。除盐水温度10℃；凝结水轴加出口40℃、3＃低加出口70℃、2＃低加出口126℃、1＃低加出口151℃；高压除氧器水温150℃。焓值由水和水蒸气热力性质表查出。
根据热力学第一定律：
（t1-t2）－被加热水温差（h1-h2）－加热蒸汽焓差
运行方式改变前高压除氧器加热蒸汽（二段蒸汽）量
200×103×(150-70)×4.1868/(2969.6-666.82)＝29.09×103 kg
热网除氧器加热蒸汽（四段蒸汽）量
200×103×（70-10）×4.1868/（2765.4-293.0）＝20.32×103 kg
运行方式改变后高压除氧器加热蒸汽（二段蒸汽）量
150×103×(150-104)×4.1868/（2969.6-666.82）＝12.55×103 kg
热网除氧器加热蒸汽（四段蒸汽）量
150×103×（104-10）×4.1868/（2765.4-435.95）＝25.34×103 kg
凝结水流量增加50t/h，
3＃低加多用汽（五段蒸汽）量
50×103×（70-40）×4.1868/（2646-209.73）＝2.58×103 kg
2＃低加多用汽（四段蒸汽）量
50×103×（126-70）×4.1868/（2765.4-500.95）＝5.18×103 kg
1＃低加多用汽（三段蒸汽）量
50×103×（151-126）×4.1868/（2879.7-601.0）＝2.23×103 kg
可以看出每小时共减少厂内用汽1.53×103 kg
节省抽汽继续在汽轮机做功，增加做功能力如下
（29.09-12.55）×103 ×（2969.6-2879.7）＝1486.95×103 kJ
（16.54-2.23）×103 ×（2879.7-2765.4）＝1635.63×103 kJ
（14.31-5.18-5.02）×103 ×（2765.4-2646）＝490.73×103 kJ
（4.11-2.58）×103 ×（2646-2544.43）＝155.40×103 kJ
做功总增加量为
（1486.95+1635.63+490.73+155.4）×103 kJ＝3768.71×103 kJ
整个冬运期增加做功
3768.71×103×24×120＝10853884.8×103 kJ
按我厂原煤平均低位发热量22600 kJ/kg，锅炉效率为90％计算，增加做功能力可折算原煤：
10853884.8×103 kJ/22600 kJ/kg/90％＝533.62×103 kg＝533.62t
按原煤价格470元/吨，共节约生产成本：
533.62吨×470元/吨＝25.08万元
在解决安全隐患的同时，产生了可观的经济效益
四、总结
我们通过简单的系统改造和运行方式改变，解决了锅炉给水含氧量超标的重大安全生产隐患，并收到了很好的经济效益。每个电厂的实际生产与设计理念都会存在一定的差异，发现并解决这些差异带来的生产问题是电力工作者的基本工作。
参考文献：
[1]沈维道，郑佩芝.工程热力学.第二版，北京，高等教育出版社，1983.
[2]邵和春.汽轮机运行.第二版，北京，中国电力出版社，2006.
作者简介：
李国林，男，汉族，河北枣强，石家庄东方热电股份有限公司热电二厂助理工程师，工学学士，研究方向：电厂生产管理。
[关键词]除氧器 锅炉给水 含氧量 运行方式
中图分类号：TK1文献标识码：A 文章编号：1671－7597(2008)0810005－01
一、系统简介
石家庄东方热电股份有限公司热电二厂位于河北省会北部，担负省城西北区域500余万平方米民用采暖及百余工商用户的供热任务。供暖期(11月15日至次年3月15日)外供高温蒸汽无回收利用，锅炉给水系统需补充大量除盐水。
由于给水中溶有气体，其对电厂的安全、经济运行危害极大，所以在给水进入高压加热器和锅炉之前必须将它除掉。而氧对设备的危害最严重，除气主要是除氧。
我厂的锅炉给水除氧系统由1×280t/h大气膜式除氧器与3×230t/h高压膜式除氧器组成。给水系统补水首先进入一台DCM280/70热网除氧器进行初级除氧（含氧量小于15微克/升），热网除氧器下水通过中继泵加压后进入三台GCM230/70高压除氧器进行深度除氧。
二、出现的问题及分析
我厂锅炉型号HG-220/9.81-L.PM23，工作压力为9.81MPa，根据规定给水含氧量应小于7微克/升。2006冬季供暖期间，锅炉给水含氧量化验值多次严重超标，最高达到100微克/升。锅炉给水含氧量超标严重影响我厂的安全、经济运行。
通过对可能造成给水含氧量超标的原因逐一进行分析后，我们认定以下两点原因：
（一）热网加热器疏水直接回收至高压除氧器水箱，未经过除氧头两级除氧，同时热网加热器设计出水温度为150℃，受热用户要求所限，实际运行出水温度最高仅为90℃，疏水温度为104℃左右，（加热器工作压力饱和温度为119℃），疏水不饱和、含氧量高。
（二）高压除氧器设计为深度除氧，主补给水应为经过热网除氧器除氧后含氧量小于15微克/升、水温为104℃的初级除氧水。受供暖期厂内用汽量的限制，热网除氧器供汽量不足，出水温度仅为70℃，远未达到104℃的设计要求。
三、问题的解决
（一）改变供暖期热网加热器疏水回收方式
热网加热器疏水含氧量高，必须经过高除的两级除氧才能除氧合格，但热网疏水进入高除除氧头顶部需要对三台高除系统进行改造，且高除除氧头没有合适接口，工程量大。热网除氧器除氧头有一预留接口，接管方便，工程量小，所以热网疏水首先接入热网除氧器，经中继泵加压后进入高除进行两级深度除氧。供暖期给水系统补水流量平均为200t/h，热网疏水量为120t/h，中继泵额定流量为240t/h（两用一备）完全能满足运行要求。此项改造仅增加管道（Φ108×4）4米、闸阀（Z41H-25 DN100)及逆止阀（H41H-25 DN100)各一个，成本2200元，一个工作日即可改造完毕。
（二）通过改变运行方式提高热网除氧器出水温度
减少热网除氧器的除盐水进水量，不足部分通过凝汽器补入给水系统。通过凝汽器补充除盐水50t/h(设计凝汽器补水为紧急补水)，在机组总进汽量不变的情况下，完全可以满足厂内用汽用汽需求。热力计算如下：
热网疏水为104℃，吸热方式不变，仅计算除盐水加热用汽量的变化。
供暖期间二段蒸汽供汽量平均为200t/h，系统全部通过热网除氧器补水时，热网除氧器平均水温仅为70℃。改变运行方式，通过凝汽器补除盐水50t/h，热网除氧器补水150t/h，热网除氧器水温达到104℃。除盐水温度10℃；凝结水轴加出口40℃、3＃低加出口70℃、2＃低加出口126℃、1＃低加出口151℃；高压除氧器水温150℃。焓值由水和水蒸气热力性质表查出。
根据热力学第一定律：
（t1-t2）－被加热水温差（h1-h2）－加热蒸汽焓差
运行方式改变前高压除氧器加热蒸汽（二段蒸汽）量
200×103×(150-70)×4.1868/(2969.6-666.82)＝29.09×103 kg
热网除氧器加热蒸汽（四段蒸汽）量
200×103×（70-10）×4.1868/（2765.4-293.0）＝20.32×103 kg
运行方式改变后高压除氧器加热蒸汽（二段蒸汽）量
150×103×(150-104)×4.1868/（2969.6-666.82）＝12.55×103 kg
热网除氧器加热蒸汽（四段蒸汽）量
150×103×（104-10）×4.1868/（2765.4-435.95）＝25.34×103 kg
凝结水流量增加50t/h，
3＃低加多用汽（五段蒸汽）量
50×103×（70-40）×4.1868/（2646-209.73）＝2.58×103 kg
2＃低加多用汽（四段蒸汽）量
50×103×（126-70）×4.1868/（2765.4-500.95）＝5.18×103 kg
1＃低加多用汽（三段蒸汽）量
50×103×（151-126）×4.1868/（2879.7-601.0）＝2.23×103 kg
可以看出每小时共减少厂内用汽1.53×103 kg
节省抽汽继续在汽轮机做功，增加做功能力如下
（29.09-12.55）×103 ×（2969.6-2879.7）＝1486.95×103 kJ
（16.54-2.23）×103 ×（2879.7-2765.4）＝1635.63×103 kJ
（14.31-5.18-5.02）×103 ×（2765.4-2646）＝490.73×103 kJ
（4.11-2.58）×103 ×（2646-2544.43）＝155.40×103 kJ
做功总增加量为
（1486.95+1635.63+490.73+155.4）×103 kJ＝3768.71×103 kJ
整个冬运期增加做功
3768.71×103×24×120＝10853884.8×103 kJ
按我厂原煤平均低位发热量22600 kJ/kg，锅炉效率为90％计算，增加做功能力可折算原煤：
10853884.8×103 kJ/22600 kJ/kg/90％＝533.62×103 kg＝533.62t
按原煤价格470元/吨，共节约生产成本：
533.62吨×470元/吨＝25.08万元
在解决安全隐患的同时，产生了可观的经济效益
四、总结
我们通过简单的系统改造和运行方式改变，解决了锅炉给水含氧量超标的重大安全生产隐患，并收到了很好的经济效益。每个电厂的实际生产与设计理念都会存在一定的差异，发现并解决这些差异带来的生产问题是电力工作者的基本工作。
参考文献：
[1]沈维道，郑佩芝.工程热力学.第二版，北京，高等教育出版社，1983.
[2]邵和春.汽轮机运行.第二版，北京，中国电力出版社，2006.
作者简介：
李国林，男，汉族，河北枣强，石家庄东方热电股份有限公司热电二厂助理工程师，工学学士，研究方向：电厂生产管理。