热电联产机组节能措施及效益

孙 飞

（山东恒通化工股份有限公司，山东 临沂 276100）

火力发电厂节能的主要任务是节煤、节电、节汽、节水、节油，热电厂在节能实践中，结合机组设备的实际情况，通过技术改造、加强管理，降低了生产成本。以下即是热电联产机组在节能降耗方面的具体措施。

一、回收锅炉排污水及热量

公司热电厂外供蒸汽约200t/h，这部分蒸汽在化肥和化工生产中受到污染，蒸汽冷凝液不能回收利用，因此锅炉补给水量很大，锅炉排污率将近2%。五台锅炉排污水量达到20t/h，温度约80℃，表1是锅炉排污水与一次水的的分析结果。

表1

比较分析结果可以看出，锅炉排污水的大部分指标都优于一次水，可以将这部分水回收处理后供锅炉使用。为回收排污水及热量，先将这部分水集中起来，与一次水混合降温后，经过机械过滤器、阴阳浮床、混床离子交换处理合格后，重新供锅炉补水，1年能够节约一次水16万t，回收热量40 128GJ，折合标煤1 369t。

二、适当降低给水温度，降低锅炉排烟温度，提高锅炉热效率

排烟热损失是锅炉热损失中比例最大的热损失，根据资料显示，对于大型的循环流化床锅炉来说，排烟热损失占整个热损失的6%～8%，排烟热损失的大小决定于排烟温度和排烟容量。一般排烟温度提高约10℃时，排烟热损失约增加1%。240t/h锅炉设计排烟温度140℃，给水温度215℃。由于设计、煤质等各方面的原因，锅炉实际运行排烟温度达到160℃，排烟热损失增大，锅炉效率降低。经过研究，锅炉给水温度由215℃降低到195℃，这样省煤器的温度场梯度增大，烟气余热得到充分利用，排烟温度由160℃降到140℃，提高了锅炉热效率。经锅炉热工测试，锅炉效率由83.3%提高到84.8%。运行实践表明，虽然降低给水温度高压加热器的利用率降低，对于汽轮机回热循环而言热效率降低了，但是大大提高了锅炉效率。

三、汽轮机单阀调节改为顺序阀调节，降低节流损失，提高汽轮机效率

50MW汽轮机共有四只高调门调节进汽量和负荷，高调门采用DEH控制，DEH系统对高调门有单阀控制和顺序阀控制两种管理方式。单阀控制是蒸汽通过所有的调节阀进入喷嘴室，全周进汽，所有调节阀同时开启和关闭，以节流方式控制汽轮机转速和负荷；顺序阀控制则是调节阀按照一定的顺序逐个开启和关闭，蒸汽以部分进汽的方式进入喷嘴室。在机组开机期间，一般采取全周进汽（节流调节）运行方式，便于控制汽轮机转子和定子的温差，减小热应力，有效控制机组热膨胀，缩短启动时间，延长机组寿命。因单阀运行时四只高压调节阀都参与开度调节，并且调节阀的开度不大，蒸汽通过调节阀时有比较大的节流损失，汽轮机效率降低。经过运行比较，当汽轮机负荷达到30MW后，将单阀调节方式改为顺序阀调节方式运行，能够有效减少节流损失，提高汽轮机效率，发电标煤耗降低3.7g/kW·h。

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四、改造汽轮机汽封装置，减少漏汽量，提高汽轮机效率

热电厂汽轮机汽封装置是传统的迷宫式汽封，依靠汽封疏齿与轴套凸凹台阶逐步节流降压实现密封。前汽封漏汽比较严重，能量损失大，汽轮机热耗偏高，经济性差。后汽封密封效果不好，真空严密性差。接触式汽封是传统汽封的更新换代产品，能够很好地解决轴封漏汽问题。接触式汽封与迷宫汽封的最大不同在于，汽封内环采用复合材料制成，耐温、耐磨，始终以一定的弹性跟踪大轴，与轴接触并且始终同心，不会因为汽轮机的振动改变间隙的大小，故其密封性能更加优越。

改造为接触式汽封后，前汽封漏汽量明显减少，机组效率提高，后汽封真空严密性提高，达到350Pa/min。经测试，发电煤耗降低1.1g/kW·h，全年三台机组按照运行8 000h总负荷15万kW计算，可以减少煤耗1 320t。

五、回收除氧器乏汽及热量

目前，火力发电厂用于锅炉给水除氧工艺大多采用热力除氧的方法，为了达到良好的除氧效果，除氧水必须被加热到除氧器压力下的饱和温度，提供气体从水中分离出来的必要条件，并且要及时将水中分离出来的气体排到设备以外，使汽气空间中氧气的分压力减小，所以除氧器的对空排汽门要保持一定开度，在排出不凝结气体过程中不可避免地将大量蒸汽也一同排出，造成了工质和热量的损失。热力除氧器的排汽俗称除氧器乏汽，其主要成分是低压水蒸汽和微量的不凝结气体（O2、CO2、N2等），是一个重要的低位热源。

热电厂现有260t/h除氧器五台，正常生产时运行四台，操作压力0.4～0.5MPa，出水温度150℃，总负荷800t/h，按3‰排空率，除氧器每年运行8 000h计算，共排放水蒸气1.92万t，排放到大气中的总热焓值为22 722GJ，浪费很大。为了回收这部分余热，采用混和式换热器作为除氧器排汽回收的冷却装置，回收装置中装有效率较高的模块，以射水抽汽技术回收低压力蒸汽，利用乏汽热量加热作为锅炉补给用的脱盐水。这样每年回收凝结水1.92万t，回收的热量折合标准煤775t。

六、安装前置阴阳床回收利用废酸碱，降低制备脱盐水的酸碱消耗

锅炉补给水的除盐采用双室双层浮动床+混床离子交换处理工艺，其具体流程是：一次水——缓冲罐——机械过滤器——阳床——除碳器——阴床——混床。在阳双室浮床、阴双室浮床、混床中分别装有001×7FC、D113-ⅢFC、201×7FC、D301-ⅢFC，D113MB、D301MB型树脂，当交换器失效后用盐酸和烧碱再生。

阴阳床采用逆流再生，混床采用同时再生，再生后的废酸碱送到中和池自行中和后排放。长期以来，再生酸碱消耗量大，制备1t脱盐水需要耗30%盐酸1.03kg，耗30%烧碱0.85kg。为降低酸碱消耗，经考察论证，在机械过滤器后、阳床之前加设前置阳床，在除碳器与阴床之间设前置阴床，前置阴阳床内装比D113、D301酸碱性还要弱的特制树脂，工作交换容量大，很容易再生。改造后，利用阴阳床和混床再生后的酸碱废液就可以彻底再生前置阴阳床树脂，不但回收利用了废酸碱，减少酸碱用量，并且由于前置阴阳床已经除去了部分阴阳离子，减轻了阴阳浮床的负担，增加了阴阳浮床的周期制水量，延长了树脂使用寿命。现吨水耗酸0.96kg，吨水耗碱0.7kg，全年制备脱盐水350万t，可节约30%盐酸245t、30%烧碱525t。

七、努力提高凝汽器真空，降低汽轮机汽耗

凝汽器真空是影响汽轮机效率的主要因素，据有关资料显示，真空改善1%，汽耗降低1%～1.5%。因此，提高凝汽器真空是提高机组效率、降低汽耗最有效的手段，主要采取了以下几方面的措施。

1.合理控制循环水浓缩倍率，加强加药管理，防止凝汽器铜管结垢与腐蚀；定期投运胶球清洗装置，保持铜管清洁；利用检修机会，通过机械除垢、化学除垢等措施消除铜管结垢，从而提高凝汽器效率和真空，降低端差。

2.加强凉水塔管理，采用高效的淋水填料和喷溅装置，更换损坏的喷头和淋水填料，提高冷却效果，降低循环水温。

3.在夏季，通过经济性比较后，增开循环水泵以增加循环水量，提高凝汽器真空。

4.降低射水箱水温，加强射水箱的补水与排水，提高射水抽气器的抽吸能力。

5.保持真空系统严密，每月进行一次真空严密性试验，达到400Pa/min以下的要求。

八、锅炉启停炉排放蒸汽回收

热电厂五台锅炉主蒸汽系统采用母管制，所产蒸汽供三台C50-8.83/1.57型抽凝汽轮发电机组使用，汽轮机启动采用定压启动。锅炉启动，当炉温达到900℃左右时，锅炉开始进行升压操作。升压过程是以汽包压力为主，通过调节燃料量和过热器集箱上的对空排汽阀开度，控制升压速度＜1.5MPa/h，使汽温、汽压同步上升，待蒸汽参数接近额定参数时，开启并汽阀，将启动炉蒸汽并入母管，同时关闭对空排汽阀。锅炉停炉时，关闭并汽阀后，需要打开对空排汽阀降压。以上启停炉过程均需打开对空排汽阀，持续较长时间的排汽，浪费了大量工质和热量。

由于设备故障、负荷波动等原因，锅炉启停炉次数较多。根据系统现状和实际运行情况，将现有的主蒸汽系统进行改造，将锅炉启停过程中产生的高温高压蒸汽通过减温减压装置后并入汽轮机抽汽管道，供热用户使用。减少能源浪费，提高整体供热能力。某台锅炉点火启动过程中，相应的并汽阀关闭，当蒸汽温度压力高于汽轮机抽汽温度压力时，投运减温减压装置，将这部分蒸汽并入外供抽汽管道，当启动炉蒸汽温度压力达到并炉条件时，按照锅炉规程并炉，同时退出减温减压器。某台锅炉停炉时，将停运锅炉并汽阀关闭，同时将停运锅炉余汽导入减温减压器，供热用户使用，当停运锅炉余汽压力温度低于外供蒸汽母管压力时，退出减温减压器。

全年每台锅炉开停炉三次，每次开停炉可回收蒸汽约400t，全年回收蒸汽约6 000t，节约标煤760t，节约脱盐水6 000t。

九、将机械雾化油枪改造为气泡雾化油枪，减少锅炉启动点火用油

热电厂锅炉启动点火油采用0#轻柴油，点火油枪采用的是机械雾化式油枪，共五只，其中床上燃烧室布置三只，油枪出力为400kg/h；床下风室布置两只，油枪的出力为500kg/h。油枪存在的主要问题是，启动点火冒黑烟，燃烧不充分，耗油量大，锅炉点火启动一次用油平均达13t。改造为气泡雾化油枪后，利用压缩空气雾化燃油，雾化颗粒度更细，燃烧充分，火焰刚性强，每次启动用油只需要10t左右。按照每台锅炉每年启动三次计算，每年节约柴油45t。

十、减少辅机设备用电量，降低厂用电率

1.锅炉风机由挡板调节改造为变频调节。每台240t/h锅炉有六台6kV风机电机，总额定功率3 140kW，风机全部采用进口挡板的节流调节，节流损失大，并且设计时选型偏大，满负荷运行时，部分风机挡板开度只有30%～60%，风机运行效率偏低。改造前，锅炉满负荷运行，消耗功率约2 282kW，改为变频调节后，消耗功率约1 814kW，其节电效果为20.5%，全年五台锅炉每台运行7 000h，节约电能1 638万kW·h。

2.改善泵的流道特性，减少摩擦损失，提高泵的运行效率。水泵大多部件是铸件，包括泵体、导流部件、叶轮、密封环等，其表面较粗糙，增加了水流阻力，通过涂覆陶瓷涂层的办法，减少管路损失，节电1%。

3.改造结构不合理、效率低的射水抽气器。将单管短喉部抽气器更换为多通道高效能抽气器，配用射水泵电机功率由75kW降低到45kW。

十一、降低一次水消耗，加强冷凝水的回收

1.循环冷却水系统的节水。在热电厂，循环冷却水系统的补充水量占电厂总耗水量的80%。凉水塔循环冷却水在运行中，水会发生蒸发损失、风吹损失、排污损失，为了保持凉水塔液位，需要相应补充一次水。风吹损失很小，仅占循环水量的0.1%，蒸发损失是无法避免的，由于盐类的浓缩，必须排污，排污损失则和水质及药剂处理的允许浓缩倍数有关。要降低补给水量，必须要减少排污水量，即提高循环水的浓缩倍率。根据一次水质分析，引进新型水处理药剂，将浓缩倍率由三倍提高到四倍，排污率由1.1%降到0.6%。三台机组总循环水量约15 000m3/h，每年节约一次水60万t。

2.加强水务管理，节约用水，减少废水排放量，重视废水处理和回收利用，最大限度地提高水的重复利用率。如回收凉水塔排污水，集中后供泵与风机的轴承冷却，最后作为脱硫系统的烟气减温水和冲厕用水，实现了梯级用水。

3.制作加热器，回收供暖蒸汽冷凝水。家属区及办公区冬季取暖，供热蒸汽耗量大，用汽轮机0.5MPa抽汽作为加热蒸汽，与一次水混合换热制备高温热水，加热蒸汽凝结水作为补充水，不能回收利用，造成高品质凝结水的浪费。为了回收凝结水，自行制作供暖热网加热器，采用表面式换热方式制备热水，以一次水作为补充水。每月取暖用汽量8 000t，全年取暖期按3个月计算，可以节约凝结水24 000t。

4.减少各种汽水损失，合理降低锅炉排污率，控制正常汽水损失率（不包括锅炉排污、机组启动而增加的汽水损失，以及供热用汽不回收部分）小于锅炉额定蒸发量的3%。

十二、其他

1.开展小指标的竞赛和考核，以小指标保证大指标的完成。除发电量、供热量、供电煤耗、厂用电率外，根据实际情况考核。锅炉运行考核效率、汽温、汽压、排污率、烟气氧含量、排烟温度、锅炉漏风率、飞灰和炉渣可燃物、风机单耗、点火用油等指标。汽机运行考核热（汽）耗、真空度、凝汽器端差、冷却水过冷却度、给水泵单耗、高加投入率等指标。化学水制备考核自用水率、补给水率、再生酸碱消耗等指标。

2.选用优质的管道保温材料，保持热力设备、管道、阀门的保温良好，采用新材料、新工艺努力降低散热损失，保证室温25℃，保温层外表面温度低于50℃。

3.加强锅炉声波吹灰装置的维护与管理，定期检查吹灰器与脉冲阀，提高吹灰器的完好率和投入率，防止受热面积灰，保持锅炉尾部受热面的清洁。降低排烟温度和排烟热损失，提高锅炉效率。

4.提高锅炉操作人员技术水平，优化燃烧工况，针对不同煤种与负荷及时调整和组织燃烧，合理控制入炉总风量、燃烧温度及一二次风量配比，保证炉渣可燃物含量小于3%，飞灰可燃物含量小于15%，降低锅炉机械不完全燃烧热损失，提高锅炉热效率。

5.加强密封管理，通过检修消除“七漏”，即漏汽、漏水、漏风、漏煤、漏灰、漏热、漏油。消除锅炉本体、空气预热器、电除尘器漏风，降低送风机、引风机耗电量，保证锅炉本体和预热器漏风率小于5%，除尘器漏风率小于3%。过量空气系数小于1.5。

6.采用冷渣器回收锅炉高温灰渣热量。循环流化床锅炉的排渣温度一般在900℃左右，含热量高，通过高温炉渣加热锅炉补给脱盐水，可以使炉渣温度降低到100℃以下，并且回收了锅炉灰渣热损失，间接地提高了锅炉热效率。锅炉全年炉渣产量8万t，炉渣比热按照0.96kJ/kg·K，回收炉渣余热61 440GJ，可以节约标煤2 095t。

7.除盐水补水从除氧器补入改为从凝汽器补入。除盐水补水原设计是从除氧器塔头补入，除盐水温度20℃，要加热到150℃，需要消耗一定量高品位的加热蒸汽。改造为从凝汽器补入，通过喷淋装置直接与汽轮机排汽混合换热，不但回收了一定份额的排汽热量、减少了高压除氧器的耗汽量，并且降低了排汽温度，改善了机组真空。

恒通化工热电厂采用先进技术推广节能措施，对生产设备进行一系列革新与改造，改进生产工艺，提高了能源利用的效率水平。在管理上，制定节能管理制度，加大节能降耗工作力度，强化生产运行管理，开展运行指标竞赛，杜绝浪费。在节能降耗工作中取得明显成效，提升了企业的经济效益，促使各项能耗指标达到了先进水平。