节能管理与电热生产经济性研究

梁伟（中国石油集团电能有限公司热电二公司)

我国是能源资源严重短缺的国家，石油、天然气人均剩余可采储量仅有世界平均水平的7.7%和7.1%，储量比较丰富的煤炭也只有世界平均水平的58.6%。因此，节能降耗工作始终是国家能源发展的总方针，节约资源已成为我国基本国策。国家《“十四五”节能减排综合工作方案》明确，到2025 年，全国单位国内生产总值能源消耗比2020年下降13.5%，能源消费总量要得到合理控制。近年来，国家对燃煤电厂能耗指标管控日趋严格，对节能、降耗工作提出更高要求，这要求企业必须将节约资源摆在企业发展的首要位置，加强节能降耗管理，采取技术可行、经济合理、环境和社会可接受的一切节能措施。作为热电联产企业，更加合理、有效地利用好资源和能源，持续降低电热产品单位能耗，才能不断提高生产经营效益，保证企业持续、稳定、高质量发展[1-2]。

1 现状和问题

中国石油集团电能有限公司热电二公司是热电联产企业，既是电热能源生产单位，也是煤炭、水和电等能源消耗大户。公司现装机容量为200 MW，包括2 台50 MW 背压型和1 台100 MW 双抽型汽轮发电机组，以及乘银网和让龙网独立运行的热网首站，年民用采暖供热量约900×104GJ。目前存在装机容量小、自动化程度偏低、设备老旧等问题，节能管理还不够精细、完善，原材料消耗量大、能耗偏高[3-5]。对标电力系统同等规模先进电厂，主要经济指标存在一定差距，如公司供电标准煤耗298.46 g/kWh，对标电厂仅为290.20 g/kWh。为落实国家节能降耗政策，减少资源、能源消耗，必须加强节能管理，努力降低生产成本，提升企业经营效益。

2 分析和对策

通过对电热生产系统、设备和生产过程的梳理分析，要减少能源消耗，降低企业电热生产成本，就必须建立完善、有效的节能管理体系，加大节能技术改造，从技术节能和管理节能两个方面开展好节能降耗工作[6]。

2.1 明确方向

一般说来，节能管理大致可以分为技术节能和管理节能两个方面。技术节能主要是通过对设备、系统改造，加大高效、低耗设备的应用，以技术更新和设备升级降低生产能耗。近几年，随着2#机组背压改造、热网循环水汽动改造等重点节能项目实施，在技术节能方面取得良好效果，解决了2#汽机冷源损失及热网系统耗电量大等问题，标准供电煤耗和发电供热厂用电率大幅降低，技术节能措施收效明显，并在持续推进。另一方面，由于能源消耗涉及电热生产的诸多系统、设备和环节，在系统完善、指标管控等方面还存在一些短板，一些关键经济、技术指标低于同类型先进企业，在管理节能方面，还存在一定差距，通过完善管理节能，持续降低能源消耗，也是企业节能管理的另一项重点工作[7-10]。

2.2 确定目标

对近年来公司主要生产经营数据进行分析，公司每年煤炭消耗量约145×104t，花费生产成本约5 亿元，厂用电年消耗约19 200×104kWh，减少售电收入约9 700 万元，年消耗生产生活用水约700×104t，耗费生产成本约4 700 万元，此三项消耗生产成本最多。因此，确定节能管理重点关注和控制的主要经济指标就是煤耗、厂用电率和水耗。公司近三年主要经济指标与气进指标对比见表1。

表1 近三年主要经济指标与气进企业指标对比Tab.1 Statistics of main economic indicators in the past three years

纵向分析企业近三年主要经济指标，并与先进电厂进行对比，综合考虑设备、系统以及运维条件差异，通过管理节能措施，降控年度主要经济指标。

1）供电标准煤耗控制在295.04 g/kWh 以内，供热标准煤耗控制在40.30 kg/GJ 以内。

2）发电厂用电率控制8.78%以内，供热厂用电单耗控制9.16 kWh/GJ 以内。

3）发电水单耗控制在3.35 kg/kWh 以内，供热水单耗控制在0.35 t/GJ 以内。

通过开展3#机组综合节能改造、锅炉送风机变频改造和给水泵汽动改造技术节能项目的研究，对各项目降耗能力进行测算。项目实施后，供电标准煤耗、发电厂用电率和发电水单耗等主要经济指标较项目实施前将有较大幅度降低。

2.3 对策措施

为保障各主要经济指标降控目标的实现，在管理节能方面，细化梳理主要经济指标影响因素，找出导致能耗偏高的主要原因，制定并落实针对性的管理节能措施，努力实现年度指标降控目标；在技术节能方面，加快推进3#机组综合节能改造、锅炉送风机变频改造和给水泵汽动改造技术节能项目，确保技术节能项目降控目标顺利完成。

2.3.1 管理节能措施

结合电热生产实际，分类制定重点能耗指标降控推进落实表，三项指标降控推进落实见表2。明确了3 类6 项具体指标降控目标、降控对策、责任部门和完成时限，并对对策落实情况进行跟踪、检查，确保年度管理节能降耗目标的实现。

表2 三项指标降控推进落实Tab.2 Implementation of reduced control of three indicators

2.3.2 技术节能措施

1）3#汽轮机组综合节能改造项目是通过对3#汽轮机低压缸进行零出力改造，将低压缸局部及连通管进行优化设计，非采暖期热负荷较小时低压缸正常投入运行，采暖期热负荷较大时切除低压缸，大幅降低3#汽轮机冷源损失，增大采暖抽汽至低压热网加热蒸汽量。为保证改造后的机组安全平稳运行，此次改造将同步更换新型加强型末级与次末级叶片，优化低压缸测点布置，完善喷水降温系统，加装叶片振动在线监测系统以及其他辅机系统防护措施，改造后的供热系统见图1。

图1 改造后的供热系统Fig.1 Heating system after transformation

项目实施后，3#机组采暖抽汽流量增至196 t/h，相当于减少标煤消耗约13 645 t，并实现机组运行方式灵活调节，每年还可减少循环水消耗约25.5×104t，该工况年度运行约90 d。按公司年发电量105 000×104kWh，供电量87 948×104kWh 计算，机组改造后标准供电煤耗降低15.51 g/kWh，发电水单耗降低0.24 kg/kWh，能耗指标对比见表3。

表3 3#机组改造前后能耗指标对比Tab.3 Comparison of energy consumption index before and after the transformation of 3# unit

2）针对热电二公司锅炉送风机工频运行存在出力偏大，能耗偏高问题，降低送风机耗电量，改善送风机及电动机运行条件，对5 台锅炉送风机电动机进行变频改造。该项目安装9 台变频器，其中4 台变频器电动机功率为355 kW，年均运行时间为160 d；5 台变频器电动机功率为560 kW，年均运行时间为210 d，电动机额定电压均为6 000 V。风机变频改造运行参数及耗电对比见表4。

表4 风机变频改造运行参数及耗电对比Tab.4 Comparison of operation parameters and power consumption of fan conversion transformation

项目实施后，提高了锅炉送风系统的安全可靠性，年节约厂用电621.36×104kWh，按照年发电量10.5×108kWh 计算，降低发电厂用电率0.59%。

3）通过对2 台2DGB-9J 型锅炉给水泵进行节能改造，将原电动机驱动改为汽轮机驱动，驱动1.05 MPa、280 ℃的中温中压蒸汽，其排汽参数为0.2 MPa、172 ℃，排至热网低压加热器用于供热，不仅实现蒸汽能量的梯级利用，还大幅降低给水系统耗电量，提高机组运行的经济性。汽动给水泵汽水系统设计方案见图2。

图2 汽动给水泵汽水系统设计方案Fig.2 Design schemes of vapor system for steam feed pump

2DGB-9J 型给水泵配套电动机的额定功率为1 600 kW，转速为2 980 r/min，选配背压式汽轮机型号为B1.6-1.05/0.2，额定功率为1 600 kW，额定转速3 000 r/min，额定进汽量为20.3 t/h，年运行时间约180 d。汽动泵改造前后电热能耗统计见表5。

该项目减少给水泵电量消耗1 106.2×104kWh，降低发电厂用电率1.05%。

按公司电价0.63 元/kWh，蒸汽热价45 元/GJ 计算，项目年度综合收益为546.95 万元。

上述技术节能项目的实施，大幅降低了供电标准煤耗、发电厂用电率和发电水单耗等，在管理节能降控目标完成的基础上，技术节能项目指标降控目标见表6。

表6 技术节能项目指标降控目标Tab.6 Reduced control target of technical energy conservation project index

3 实施效果

2023 年上半年，公司各相关部门细化措施、落实责任、提升管理、强化监督，认真落实各项降耗保障措施，管理节能收效明显，全面实现公司年度各项能耗降控目标。

1）供电标准煤耗293.31 g/kWh，较年度指标低1.73 g/kWh；供热标准煤耗40.3 kg/GJ，与年度降控目标持平。

2）发电厂用电率8.32%，较年度指标低0.46 个百分点；供热厂用电单耗8.87 kWh/GJ，较年度供指标低0.29 kWh/GJ。

3）发电水单耗3.32 kg/kWh，较年度指标低0.03 kg/kWh；完成供热水单耗0.34 t/GJ，较年度指标低0.01 t/GJ。

技术节能方面，下半年，公司全力推进节能改造项目实施，3#机组综合节能改造项目完成后，将大幅降低公司供电标准煤耗15.51 g/kWh，降低发电水单耗0.24 kg/kWh；送风机变频改造和汽动给水泵节能改造项目完成后，将降低发电厂用电率1.64个百分点，技术节能降耗效果会更明显，并将持续推动企业高质量持续发展。

4 结束语

通过管理节能工作的开展，上半年已实现节约标准煤1 485 t，减少企业成本支出112 万元，减少厂用电消耗786×104kWh，增加企业售电收入393 万元，节约生产用水40×104t，降低用水成本232 万元，全面完成年度主要经济指标降控目标。技术节能项目完成后，将减少年度标煤消耗约13 645 t，减少年度发电用水约25.5×104t，减少年度厂用电消耗1 727.56×104kWh，技术节能降耗的效果将更加凸显。后续，公司还将不断完善节能管理体系建设，持续做好技术节能项目研究推广，并坚持常态化开展管理节能，以推进企业高质量发展和持续提升效益。