小型燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)企業(yè)節(jié)能技術(shù)探討

周志堅 陶紅 安學(xué)軍

摘 ?要：傳統(tǒng)型區(qū)域熱電聯(lián)產(chǎn)企業(yè)面臨機組老化、負(fù)荷帶不足、晝夜峰谷差大等問題，給運行經(jīng)濟(jì)性帶來了較大的困難。因此對原有系統(tǒng)設(shè)備進(jìn)行多項節(jié)能技術(shù)改造，通過增設(shè)汽動給水泵、改良循環(huán)流化床鍋爐的中心筒、增設(shè)煙氣換熱器等技術(shù)手段，獲得較為可觀的節(jié)能效果，解決了部分時段運行調(diào)整的困難，同時對環(huán)保減排也有一定幫助。

關(guān)鍵詞：燃煤熱電聯(lián)產(chǎn) ?企業(yè)節(jié)能 ?技術(shù)

中圖分類號： TU83 ? 文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A 文章編號：1672-3791（2019）06（b）-0044-02

筆者所在熱電廠為傳統(tǒng)型區(qū)域熱電聯(lián)產(chǎn)企業(yè)，迄今為止已運營15年。隨著近年來環(huán)保要求的日益提高，以及江蘇省263減煤任務(wù)的要求，企業(yè)供熱負(fù)荷呈現(xiàn)逐年下降趨勢，目前處于接近盈虧平衡的狀態(tài)。機組老化、負(fù)荷帶不足、晝夜峰谷差大，給運行經(jīng)濟(jì)性帶來了較大的困難。

對此，企業(yè)近年來在節(jié)能方面投入大量人力物力，努力在大環(huán)境的不利影響下挖潛增效，通過多次技術(shù)改造和效益模擬測算，采取了行之有效的措施，改善能源的梯級利用，充分利用余熱和廢熱，改良了運行方式，提升了一定的熱效率和經(jīng)濟(jì)性，以此積累了一些經(jīng)驗。

1 ?近年來不經(jīng)濟(jì)運行狀況簡述

作為熱電聯(lián)產(chǎn)企業(yè)，遵循以熱定電原則，企業(yè)近幾年的實際產(chǎn)量為：供汽量55萬t左右、上網(wǎng)電量3500～4000萬kWh左右，遠(yuǎn)達(dá)不到設(shè)計最大產(chǎn)能的一半。目前企業(yè)機組規(guī)模為3爐2機：3臺75t/h循環(huán)流化床鍋爐+7MW抽凝式發(fā)電機組（#1機）+15MW背壓式發(fā)電機組（#2機）;日常運行方式為：日間供熱高峰時2爐1機（2臺鍋爐+#2機），夜間供熱低谷時1爐1機（1臺鍋爐+#2機），極限供熱低負(fù)荷時1爐2機（1鍋爐+#1機+#2機）或1爐1機（1臺鍋爐+#1機）。另外，近年來煤價的上升，使得#1機純凝運行很不經(jīng)濟(jì)，因此#1機長期停運，僅作為備用機組，在#2機檢修時啟動#1機抽汽運行，或極限低負(fù)荷時段啟動#1機調(diào)峰運行。

企業(yè)目前整體經(jīng)濟(jì)性不佳，主要表現(xiàn)為：

（1）周邊以紡織、印染為主的熱用戶企業(yè)群用汽量自2010年后驟然下降，供熱負(fù)荷的下降使#2機平均負(fù)荷下降，汽耗煤耗上升。

（2）晝夜峰谷差大，每日中夜班1臺鍋爐必須啟停，損耗較多。鑒于外界供熱負(fù)荷晝夜峰谷差巨大，供汽量日間高峰時最大110t/h，夜間低谷時最低29t/h，因此必須采取日間2爐1機運行，夜間停運1臺鍋爐、啟動#1機純凝調(diào)峰等手段，增加了能源損耗。

（3）夜間低谷時#2機負(fù)荷極低，汽耗和發(fā)電標(biāo)煤耗上升，#2機的額定汽耗10.2kg/kWh，白天高峰時#2機進(jìn)汽量120t/h，汽耗11kg/kWh，夜間低谷時#2機進(jìn)汽量33t/h，汽耗29kg/kWh，可見低谷時汽輪發(fā)電機組運行很不經(jīng)濟(jì)。

（4）夜間低負(fù)荷時除氧器較難控制，為了保證除氧器正常工作壓力需要放掉一部分除鹽水，浪費了熱能和工質(zhì)。

（5）鍋爐長時間處于低負(fù)荷狀態(tài)時，主汽溫度較低，最低時低于420℃，且早高峰升負(fù)荷時升溫調(diào)整也較困難，因此重影響汽機效率，汽溫低時#2機被迫降負(fù)荷運行，影響熱經(jīng)濟(jì)性。

2 ?節(jié)能降耗對策

針對上述種種不利因素，企業(yè)近年來集思廣益，陸續(xù)實施了多項節(jié)能技術(shù)改造工作，如增設(shè)汽動給水泵、增設(shè)脈沖式吹灰器、鍋爐中心筒改造、增設(shè)煙氣換熱器等，有效改善了供熱低負(fù)荷及峰谷差大帶來的負(fù)面經(jīng)濟(jì)性影響。主要思路如下。

（1）優(yōu)化熱力循環(huán)結(jié)構(gòu)，盡量充分利用乏汽，用“汽”換取“電”，減少廠用電的消耗。

（2）加強爐內(nèi)過熱器的傳熱效率，提高主汽溫度，提高汽機效率。

（3）改良中心筒，增加飛灰中可燃物在爐內(nèi)的循環(huán)時間，讓燃料燃燒更加充分，以降低飛灰含碳量，提高爐效。

（4）充分利用廢熱，用鍋爐出口排煙廢熱加熱除鹽水，減少自用汽的消耗。

下文著重介紹其中部分行之有效、獲得了良好收益的節(jié)能改造方案。效果測算的基本參數(shù)：以近幾年統(tǒng)計的平均指標(biāo)為準(zhǔn)，標(biāo)煤價1000元/t，上網(wǎng)電價0.468元/kWh，鍋爐產(chǎn)汽標(biāo)煤耗115kg/t，年耗標(biāo)煤7萬t，年供汽量55萬t。

（1）增設(shè)汽動給水泵。

購置汽動給水泵一臺，型號BN0.5-0.98/0.15，額定參數(shù)：進(jìn)汽壓力0.5～1.6MPa，排汽壓力0.05MPa，供水量150t/h，揚塵700m。實際運行參數(shù)：進(jìn)汽壓力（熱網(wǎng)蒸汽）0.8MPa/280℃，排汽壓力（至除氧加熱）0.05MPa，進(jìn)汽量6～10t/h，供水量110～130t/h。

系統(tǒng)改造設(shè)置：自用汽先經(jīng)過小汽輪機做功，再至除氧加熱，自用汽的耗量與原直接至除氧加熱的耗量相比，需增加0.16倍。小汽輪機帶動給水泵運行，原電動給水泵停用。

效益測算：（1）電動給水泵運行成本：鍋爐日間平均給水量115t/h時，原電動給水泵耗廠用電功率286.94kW，折合成本134.29元/h。（2）改用汽動泵后，小汽輪機進(jìn)汽量6.7t/h，比原來多耗自用汽1.07t/h，折算鍋爐產(chǎn)汽煤耗成本增加125.8元/h;#2機發(fā)電收益按供熱高峰時#2機汽耗11.22kg/kW·h計，可多發(fā)電97.45kW，扣除廠用電后，上網(wǎng)電量增加82.84kW·h/h，發(fā)電收益增加38.77元/h，因此折算汽動給水泵運行成本125.8-38.77=87.03元。（3）兩種方案比較，供熱高峰時汽動給水泵運行可節(jié)約134.29-87.03=47.26元/h，折算節(jié)標(biāo)煤47.26kg/h。

全年按汽動給水泵運行4000h計，共節(jié)標(biāo)煤188t/年。

（2）鍋爐中心筒改造。

通過適當(dāng)加長中心筒，可增加物料循環(huán)倍率，使得更多飛灰經(jīng)返料器回到爐膛繼續(xù)參與循環(huán)燃燒，可以降低鍋爐飛灰可燃物含量，提高鍋爐效率。同時，物料循環(huán)量的增加，可使得懸浮段焦炭濃度增加，從而加強NO與焦炭的還原反應(yīng)，使?fàn)t內(nèi)NOx生成量下降，起到一定的環(huán)保減排效果。

將3臺75t/h循環(huán)流化床鍋爐的中心筒依次改造，下端各加長25cm，內(nèi)徑從1280cm減至1180cm。改造后使得飛灰含碳量下降1.55%，影響總體爐效上升約0.26%，折算節(jié)標(biāo)煤182t/年。

（3）增設(shè)煙氣換熱器。

在#4爐引風(fēng)機后煙道內(nèi)加裝換熱器，吸收煙氣廢熱加熱除鹽水，減少自用汽的消耗，同時也起到冷凝煙氣的作用，有利于降低煙氣的濕度，達(dá)到部分“脫白”的目的。

該項目投運后，#4爐運行時可節(jié)約自用汽約1.7t/h，按年運行3500h計，扣除運行成本，可節(jié)約標(biāo)煤約500t/年。

3 ?節(jié)能效果綜述

通過系列節(jié)能改造，一方面使得熱電廠獲得較為可觀的節(jié)能效果，另一方面也解決了部分時段運行調(diào)整的困難，同時對環(huán)保減排也有一定幫助，可謂一舉三得。

參考文獻(xiàn)

[1] 佚名.燃煤電廠生產(chǎn)綜合升級改造與節(jié)能降耗技術(shù)[A].第二屆電站鍋爐優(yōu)化運行與環(huán)保技術(shù)研討會論文集[C].2014.

[2] 王桂林，張宇，周義剛，等.基于燃煤電廠運行及環(huán)保經(jīng)濟(jì)性的鍋爐優(yōu)化技術(shù)研究及應(yīng)用[A].2016清潔高效燃煤發(fā)電技術(shù)交流研討會論文集[C].2016.