周志坚 陶红 安学军
摘 要：传统型区域热电联产企业面临机组老化、负荷带不足、昼夜峰谷差大等问题，给运行经济性带来了较大的困难。因此对原有系统设备进行多项节能技术改造，通过增设汽动给水泵、改良循环流化床锅炉的中心筒、增设烟气换热器等技术手段，获得较为可观的节能效果，解决了部分时段运行调整的困难，同时对环保减排也有一定帮助。
关键词：燃煤热电联产 企业节能 技术
中图分类号： TU83 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2019）06（b）-0044-02
笔者所在热电厂为传统型区域热电联产企业，迄今为止已运营15年。随着近年来环保要求的日益提高，以及江苏省263减煤任务的要求，企业供热负荷呈现逐年下降趋势，目前处于接近盈亏平衡的状态。机组老化、负荷带不足、昼夜峰谷差大，给运行经济性带来了较大的困难。
对此，企业近年来在节能方面投入大量人力物力，努力在大环境的不利影响下挖潜增效，通过多次技术改造和效益模拟测算，采取了行之有效的措施，改善能源的梯级利用，充分利用余热和废热，改良了运行方式，提升了一定的热效率和经济性，以此积累了一些经验。
1 近年来不经济运行状况简述
作为热电联产企业，遵循以热定电原则，企业近几年的实际产量为：供汽量55万t左右、上网电量3500～4000万kWh左右，远达不到设计最大产能的一半。目前企业机组规模为3炉2机：3台75t/h循环流化床锅炉+7MW抽凝式发电机组（#1机）+15MW背压式发电机组（#2机）;日常运行方式为：日间供热高峰时2炉1机（2台锅炉+#2机），夜间供热低谷时1炉1机（1台锅炉+#2机），极限供热低负荷时1炉2机（1锅炉+#1机+#2机）或1炉1机（1台锅炉+#1机）。另外，近年来煤价的上升，使得#1机纯凝运行很不经济，因此#1机长期停运，仅作为备用机组，在#2机检修时启动#1机抽汽运行，或极限低负荷时段启动#1机调峰运行。
企业目前整体经济性不佳，主要表现为：
（1）周边以纺织、印染为主的热用户企业群用汽量自2010年后骤然下降，供热负荷的下降使#2机平均负荷下降，汽耗煤耗上升。
（2）昼夜峰谷差大，每日中夜班1台锅炉必须启停，损耗较多。鉴于外界供热负荷昼夜峰谷差巨大，供汽量日间高峰时最大110t/h，夜间低谷时最低29t/h，因此必须采取日间2炉1机运行，夜间停运1台锅炉、启动#1机纯凝调峰等手段，增加了能源损耗。
（3）夜间低谷时#2机负荷极低，汽耗和发电标煤耗上升，#2机的额定汽耗10.2kg/kWh，白天高峰时#2机进汽量120t/h，汽耗11kg/kWh，夜间低谷时#2机进汽量33t/h，汽耗29kg/kWh，可见低谷时汽轮发电机组运行很不经济。
（4）夜间低负荷时除氧器较难控制，为了保证除氧器正常工作压力需要放掉一部分除盐水，浪费了热能和工质。
（5）锅炉长时间处于低负荷状态时，主汽温度较低，最低时低于420℃，且早高峰升负荷时升温调整也较困难，因此重影响汽机效率，汽温低时#2机被迫降负荷运行，影响热经济性。
2 节能降耗对策
针对上述种种不利因素，企业近年来集思广益，陆续实施了多项节能技术改造工作，如增设汽动给水泵、增设脉冲式吹灰器、锅炉中心筒改造、增设烟气换热器等，有效改善了供热低负荷及峰谷差大带来的负面经济性影响。主要思路如下。
（1）优化热力循环结构，尽量充分利用乏汽，用“汽”换取“电”，减少厂用电的消耗。
（2）加强炉内过热器的传热效率，提高主汽温度，提高汽机效率。
（3）改良中心筒，增加飞灰中可燃物在炉内的循环时间，让燃料燃烧更加充分，以降低飞灰含碳量，提高炉效。
（4）充分利用废热，用锅炉出口排烟废热加热除盐水，减少自用汽的消耗。
下文着重介绍其中部分行之有效、获得了良好收益的节能改造方案。效果测算的基本参数：以近几年统计的平均指标为准，标煤价1000元/t，上网电价0.468元/kWh，锅炉产汽标煤耗115kg/t，年耗标煤7万t，年供汽量55万t。
（1）增设汽动给水泵。
购置汽动给水泵一台，型号BN0.5-0.98/0.15，额定参数：进汽压力0.5～1.6MPa，排汽压力0.05MPa，供水量150t/h，扬尘700m。实际运行参数：进汽压力（热网蒸汽）0.8MPa/280℃，排汽压力（至除氧加热）0.05MPa，进汽量6～10t/h，供水量110～130t/h。
系统改造设置：自用汽先经过小汽轮机做功，再至除氧加热，自用汽的耗量与原直接至除氧加热的耗量相比，需增加0.16倍。小汽轮机带动给水泵运行，原电动给水泵停用。
效益测算：（1）电动给水泵运行成本：锅炉日间平均给水量115t/h时，原电动给水泵耗厂用电功率286.94kW，折合成本134.29元/h。（2）改用汽动泵后，小汽轮机进汽量6.7t/h，比原来多耗自用汽1.07t/h，折算锅炉产汽煤耗成本增加125.8元/h;#2机发电收益按供热高峰时#2机汽耗11.22kg/kW·h计，可多发电97.45kW，扣除厂用电后，上网电量增加82.84kW·h/h，发电收益增加38.77元/h，因此折算汽动给水泵运行成本125.8-38.77=87.03元。（3）两种方案比较，供热高峰时汽动给水泵运行可节约134.29-87.03=47.26元/h，折算节标煤47.26kg/h。
全年按汽动给水泵运行4000h计，共节标煤188t/年。
（2）锅炉中心筒改造。
通过适当加长中心筒，可增加物料循环倍率，使得更多飞灰经返料器回到炉膛继续参与循环燃烧，可以降低锅炉飞灰可燃物含量，提高锅炉效率。同时，物料循环量的增加，可使得悬浮段焦炭浓度增加，从而加强NO与焦炭的还原反应，使炉内NOx生成量下降，起到一定的环保减排效果。
将3台75t/h循环流化床锅炉的中心筒依次改造，下端各加长25cm，内径从1280cm减至1180cm。改造后使得飞灰含碳量下降1.55%，影响总体炉效上升约0.26%，折算节标煤182t/年。
（3）增设烟气换热器。
在#4炉引风机后烟道内加装换热器，吸收烟气废热加热除盐水，减少自用汽的消耗，同时也起到冷凝烟气的作用，有利于降低烟气的湿度，达到部分“脱白”的目的。
该项目投运后，#4炉运行时可节约自用汽约1.7t/h，按年运行3500h计，扣除运行成本，可节约标煤约500t/年。
3 节能效果综述
通过系列节能改造，一方面使得热电厂获得较為可观的节能效果，另一方面也解决了部分时段运行调整的困难，同时对环保减排也有一定帮助，可谓一举三得。
参考文献
[1] 佚名.燃煤电厂生产综合升级改造与节能降耗技术[A].第二届电站锅炉优化运行与环保技术研讨会论文集[C].2014.
[2] 王桂林，张宇，周义刚，等.基于燃煤电厂运行及环保经济性的锅炉优化技术研究及应用[A].2016清洁高效燃煤发电技术交流研讨会论文集[C].2016.
