山东建筑大学热能工程学院㊀张丽丽
摘要：随着国家对发展能源工业㊁优化能源产业结构提出的新要求以及能源供应的紧张，降低热电厂的供电煤耗并提高能源利用效率尤为重要㊂本文通过对热电厂运行情况进行节能分析，并从技术方面提出节能技术改造措施，对2台型号为DG3002/ 29.3-Ⅱ4的超超临界参数变压直流锅炉和2台型号为N1000-28/600/620的抽凝式 汽轮发电机的热电厂运行模式进行节能效果测算㊂结果表明：改造后综合能源消费量由164.5644万吨标煤减至159.2326万吨标煤，节能量达5.3318万吨标煤，相对节能率为3.23%㊂
关键词：抽凝机：热量回收：节能：减排：技术改造
DOI编码:10.16641/jki11-3241/tk.2021.02.023
Analysis on energy utilization and energy saving technical
transformation of thermal power plant温湿度控制系统
School of Thermal Engineering,Shandong Jianzhu University㊀Zhang Lili
Abstract:With the new national requirements for the development of energy industry, optimization of energy industry structure and the tight energy supply,it is especially important to reduce the coal consumption of power supply and improve the energy utilization efficiency of thermal power plants.In this paper,through energy-saving analysis of the operation of the thermal power plant and proposing energy-saving technical transformation measures from the technical aspect,the energy-saving effect is measured for the operation mode of the thermal power plant with two ultra-supercritical parameter variable pressure direct current boilers of model DG3002/29.3-II4and two pumped condensing turbine generators of model N1000-28/600/620.The results show that the comprehensive energy consumption is reduced from1645644000tons of standard coal to1592326000tons of standard coal after the renovation,and the energy saving amounts to53318000tons of standard coal, with a relative energy saving rate of3.23%.
Keywords:condensate extractor;heat recovery;conserve energy;reduce emissions; technical transformation
521
1㊀概述
某热电厂的装机规模为2台型号为DG3002/29.3-Ⅱ4超超临界参数变压直流锅炉和2台型号为N1000-28/600/620的1000MW抽凝式汽轮发电机组㊂作为节约型㊁环保型㊁资源综合利用型的现代化大型火力发电厂，采用引进国际上先进的1000MW 超超临界机组㊂该机组具有参数高㊁容量大㊁效率高的技术领先优势㊂项目符合国家电力产业发展政策和国家燃煤电站项目规划建设要求，也符合山东省电源建设原则，是国家倡导和鼓励发展的项目㊂
本文以该热电厂为例，介绍对其进行运行模式的节能技术改造㊂在保证新增热负荷的需求之外，最大限度增加电力供应，提高全厂热效率，不仅符合改善环境㊁节约能源和提高供热质量的要求，还保证了企业的经济利益㊂另外，热电厂中最重要的两项综合经济技术指标分别为供电标煤耗和供热标煤耗，通过对它们的研究分析可以进一步实现热电厂系统优化，提高热电厂的综合热效率[1]㊂2㊀热电厂概况 热电厂原设计工业抽汽由3抽蒸汽冷却器前接出，额定抽汽量75t/h㊂冷段有提供75t/h事故备用工业抽汽的能力㊂目前实际电厂供汽汽源为汽机的2抽和3抽，当3抽压力达不到要求时，使用2抽减温减压供出㊂单台机组的最大抽汽能力为400t/h，抽汽先进入所增加的1台6000kW功热汽轮机做功，带动6000kW的发电机发电，所发电直接并入电厂高压厂用电系统，汽轮机排汽再作为热网加热器汽源，可满足平均热负荷供热要求，但实际由于联通管压力低于预期，因此直接向首站供应抽汽㊂
主要生产工艺流程是将原煤磨成煤粉后，送入锅炉中燃烧，转换为热能，把水加热成高温㊁高压蒸汽，蒸汽送入汽轮机中膨胀做功，将热能转换为机械能，由汽轮机带动发电机发电，将机械能转换为电能㊂汽轮机排出的乏汽经过凝汽器装置与循环冷却水交换热量冷却后经过重新处理，再次作为补水供入锅炉，循环冷却水进入冷却塔进行冷却㊂
3㊀企业能源利用状况及能耗指标分析3.1㊀企业用能情况分析
该热电厂生产消耗能源及耗能工质主要为原煤㊁电力㊁柴油及自来水，其中原煤㊁柴油及自来水由外部购入，电力为自产㊂对外输出能源及耗能工质为电力㊁蒸汽和热力㊂原煤主要用于锅炉燃烧生产蒸汽，蒸汽进入抽凝式汽轮机后发电，部分抽汽用于厂内汽拖设备㊁周边企业用气及供热㊂柴油用于锅炉引燃和厂内运输，补水经化学处理和除氧后，进入锅炉内被加热产生蒸汽㊂自产电力在全厂各个流程均有应用，其余部分外供上网㊂热电厂2019年能源供应系统及流向情况如图1所示
㊂
图1㊀能源流程示意图
3.2㊀企业能源消费情况分析
经过调研，该热电厂2019年消耗原煤4095032.46t，柴油344.02t，电力1035801.06万kWh；外供低压蒸汽量155522.00t，高压蒸汽量129770.00t，转化为供热量363644.04GJ，外供电103.58亿kWh㊂根据GB-T2589-2008‘综合能耗计算通则“[2]确定各类能源的折标系数，原煤的低位热值经检验为20967kJ/kg，折标系数如表1所示㊂根据2019年全年各品种能源实物量折合成各品种能源的折标量，其中综合能源消费量=输入能源-输出能源㊂企业综合能源消耗量见表2㊂
621
表1㊀企业各品种能源折标系数
能源品种折标系数单位来源
电力0.1229kgce/(kW㊃h)GB-T2589-2008‘综合能耗计算通则“热力0.03412kgce/MJ GB-T2589-2008‘综合能耗计算通则“柴油 1.4571kgce/kg GB-T2589-2008‘综合能耗计算通则“低压蒸汽0.1055kgce/kg GB-T2589-2008‘综合能耗计算通则“高压蒸汽0.1069kgce/kg GB-T2589-2008‘综合能耗计算通则“原煤0.7230kgce/kg煤炭热值/29307=20967/29307=0.7230
表2㊀企业综合能源消费量
能源品种及各项指标实物量单位折标量单位数值单位
输入输出
原煤4095032.459t2960831.85t0.7230kgce/kg 柴油344.02t501.27t 1.4571kgce/m3电力10358010643.70kW㊃h1272999.51t0.1229kgce/(kW㊃h)低压蒸汽155522.00t16404.45t0.1055kgce/kg 高压蒸汽129770.00t13877.29t0.1069kgce/kg 供热363644.04GJ12407.53t0.03412kgce/MJ 综合能源消费量/tce1645644.34
3.3㊀企业能耗指标分析
根据DL/T904-2015‘火力发电厂技术经济指标计算方法“[3]可知，热电厂主要的考核指标是发电标准煤耗㊁供电标准煤耗㊁供热标准煤耗和综合热效率㊂其计算公式如下: 1)供热比：机组供热量与总耗热量的比值㊂
α=Q
gr
Q
sr
ˑ100(1)
式中:α 供热比,%;
Q
gr 机组供热量,GJ;
Q
sr 总耗热量,GJ㊂
2)热电比：机组供热量与供电量所表征的热量的比值㊂
R=1000Q gr
3600W gˑ100(2)
式中:R 热电比,%;
W
g 机组供电量,kW㊃h㊂
kawd-445
3)厂用电率：用于企业内部电能消耗量与发电量的比率㊂
L
cy
=
W
隐藏滑轨d
W
f
ˑ100(3)
式中:L cy 厂用电率,%;
W
d 厂用电量,kW㊃h;
W
f 发电量,kW㊃h㊂
4)发电厂用电率：用于发电的电能消耗量与发电量的比率㊂
L
fcy
=
W
d(1-α)
W
f
ˑ100(4)
式中:L fcy为发电厂用电率,%㊂
5)发电标准煤耗：机组发出单位电量的标准煤消耗量㊂
b
f
线圈盘
=
1000B b(1-α)
W
f
ˑ100(5)
式中:b f为发电标准煤耗,gce/(kW㊃h);
B
b
为燃料标准煤耗量,tce㊂
6)供电标准煤耗：单位供电量的标准煤消耗量㊂
b
g
=
b
f
1-L fcyˑ100(6)
721
式中:b g为供电标准煤耗,gce/(kW㊃h)㊂7)供热标准煤耗：单位供热量的标准煤消耗量㊂
仓库监控
b r =
1000B bα
Q
gr
ˑ100(7)
式中:b r为供热标准煤耗,kgce/GJ㊂8)综合热效率：供热量加供电量所表征的热量与生产用标准煤耗量的热量之比㊂η=
Q
gr
+3.6W
g
B
br
ˑ100(8)式中:η为综合热效率,%㊂
将表3中的实物量代入公式(1)-(8)可得:
㊀㊀α=Q gr Q
sr ˑ100=1075819
70777565.79ˑ100=1.52%
R=1000Q grd2x说明书
3600W gˑ100=
1000ˑ1075819
3600ˑ10358010.64ˑ100=0.03%
L cy =
W
d
W
f
ˑ100=503492.71
10861503.35ˑ100=4.64%
L fcy =
W
d(1-α)
W
f
ˑ100=503492.71ˑ(1-1.52%)
10861503.35ˑ100=4.57%
b f =
1000B b(1-α)
W
f
ˑ100=1000ˑ2961333.12ˑ(1-1.52%)
10861503.35ˑ100=266.00gce/kWh
b g =
b
f
1-L fcyˑ100=
266
1-4.57%ˑ100=278.73gce/kWh
b r =
1000B bα
Q
gr
ˑ100=1000ˑ2961333.12ˑ1.52%
1075819ˑ100=41.46tce/TJ
η=Q
gr
+3.6W
g
B
br
ˑ100=1075819+3.6ˑ10358010.64
85884614.52ˑ100=44.67%
㊀㊀经计算可得企业能耗指标如表3所示，该热电厂发电标煤耗为266.00 gce/(kW㊃h)，供电标煤耗为
278.73 gce/(kW㊃h)，供热标煤耗为41.46tce/TJ，综合热效率为44.67%㊂根据国家标准GB 35574-2017‘热电联产单位产品能源消耗限额“[4]可知，修正后供电煤耗限定值为299 gce/(kW㊃h)，供热煤耗限定值为42kgce/GJ，该企业的供电煤耗以及供热煤耗符合国家限定值的要求㊂根据山东省地方标准DB37/ 778-2016‘燃煤机组(锅炉)供热综合能源消耗限额“[5]可知，修正后供电煤耗限定值为270gce/(kW㊃h)，供热煤耗限定值为38 kgce/GJ，该企业的供电煤耗以及供热煤耗未满足先进值限额标准要求㊂根据‘关于发展热电联产的规定“[6]中第七条规定综合热效率年平均应大于45%，该企业综合热效率为44.67%，未满足规定要求㊂
4 企业能源利用存在的问题
经过本次调研，发现企业在能源利用方面有存在以下几个问题:
(1)锅炉给水量未统计，再热蒸汽流量无计量，造成锅炉效率无法准确核算，也无法按照国标DLT904-2015‘火力发电厂技术经济指标计算方法“[3]的要求核算电厂供电㊁供热煤耗指标，且企业自行核算供热比有误，本次调研供热比计算采用供热量㊁燃料消耗量㊁锅炉热效率(估算值94%)计算㊂
(2)近年来，企业对冷凝机组实施了供热改造，原设计为3抽减温减压外供工业蒸汽，设计供汽压力为1.25MPa㊂而2019年实际电厂供汽汽源为汽机的2抽和3抽，经调研,
821
表3㊀企业2019年能耗指标
项目符号实物量单位项目符号计算量单位机组供热量Q gr1075819GJ厂用电率L cy 4.64%
锅炉产热量Q sr70777565.79GJ发电厂用电率L fcy 4.57%机组供电量W g10358010640kW㊃h供热比α 1.52%发电量W f10861503350kW㊃h热电比R0.03%厂用电量W d503492710kW㊃h发电标煤耗b f266.00gce/(kW㊃h)燃料标煤量B b2961333.12tce供电标煤耗b g278.73gce/(kW㊃h)燃料标煤热量B br85884614.52GJ供热标煤耗b r41.46tce/TJ
综合热效率η44.67% 2019年3抽的压力平均值约1.8MPa，当3
抽压力达不到要求时，使用2抽减温减压供
出,2抽的全年压力平均值为4MPa㊂最终对
外供汽参数为2.0MPa㊁350ħ，远高于外部
热用户的需求，外供蒸汽由热力公司再次减
温减压后供给热用户，造成了高品位蒸汽做
功的大量损失㊂下阶段随着园区供汽需求的
增加，电厂计划增加2抽汽量，这将加剧蒸汽
高供低用 造成的能源损失㊂
(3)目前供热汽源为中㊁低压缸连通管抽
汽，直接供至热网首站换热后对外供热，未提
取机组循环水热量或乏汽热量㊂
(4)经调研，烟气自空预器排出后，经二
级低温省煤器，至脱硫塔前温度仍高达
110ħ，经湿法脱硫和湿法除尘后排放，造成
烟气显热和潜热的损失㊂
5㊀企业节能技术改造及节能效果测算
5.1㊀节能技术改造方案
根据企业能源利用方面存在的问题，提
出节能技术改造的措施如下:
第一，鉴于电厂对外供工业蒸汽的能力并不充足，强行增加对外供汽量只能依靠增加其高参数的2抽抽汽量，再经减温减压后外供㊂建议调整区域工业供汽规划，实
现按质供汽，尽量不再对外供汽，以此减少电厂对外供汽量，避免高参数蒸汽外供的损失㊂第二，尽量降低对外供工业蒸汽的参数，不再经中间环节的减温减压直接外供用户㊂同时建议电厂抽汽的减温减压环节调整改造
为蒸汽引射或透平背压拖动，以减少蒸汽做
功能力的损失㊂
第三，经比选论证，研究脱硫塔前进一步
降低烟气温度和脱硫塔后提取烟气潜热量的
可行性，将湿法除尘与喷淋热泵取热技术相
结合，提取热量用于加热除盐水或对外供热㊂
基于喷淋换热的燃煤烟气余热深度回收
和消白技术原理简介如下:
在湿法脱硫后的烟道中设置直接接触式
喷淋换热器，脱硫塔出口的高湿低温烟气在
喷淋换热器中与低温中介水直接接触换热,
烟气温度降低至露点以下，烟气中的水蒸汽
冷凝，回收烟气的显热和潜热，同时回收水
分，并吸收烟气中的SO2㊁NO x以及粉尘等污染物；中介水作为吸收式热泵机组的低温热
源，在喷淋换热器中升温，在吸收式热泵机组
中放热降温；吸收式热泵回收的热量提供给
热用户㊂工艺流程图如图2㊂
图2㊀烟气余热深度回收和消白技术工艺流程图主要优势可概括如下:
921
豫公网安备41160202000603
站长QQ:729038198
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