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提高热电厂效率的几项措施

作者：沈阳飞鸿达节能设备技术开发有限公司王汝武

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概述

热电联产是节约能源、改善环境的重要措施，随着国民经济的发展，我国的热电联产事业也有了很大发展，到2004年底，6000KW以上热电机组的装机容量达到43691.8MW，占全国火电机组装机容量的11.6%。近来随着煤炭价格上扬，电价、热价不能和煤价、电价同步上升，要求热电厂加强管理，进行技术改造，消化部分煤价上扬的不利影响。为了分担热电厂目前的困难，作为一个热能动力工作者，愿尽微薄之力，提供下列行之有效又投资不多的节能措施。

1、通过凝汽器补充软化水

热电厂和凝汽式电厂的一个主要区别是热电厂对外供应大量蒸汽，作为工业及民用加热用。由于供热距离大及管理方面的问题，一般热电厂供热回水率较低。所以热电厂的软化水补水量较大，软化水补水一般是通过除氧器，由于软化水温较低（小于30℃），还需要用蒸汽加热。

最经济的补水方式是通过凝汽器补水，通过凝汽器补水有三个优点，一是当补水温度低于汽轮机排汽温度时可吸收部分凝汽潜热，减少了冷源损失。二是降低了凝汽器的压力，使汽轮机发电量增加。第三是补水和凝结水一起通过回热系统的低压加热器利用低压抽汽加热，和通过除氧器补水相比，减少了高压抽汽，增加汽轮机的发电量。

①凝汽器压力的降低（真空的提高），可根据热平衡和传热学的理论来计算。

设补水系统未改造前（补水入除氧器），汽轮机的排汽量为Dn，改从凝汽器补水后汽轮机的排汽量变为Dn' （Dn, Dn' 是在发电量相同时，通过热力计算获得），由于补水方式的改进，汽机的排汽量减少了△Dn1=Dn-Dn' 。补水从凝汽器的喉部经喷咀雾化注入，汽轮机排汽首先与雾化水进行热交换，由于它们之间是接触式换热，且雾化的补水水滴很小，所以部分排汽放出的汽化潜热能使补水温度tbs 立即升高到排汽的饱和温度ts ，同时补水使得这部分排汽凝结成饱和水。由补水和排汽间的热平衡得：

②回热经济性提高

补充水进入凝汽器的另一个好处是提高回热经济性。图1中实线补水入凝汽器，虚线是补水入除氧器。从图1看出，补水入除氧器要用高压除氧器的抽汽加热补水，而补水入凝汽器，首先在凝汽器中吸热升温，然后流经轴封加热器，抽汽器，一级或几级低压加热器后到除氧器，在这一过程中，补水吸收了一定热量，温度升高60-100℃，增加了低压抽汽量，使高品位抽汽量减少，增加这部分蒸汽在汽机内的作功，同时，减少了补充水吸热过程中的传热温差，降低了传热过程中的不可逆损失，提高了热功转换效率，回热效果明显提高。

图1 补水入凝汽器及除氧器比较

经计算一台50MW供热机组在补水量为30t/h时，可降低发电煤耗2-3g/kw.h。

由上述看出，补水量越大，温度越低，凝汽器真空提高越多。

凝汽器补水量受到两个因素的制约，其一是主抽汽器，低压加热器，凝结水泵的限制，补水量和凝结汽量之和不能超过凝结水量的允许流量。主抽气器，低压加热器均有一额定的通流量，当流过的水量超过额定流量时，加热温度降低，减少回热效果。其二受除氧能力的限制，补水经喷咀雾化表面积增加，增大和凝汽换热，使水滴温度迅速增高，为溶氧的析出、扩散创造条件。因此凝汽器对补水有一定的除氧能力，但对一定的机组和凝汽器空间，其除氧能力有一定限制。

若补充水越过一定限额，将会造成因凝结水含氧量超标腐蚀设备的问题。一般凝汽器补水量不超过凝汽量的30%是安全的。

凝汽器补水的要求：

软化水补入冷凝器，应通过装在凝汽器喉部的带有旋芯机械雾化喷咀的喷水管，雾化水滴的粒径在0.5mm-1mm之间。软化水补入凝汽器的压力为0.3MPa左右，以保证雾化良好。
补水从凝汽器喉部喷出，使其与排汽迅速混合，补水应均匀地充满凝汽器空间。

2、工业抽汽过热度利用

供热机组工业抽汽的过热度一般都在100℃以上，而大多数工业工艺用热都是用间接加热，通过表面式换热器将物料加热。而表面式换热器要求用饱和蒸汽加热，以提高换热器的出力，因为饱和蒸汽放热时，传热系数比过热蒸汽大。目前大多数热电厂外供蒸汽是以流量计算的，这样热电厂供过热蒸汽给热用户，热用户还需要自己减温造成不方便，而热电厂在经济上还受损失，这是吃亏不讨好的事。如果简单用喷水降温的方式减少过热度，粗略计算可增加供汽量（以流量计）5-10%，这对热电厂来讲是一笔可观的收入。如果用锅炉给水通过蒸汽冷却器来减少过热度，还可以提高回热效果，增加机组的出力，提高发电效率。

① 喷水减温方式

喷水减温方式是利用供汽过热度最简单、最实用的方法，在目前的管理制度下，也是效益较大的一种方案。喷水减温的系统图如下：

图2

在抽汽管路上加装一台减温器。减温器出口温度自动控制。
蒸汽从减温器的出口过热度由供汽的距离确定。经济的管道温降一般为5-6℃/km。而热户所需的供汽温度只要达到供汽压力下的饱和温度或稍微有点过热度即可。汽网的供热距离一般为5-7km。在此距离下，对外供汽需留有30℃左右的过热度。假设汽机抽汽1.0MPa，300℃，热用户距热电厂5KM，管路压降0.5MPa，用户用汽压力0.5MPa，0.5MPa蒸汽的饱和温度为150℃，因而供汽的温度最低可降至180℃。1.0MPa、300℃蒸汽焓值为3051.2KJ/kg 。1.0MPa、180℃的蒸汽焓值为2775KJ/kg。假如减温水的温度104℃，则冷却水量为蒸汽量的11.8%，也就是减少蒸汽的过热度，可增加11.8%的供汽量。

② 蒸汽冷却器

用锅炉给水通过蒸汽冷却器将外供蒸汽的过热度降低，从热力学上讲是最经济的方法。由于外供蒸汽的压力和温度水平一般高于低压回热抽汽的压力。用外供蒸汽的过热度加热给水，可以减少高压抽汽，增加机组的发电量。蒸汽冷却器和回热加热器的联结方式有串联和并联两种。系统图如下：

串联方式是指将蒸汽冷却器串在回热系统某两级回热加热器之间，并联方式是指将蒸汽冷却器和回热系统某一级或两级回热加热器并联。串联或并联系统都有一个接入点问题。接入点一般由外供蒸汽需要的压力、温度决定。图3实线表示串联系统，虚线表示并联系统。并联系统需要在接入点安装调节阀A，分配锅炉给水到蒸汽冷却器的流量。一般来讲，并联系统比串联系统热经济略高，原因是并联系统比串联系统的出水温度高。具体采用并联系统或串联系统可根据现场具体情况和参数决定，对工业供汽点汽机进汽量50%以上时，工业抽汽过热度的利用，可使热电厂的经济效益提高1.5%左右。

3、热力除氧器排汽的回收

热力除氧器是将锅炉给水加热到沸点，使溶解在水中的氧气逸出，排出溶氧也带走部分蒸汽。除氧器排出蒸汽，一般为除氧器用汽量的5%左右。除氧器蒸汽的排放，一方面浪费了能源，另一方面也污染了环境。

除氧器排汽的回收要求，一是不能增加排汽阻力，二是要将溶氧从热介质分离出去。

下面介绍一种操作方便、投资少的除氧器排汽回收设备。

回收系统图如下：

1、除氧器2、给水调节阀 3、排汽回收装置 4、自动排汽阀 5、加压泵

回收装置是一个一台喷射混合加热器及一台离心式气水分离器组成。用一部分0.4-0.5MPa除氧器补水，通过喷射器的喷咀形成高速水流，将除氧器排汽抽入和水混合凝结，将水加热到80℃以上排入离心式气水分离器，不凝气体从自动排气阀排出。气水分离器内的压力为0.1MPa，热水从气水分离器下部注入除氧器，接点在补水管调节阀后。回收装置最好装在除氧器上方，以保证回水通畅。对于工况变化较大的电厂，喷射式混合加热器出口（气水分离罐）可安装温度自控装置，保持出水温度不低于80℃，使加热水不二次溶氧。

4、利用压力匹配器代替减压减温器

热电厂的外供汽或自用汽有一部分是利用减压减温器供汽的，一些用汽压力较高的企业如化肥厂、橡胶厂等用汽压高于1.0MPa，用0.8-1.3MPa的抽汽供汽常不能满足要求，一般利用减压减温器利用锅炉新汽向外供汽。有些热电厂的除氧器用汽在没有低汽源的情况下，常用0.5-0.6MPa或0.8-1.3MPa蒸汽减压减温供给，这都造成了节流损失。

在这种情况下，利用压力匹配器代替减压减温器可以产生可观的经济效益。

利用压力匹配器的系统图如下：

高压蒸汽经过超音速喷咀，形成高速汽流，将低压蒸汽吸入，混合扩压形成适合使用压力的蒸汽，压力匹配器配有压力自动控制系统，保证在高压或低压蒸汽压力或温度变化时，使出口压力不变。该设备已有全国多家电厂利用，运行稳定，经济效益良好。

5、利用喷射式混合加热器作为生水加热器

为了保证水处理设备的正常运行，一般需要将生水加热到30℃左右。一般利用面式加热器加热，面式加热器系统复杂，凝结水容易被污染，用喷射式混合加热器系统简单，不结垢，凝结水全部回收。

6、用两相流加热器代替面式高压加热器

目前电厂回热系统都是用面式加热器，其存在严重缺点：①加热效率低，存在传热温差，产生不可逆损失；②不安全，由于高加疏水压力较高，管板和管件涨口容易开裂，产生水侧向汽侧泄露，发生水击，严重时可折断叶片；③疏水压力较高，不好处理，造成有的电厂将其白白排放，浪费了能源；④由于存在上述问题，不少电厂为安全起见，不投运高加，使电厂效益下降。

用两相流加热器代替面式加热器，大致流程如下：汽机0.8-1.0MPa的抽汽进入该加热器，经喷咀喷射形成局部低压，将0.4MPa除氧水吸入，蒸汽将水升压，加热器出口形成150℃、0.6MPa锅炉给水，通过水泵增压到6.0MPa打入锅炉，其优点是：①热效率高达100%；②蒸汽直接凝结在水中，没有疏水；③不存在水侧向汽侧泄露，安全稳定；④系统简单，体积小，造低低，为面式加热器系统的50%以下。(end)

文章内容仅供参考 (投稿) (4/7/2008)


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