热电节能范文（精选10篇）
热电节能 第1篇
1 热电锅炉浪费能源概况
1) 锅炉自控装置不达标。在导致热电锅炉能源浪费的主要原因之一是锅炉内部运行的自控型的装置水平并不符合专业的要求。很多专业的操作人员在调整锅炉的燃烧工况或者是符合的变化情况的时候, 因为对相关数据了解的程度不够, 所以不能及时根据其中负荷数据的变化对锅炉的运行进行适当的调整, 其中还有原因是因为大多数的供热的企业中锅炉大部分都并没有使用运行监测仪表。因此, 锅炉和电机的运行都没有实际发挥其应该具备的效果, 造成了资源严重浪费的情况, 且使得锅炉的系统在运行的时候出现效率严重下降的趋势, 不仅不能达到高产生产, 还浪费了大量的燃煤资源。2) 锅炉容量不足。很多工业生产的锅炉的内部容量不足, 使得其自身发热的效率下降。我国对于节能减排的问题很早就开始重视, 并且提供了一定的资金方面的支持, 但是很多企业进行节能减排的时候缺乏专业技术方面的指导和支持, 使得很多小容量的锅炉仍然占据巨大的空间。除此之外, 很多大锅炉仍然处在一个低负荷的工作环境之下, 煤炭就不能得到充分的燃烧, 大量燃煤资源浪费严重。3) 锅炉排烟温度过高。很多企业的锅炉燃烧中排烟的温度很高, 这样就造成了大范围的污染。根据目前大部分企业的锅炉燃烧的情况来看, 很多企业的锅炉仍然使用燃烧的方法作为主要的燃烧方法。长期进行燃烧势必会造成排烟的温度很高, 甚至会达到三百度以上, 这样会使得燃烧煤的程度不够充分, 造成资源的浪费, 且导致很多煤烟的粉尘在空气中下降, 很多有害的气体会严重污染环境, 还会危害人们的身体健康。4) 锅炉的受热面问题。很多企业中的锅炉出现受热面结焦的情况, 这样就会积灰十分严重[2]。在近几年来, 由于国际环境的影响和国内社会效应的影响, 很多锅炉生产面临着资源紧张、锅炉吸引不能及时补给和锅炉使用的燃料品质不统一, 且黏结性物质增加等一系列的问题, 都严重影响了可持续发展战略的推进, 以及节能减排的目标的实现。根据相关的调查发现, 目前能够进行锅炉结焦清洁的办法主要就是机械和化学方法。而且根据锅炉结焦的情况, 可能还会导致清理的程度不一样。
2 热电锅炉节能减排探究
2.1 调整锅炉燃烧情况
锅炉内部进行煤炭燃烧并不是一个简单的过程, 其中包含着非常复杂的理化过程, 时间和氧气等都是在燃烧中的必备元素, 如果其中任何一个元素出现弱化的情况都会影响锅炉内部运行的热效率, 从而影响锅炉燃煤的效率。因此, 要想实现节能减排, 需要调整锅炉的燃烧情况。在调整的过程中, 首先需要调整风煤比, 还需要对于过程空气系数进行挑战呢过, 主要目的是使得燃料能够得到非常充分的燃烧和降低煤炭的损失。空气系数过大或者是过小都是影响锅炉运行的效率的重要方面, 如果空气系数偏大, 那么烟气能够带走的热损失就会更加大。另外, 对于煤粉炉来说, 如果空气系统过大则会使得气流的速度加快, 煤粉与空气不能充分混合起来, 使得煤粉在炉内的停留的时间不够长, 燃料也就不能充分燃烧。因此, 空气系统需要达到合理的状态这是使得锅炉运行经济有效运行的重点。因此, 在调整锅炉燃烧情况的问题上, 应该要特别关注是否存在漏风的现象, 如果漏风不仅会造成热损失, 还会使得一次风温度有所降低, 引风机的负荷量加大。假如出现严重的漏风情况, 则送风量也会减少, 使得燃烧不够充分, 锅炉内的积渣也会增多, 且其内部的含碳量自多, 造成锅炉运行不稳定的现象。因此, 锅炉在日常的维护中, 需要观察锅炉的严密性, 以免出现漏风的现象。
2.2 运用分层式的燃烧方法
分层式的燃煤锅炉需要燃烧用的煤是由块煤和粉煤所组合成的, 粉煤和块煤都需要在分层的状态下进入炉内进行燃烧[3]。原链条炉供煤作为燃煤来进入煤斗之后, 使用闸门来控制煤层的厚度, 并且能够在煤的相关自重作用下, 下料的时候在闸门的地方呈现出挤压的情况, 并且在炉排上能够形成紧密状态的炉层结构, 使得煤层之间几乎完全紧密贴合, 没有空隙, 使得通风的效果差, 燃烧不充分。但是分层式的煤燃烧就改变了以上方式中给煤的缺陷, 将粉煤和块煤分层, 块煤在下面但是粉煤在上面, 形成疏松的煤层结构, 这样通风的条件就会改善, 煤层之间的氧气量十分充足。同时, 其上层的粉煤呈现着波浪的形状, 所以燃煤的面积会相对增大, 并且呈现着半沸腾的状态进行燃烧。锅炉燃烧的强度增高, 且燃烧更加充分, 降低了燃烧中浪费的问题
2.3 改进燃烧技术
在燃煤技术方面, 相关部门需要使用富氧燃煤技术, 减少浪费的现象。传统的送风是使用大自然中的氧气, 但是富氧空气的氧含量明显比大自然中的氧含量要多。富氧燃烧技术不但能够有效提高劣质燃料的使用范围, 还能够非常充分地发挥燃料的质量, 并且改变火焰的特性和燃烧的条件, 提高燃烧时候的温度并且更加安全, 提高燃烧效率, 排烟黑度明显降低。根据目前情况来看, 富氧燃烧技术可以有效使用助燃氧化剂和氧化膜技术等进行辅助性的工作, 有利于提高锅炉的燃烧效果, 缓解资源浪费的现象, 并有利于和谐社会的构建。
3 结语
由于国家经济的不断发展, 人们的生活水平逐渐上升锅炉产热和发电等工作以及不能离开人们的生产和生活。正因为锅炉的重要程度, 所以更加应该全国范围内展开节能减排的工作, 其中很多方面都设计到锅炉本身的问题[4]。节能减排事业不仅关系到经济的发展, 还对于国家的长远发展产生着重要的作用。笔者主要分析热电锅炉节能减排问题, 进一步提出了如何实现热电锅炉节能减排的措施, 在锅炉燃烧方法和燃烧技术等方面需要进行相应的提高, 希望为提高热电锅炉的资源利用率提供建议。
参考文献
[1]任其安, 黄能.循环流化床锅炉"四管"泄漏原因分析与防范措施[J].轻工科技, 2013.
[2]张春录.锅炉烟气除尘脱硫技术及发展趋势[J].轻工科技, 2013.
[3]魏丽蓉.广西首台660MW超监界"W"火焰锅炉冷态试验研究[J].轻工科技, 2013.
热电联产企业节能降耗的有效措施 第2篇
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上传时间：2007-05-10
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简介：电联产企业是国内外人所共知的节能企业，但同时又是耗能大户。现根据大家的实践经验和以前各次学术活动中提出的好建议好措施，我们整理出如下有效措施。供领导部门决策参考和热电企业在节能降耗中加强交流。
关键字：热电联产，企业，节能，降耗
[1][2][3]
热电联产企业是国内外人所共知的节能企 业，但同时又是耗能大户。在中央提出“十一五”期间国内生产总值能源消耗降低20%伟大号召后，热电企业应大有作为。为此中国电机工程学会热电专业委员会 响应政府号召，积极筹备热电联产为“十一五”节能20%做贡献研讨会。会议于2006年11月25~27日在宁波召开，会议出版论文集。有38篇节能论文 入选，会议中各地代表又提出不少节能措施。现根据大家的实践经验和以前各次学术活动中提出的好建议好措施，我们整理出如下有效措施。供领导部门决策参考和 热电企业在节能降耗中加强交流。
1．千方百计增加热负荷
热电厂以供热为主，电是副产品。热电厂多供热，才能多节约能源，多增加效益。很多精明的厂长，千方百计延伸热网，扩大供热范围，增加供热量，抢 占供热市场。不仅降低发电供热煤耗，还提高企业经济效益。当然在延伸热网工作中要坚持科学发展观，从热网敷设方式；管径选择；热补偿器确定；保温材料和保 护层的取用等方面都应科学论证，以确保供热质量。
2．发展热电冷三联供
各城市热电厂由于国民经济的飞速发展和各地大抓环境质量，一些用热企业和有污染的工厂纷纷外迁，导致工业热负荷不断下降。一些有经营头脑的厂长及时调整方向，积极发展公共建筑和城镇居民采暖和生活热水供应，有条件的城市还积极发展溴化锂制冷提高夏季低谷时的蒸汽供应量均取得较好的节能与经济效益。
3.中压参数的热电厂换装高压前置机组
由于历史的原因，我国还有一批中压参数的供热机组。据中国电力企业联合会：“2003年电力工业统计资料汇编”，我国尚有单机6000千瓦及以 上供热机组1711台，1887.38万千瓦为中低压参数。目前已有一些热电厂在原厂区内加装高压锅炉和高压抽背机组，其中压抽汽供老厂供热机组，停掉原 有中压锅炉。使原中压热电厂升格为高压热电厂。提高全厂热效率，降低能耗，经济效益大改观。
4．装背压机组或抽汽机改造为背压机
热电厂在投产若干年后，在供热负荷总量中必有一定数量的稳定热负荷，因而为加装背压机提供有力的基础。有的热电厂有6台抽汽机却没有一台背压 机。在电力工业大发展的今天，火电机组越来越大，供电标煤耗越来越低，2005年全国供电标煤耗已降至370g/kwh,使热电厂的供电节能优势在减弱，因而大家认识到，不搞背压机组热电企业节能的桂冠怕戴不上了。
浙江一些民营热电厂，纷纷将抽汽机改造为背压机，在同样热负荷条件下，改造为背压机表面上看，发电量减少了，但精明的老板深知尽管少发了电，但煤耗大大降低，算总帐是大有效益的。
5．原有锅炉改造为循环流化床锅炉
我国许多老锅炉机组平均热效率只有60%左右，不仅燃料利用率低，而且大气污染严重。针对中小型煤粉炉、正转链条炉存在燃烧效率和热效率低，环境污染严重,有害气体排放高等问题，有些热电厂已将其改造为循环流化床锅炉。取得较好的节能效益，环保效益和经济效益。一些热电厂改造投资仅为购买新锅炉价格的1/2，投资回收期一般为1~1.5年。锅炉热效率一般可>85%，脱硫效率>80%。
6．循环流化床锅炉应加装冷渣器
有些热电厂在安装循环流化床锅炉投产后,并未装设冷渣器,不仅增加工人的劳动强度,更浪费大量宝贵的热能。目前我国生产的冷渣器品种与质量均有提高，有的冷渣器有水冷系统，其冷却水温升高后可供加入热电厂的热力系统或生活热水系统，可回收水资源与热能。
7．中小凝汽机组改造为供热机组
现有中小凝气机组一般均在市区，占有较好的地理位置，并有一批老工人和工程技术人员队伍，是一笔宝贵的财富。为发展集中供热可将其改造为供热机组。其改造方式有4种：
（1）开非调整抽汽口，利用抽汽供热
（2）低真空运行，利用循环水供热
（3）改为抽汽凝汽式机组，利用抽汽供热
（4）改为背压机组，利用排汽供热。
在我国东北、华北、西北地区，已有众多的中小火电机组改造为循环水供热。不仅有效节约了能源，更改善了城市环境质量。据已改造的企业测算，一台1.2万千瓦的凝汽机改为循环水供热，一个采暖季就可节煤1.5万吨。
8．中小热电机组非采暖期可停运
在三北地区一些专供采暖的中小热电厂，在采暖期供热运行时是节能的，在非采暖期如凝汽发电则是高耗能的，从节能角度看，不应再发电，但政策上应确定为系统的备用容量，政策上略为补贴，远比电力系统中增加备用容量投资省的多，因而是利国利民的关键，要政策落实。
9．热电厂的电动给水泵应改造为汽动给水泵
热电厂中的电动给水泵是热电厂中的耗电大户，如将电动给水泵改为汽动给水泵，不仅减少厂用电，增加供电量，还由于汽动泵用汽相应提高了热电厂的 用汽负荷。由于汽动泵用的是小背压机，没有冷源损失，其排汽正好做为除氧器的汽源，实现热能的梯级利用，或将其排汽并入热电厂供热系统，增加对外供汽量。
根据已改装汽动泵的热电厂测算，其改造费用仅需4个月左右即可回收。目前已有小汽轮机厂做到：换装汽动泵，小背压机订货先不要钱，装上后用节电的效益来偿还小汽机的设备款。
10．变节流调节为变速调节
风机和水泵是热电厂内主要的辅机设备，品种多、用量大。风机、水泵的耗电约占电厂自用的厂用电1/3，因而也是节能的重点。过去很多地方运用老 式的节流调节，白白浪费很多能源，应当改用变速调节流量。如热电厂中的热网循环水泵也是耗电大户，供热与室外气温有很大关系，应不断调节，应用液力偶合器 改变流量可比用定速泵节流收到很好的节能效果。其他较小容量的风机水泵可用变频调速也收到很好的节能效果。
11．加强凝结水回收
热电厂对外供热有蒸汽与热水两种介质，如供采暖热负荷，应在热电厂内设热网加热器，用蒸汽制备高温热水对外供热，其凝结水绝大部分都可回收。有的热电厂设计时确定对外一律供蒸汽，在用户小区内设汽——水热交换站，其凝结水做为二次网补充水水，用不完的则排入下水道。不仅是水资源的浪费，更是对热能的浪费。
有些工业企业明明是间接加热，其凝结水可以回收，但由于怕麻烦，也排入下水道。不仅浪费水资源和热能，更造成热污染。
江苏金东纸业集团热电厂，由于加强企业管理，平均回火率达到80%，夏季最高可达85%，冬季也可达79%，值得同行学习。
12．热电厂经济运行应优化调度
目前我国已有很多热电厂有两台以上供热机组，容量不等，机型各异，有抽汽机、背压机或抽背式机组，应根据不同季节，热负荷的变化、优化运行方式。热负荷在一天中也有变化，应根据不同时段的热负荷优化运行，使各类机组发挥最大的经济效益。
目前江苏省、浙江省已在一些热电厂中安装了优化运行装置，较好地解决了电与热的矛盾，应不断总结提高。
13．有天然气供应的城市应考虑分布式能源实现 热电冷三联供
一些沿海城市和京津地区有了天然气供应和进口的LNG，使城市燃料结构改 变成为可能。一些城市为减少燃煤量纷纷将燃煤小锅炉改烧天然气，为减少煤改气的阻力，政府发文件补贴锅炉改造，例如北京市发文，规定凡燃煤炉改烧天然气，政府补贴5.5万元/吨，尽管如此，用户仍不想改，因为大家清楚，政府补贴的是改造费用，烧天然气后增加成本热价要提高，收热费就更困难了。为此，我们建 议政府增加补贴金额，每千瓦补2000元，仅相当于国家造大电厂和输变电投资的1/5，即可实现热电冷三联产，增加电力供应，提高能源利用率，老百姓还是 可以接受的。
14．重视设备与管道保温
对热电厂的设备保温和厂外热力网的保温重视不够，造成大量的热能损失，尤其是厂外热力网保温，由于在厂外监管不力，人为破坏也比较严重。目前环保镁钢保温防雨保护管套研制成功，并已在众多热电工程大量使用，具有防水、防潮、耐腐蚀、耐热，表面美观等特色，实属节能的优质产品，应推广使用。
15．全焊接板壳式换热器
热电厂内首站换热设备多为管式热网加热器，近期有生产企业全焊接板壳式换热器问世已在一些热电厂应用。板壳式首站换热器的换热面积约为管壳式的39%，重量约为56%，造价约为59%，安装费用约为58%。
热电节能 第3篇
摘 要：介绍基于热电联产机组的吸收式热泵技术，并结合某燃气热电联产供热机组实例工程，分别采用热量法、实际焓降法及火用方法等三种工程中最常用的热、电分摊法，对热泵技术节能效果进行计算和分析。指出该技术可回收电厂循环水余热，并将热电联产系统的供热天然气消耗率有效降低，在节能降耗与经济效益方面效果显著。
关键词：燃气热电厂；吸收式热泵；热、电分摊法
中图分类号： TU995 文献标识码： A 文章编号： 1673-1069（2016）10-127-3
0 引言
热电联产是一项综合利用能源的技术，具有很高的经济性和环保性，是我国城镇供暖的主要形式[1]。我国现阶段的热电联产机组主要有燃煤和燃气两种形式。燃气热电联产以较煤炭更为清洁和高效的天然气为燃料，实现同时生产电、热能的工艺过程，并且天然气燃烧时不产生灰渣，不排放有毒气体，因此，在京沪深等大城市燃气热电联产供热系统倍受青睐。但是，燃气热电联产系统用于城市供热时，同样会产生二氧化碳、NOx等温室气体或污染物，同时，在以天然气为代表的一次能源深度利用，以及运行经济性等方面仍有潜在提升与改善的较大空间。
目前燃气热电联产电厂都在冬季有大量循环水没有得到有效利用，而通过冷却塔放到环境。循环水余热温度冬季一般在25℃左右，比从浅层地下水或生活污水提取热量更加经济、高效和环保，是一种亟待开发利用的具有重大社会效益的热源选择。为此将吸收式热泵技术与电厂循环冷却水低温热源相结合，将大量的循环冷却水低品位热源变为采暖热源用于供热，可解决在电厂余热再利用方面的一系列共性技术问题，降低城镇冬季采暖一次能源使用量，进一步提升能源利用效率。同时热电厂通过对循环冷却水余热的回收利用，既可实现额外的经济收益，又能挖掘热电厂供热潜力，带动工业系统节能。
目前，国内外学者对热电联产供热机组热电成本分摊进行了许多研究，提出了各种不同分摊方法，各有其合理性和局限性。本文结合三种典型的热电分摊法，分析吸收式热泵应用于燃气热电联产供热机组节能计算，对吸收式热泵技术的节能量分析乃至后续经济测算都具有指导意义。
1 吸收式热泵技术在热电联产中的应用
热泵技术是根据逆卡诺循环原理，利用部分高品位能源，使低位热源流向高位热源的一种技术[2]。热泵技术具有安全、节能、环保和经济效益，符合我国节约资源的基本国策，是我国重点推广的高新技术之一[3]。
溴化锂吸收式热泵是通过溴化锂在不同水溶液浓度下的吸热和放热特性，通过加热浓缩和加水稀释溴化锂溶液，改变其温度达到吸收低温热量和向高温热源放热的目的。其主要由发生器、冷凝器、蒸发器、吸收器和热交换器等部件组成，内部结构如图1所示。吸收式热泵将不可用的低温热量转化为可以使用的中温热量，代价是在发生器中需要输入一定的较高品位的热量（如高温热水、蒸汽或者燃烧热等），结果是得到的中温热量超过了在发生器中输入的高温热量的输入，同时降低了低温热量的排放，达到节能减排的目的[4]。
吸收式热泵技术已在山西大同第二热电厂及京能热电石景山热电厂等多处燃煤热电联产机组中应用，节能效果明显。将吸收式热泵技术应用于燃气热电联产机组，不但可以达到节能减排的目的，更能节约较昂贵的天然气，给生产企业带来可观的经济收益。因此，对吸收式热泵技术用于燃气热电联产机组的节能分析具有重要的意义。
2 热电联产成本分摊法
热电联产机组热、电成本的制定关键是机组燃料消耗如何分摊到热、电产品成本中。由于热电联产的特殊性，使得已提出的分摊方法各有优缺点，采用不同的成本分摊法，计算所得的热、电单耗率差异甚大[5]。现阶段主要的热电成本分摊法有热量法、实际焓降法、热折扣法、火用分析法、热电联合法等，不同成本分摊法计算的热、电分摊比αh关系如图2所示。我们选用其中最常用的热量法、实际焓降法及火用分析法计算燃气热电联产机组的供热单耗，以及采用吸收式热泵技术改造后的供热单耗。
此方法将冷源损失全部以电的形式供给用户，认为供热无冷源损失。因此，此方法计算的供热热耗率总是小于其他方法之所得。
2.3 火用分析法
火用分析法考虑到热电联产系统工质能量的品位差异，按供热抽汽和新蒸汽的火用比例来分配总热量，该方法使能量的使用价值与经济价值得到较好的吻合，因而它受到许多学者的青眛。但是，火用分析法比较复杂，不直观，因此推广受阻。
火用分析法与热量法及实际焓降法不同，没有极端地将冷源损失全部划分给供热或者发电，而是较折中地考虑热、电成本的分摊。因此，采用火用分析法计算所得的供熱热耗率介于热量法与实际焓降法之间。
3 实例分析
以某“二拖一”2×350MW级燃气蒸汽联合循环供热电厂为实例，采用吸收式热泵技术对其进行供热改造。分别采用热量法、实际焓降法及火用分析法计算机组改造前后供热的天然气消耗率，并分析热泵系统的节能效果。
3.1 改造前机组现状
燃气热电厂供热首站采用热网疏水冷却器、基本热网加热器和尖峰热网加热器三级加热。尖峰热网和基本热网加热器加热蒸汽分别来自汽轮机的一段和二段抽汽。采暖季一段抽汽压力为0.41～0.52MPa.a，最大抽汽量为175t/h；二段抽汽压力为0.21～0.32MPa.a，最大抽汽量为343.5t/h。改造前基准工况的流程和性能参数具体如下：
从图3可以看出，热网循环水供回水温度110/55℃，热网水流量6700t/h，此时循环冷却水流量24120t/h，进水温度25℃，出水温度30℃，理论计算可回收循环水余热量为140MW。
3.2 改造方案设计
改造方案以不增加对外供热量为边界条件进行比较。采用吸收式热泵技术，在热电联产供热系统首站加入吸收式热泵系统，以一级抽汽为驱动热源，回收循环水余热进行对外供热，具体流程如下：
由图4可知，改造前后电厂供热量不变，但由于利用热泵吸收部分循环水余热60.14MW，可以节省机组天然气的消耗。
3.3 改造前后供热耗气率分析
以改造前后供热量及发电量不变为边界条件，计算此燃气热电联产机组改造前后对外每供热1GJ热量所消耗的天然气量，计算方法分别采用热量法、实际焓降法及火用分析法。具体如下表1：
根据上表可以得到采用三种热、电分摊法计算此燃气热电联产系统加入吸收式热泵后，节约天然气比例，如图5所示：
由此，可初步得到此燃气热电联产供热系统在发电及供热不变的条件下，采用吸收式热泵技术进行对外供热，可节约天然气量在15%以上，预计为16%左右。
4 结论
吸收式热泵技术可以有效地回收热电联产机组中的循环水余热，实现将低品位废热用于采暖供热。分别采用现阶段最常用的热量法、实际焓降法及火用分析法等三种热、电分摊法，对热泵技术用于燃气热电联产供热系统的节能效果进行分析，可以初步得到吸收式热泵技术能够将系统供热耗气率降低16%左右。
因此，吸收式热泵技术用于燃气热电联合循环供热系统节能效果明显，经济效益显著。
参 考 文 献
[1] 吕向阳，吴华新.吸收式热泵技术在热电联产供热系统中的应用[J].节能，2010（6）：69-72.
[2] 王长河，陈光，王宝玉.基于吸收式热泵的大型火电厂冷凝废热回收技术研究[J].发电技术，2011，32（140）：90-92.
[3] 张旭.热泵技术[M].北京：化学工业出版社，2007.
[4] 张世钢，付林，李世一.赤峰市基于吸收式换热的热电联产集中供热示范工程[J].暖通空调，2010，40（11）：71-75.
[5] 郑体宽.热力发电厂[M].中国电力出版社，2004.
热电联产机组节能措施及效益 第4篇
火力发电厂节能的主要任务是节煤、节电、节汽、节水、节油, 热电厂在节能实践中, 结合机组设备的实际情况, 通过技术改造、加强管理, 降低了生产成本。以下即是热电联产机组在节能降耗方面的具体措施。
一、回收锅炉排污水及热量
公司热电厂外供蒸汽约200t/h, 这部分蒸汽在化肥和化工生产中受到污染, 蒸汽冷凝液不能回收利用, 因此锅炉补给水量很大, 锅炉排污率将近2%。五台锅炉排污水量达到20t/h, 温度约80℃, 表1是锅炉排污水与一次水的的分析结果。
比较分析结果可以看出, 锅炉排污水的大部分指标都优于一次水, 可以将这部分水回收处理后供锅炉使用。为回收排污水及热量, 先将这部分水集中起来, 与一次水混合降温后, 经过机械过滤器、阴阳浮床、混床离子交换处理合格后, 重新供锅炉补水, 1年能够节约一次水16万t, 回收热量40 128GJ, 折合标煤1 369t。
二、适当降低给水温度, 降低锅炉排烟温度, 提高锅炉热效率
排烟热损失是锅炉热损失中比例最大的热损失, 根据资料显示, 对于大型的循环流化床锅炉来说, 排烟热损失占整个热损失的6%~8%, 排烟热损失的大小决定于排烟温度和排烟容量。一般排烟温度提高约10℃时, 排烟热损失约增加1%。240t/h锅炉设计排烟温度140℃, 给水温度215℃。由于设计、煤质等各方面的原因, 锅炉实际运行排烟温度达到160℃, 排烟热损失增大, 锅炉效率降低。经过研究, 锅炉给水温度由215℃降低到195℃, 这样省煤器的温度场梯度增大, 烟气余热得到充分利用, 排烟温度由160℃降到140℃, 提高了锅炉热效率。经锅炉热工测试, 锅炉效率由83.3%提高到84.8%。运行实践表明, 虽然降低给水温度高压加热器的利用率降低, 对于汽轮机回热循环而言热效率降低了, 但是大大提高了锅炉效率。
三、汽轮机单阀调节改为顺序阀调节, 降低节流损失, 提高汽轮机效率
50MW汽轮机共有四只高调门调节进汽量和负荷, 高调门采用DEH控制, DEH系统对高调门有单阀控制和顺序阀控制两种管理方式。单阀控制是蒸汽通过所有的调节阀进入喷嘴室, 全周进汽, 所有调节阀同时开启和关闭, 以节流方式控制汽轮机转速和负荷;顺序阀控制则是调节阀按照一定的顺序逐个开启和关闭, 蒸汽以部分进汽的方式进入喷嘴室。在机组开机期间, 一般采取全周进汽 (节流调节) 运行方式, 便于控制汽轮机转子和定子的温差, 减小热应力, 有效控制机组热膨胀, 缩短启动时间, 延长机组寿命。因单阀运行时四只高压调节阀都参与开度调节, 并且调节阀的开度不大, 蒸汽通过调节阀时有比较大的节流损失, 汽轮机效率降低。经过运行比较, 当汽轮机负荷达到30MW后, 将单阀调节方式改为顺序阀调节方式运行, 能够有效减少节流损失, 提高汽轮机效率, 发电标煤耗降低3.7g/kW·h。
四、改造汽轮机汽封装置, 减少漏汽量, 提高汽轮机效率
热电厂汽轮机汽封装置是传统的迷宫式汽封, 依靠汽封疏齿与轴套凸凹台阶逐步节流降压实现密封。前汽封漏汽比较严重, 能量损失大, 汽轮机热耗偏高, 经济性差。后汽封密封效果不好, 真空严密性差。接触式汽封是传统汽封的更新换代产品, 能够很好地解决轴封漏汽问题。接触式汽封与迷宫汽封的最大不同在于, 汽封内环采用复合材料制成, 耐温、耐磨, 始终以一定的弹性跟踪大轴, 与轴接触并且始终同心, 不会因为汽轮机的振动改变间隙的大小, 故其密封性能更加优越。
改造为接触式汽封后, 前汽封漏汽量明显减少, 机组效率提高, 后汽封真空严密性提高, 达到350Pa/min。经测试, 发电煤耗降低1.1g/kW·h, 全年三台机组按照运行8 000h总负荷15万kW计算, 可以减少煤耗1 320t。
五、回收除氧器乏汽及热量
目前, 火力发电厂用于锅炉给水除氧工艺大多采用热力除氧的方法, 为了达到良好的除氧效果, 除氧水必须被加热到除氧器压力下的饱和温度, 提供气体从水中分离出来的必要条件, 并且要及时将水中分离出来的气体排到设备以外, 使汽气空间中氧气的分压力减小, 所以除氧器的对空排汽门要保持一定开度, 在排出不凝结气体过程中不可避免地将大量蒸汽也一同排出, 造成了工质和热量的损失。热力除氧器的排汽俗称除氧器乏汽, 其主要成分是低压水蒸汽和微量的不凝结气体 (O2、CO2、N2等) , 是一个重要的低位热源。
热电厂现有260t/h除氧器五台, 正常生产时运行四台, 操作压力0.4~0.5MPa, 出水温度150℃, 总负荷800t/h, 按3‰排空率, 除氧器每年运行8 000h计算, 共排放水蒸气1.92万t, 排放到大气中的总热焓值为22 722GJ, 浪费很大。为了回收这部分余热, 采用混和式换热器作为除氧器排汽回收的冷却装置, 回收装置中装有效率较高的模块, 以射水抽汽技术回收低压力蒸汽, 利用乏汽热量加热作为锅炉补给用的脱盐水。这样每年回收凝结水1.92万t, 回收的热量折合标准煤775t。
六、安装前置阴阳床回收利用废酸碱, 降低制备脱盐水的酸碱消耗
锅炉补给水的除盐采用双室双层浮动床+混床离子交换处理工艺, 其具体流程是:一次水——缓冲罐——机械过滤器——阳床——除碳器——阴床——混床。在阳双室浮床、阴双室浮床、混床中分别装有001×7FC、D113-ⅢFC、201×7FC、D301-ⅢFC, D113MB、D301MB型树脂, 当交换器失效后用盐酸和烧碱再生。
阴阳床采用逆流再生, 混床采用同时再生, 再生后的废酸碱送到中和池自行中和后排放。长期以来, 再生酸碱消耗量大, 制备1t脱盐水需要耗30%盐酸1.03kg, 耗30%烧碱0.85kg。为降低酸碱消耗, 经考察论证, 在机械过滤器后、阳床之前加设前置阳床, 在除碳器与阴床之间设前置阴床, 前置阴阳床内装比D113、D301酸碱性还要弱的特制树脂, 工作交换容量大, 很容易再生。改造后, 利用阴阳床和混床再生后的酸碱废液就可以彻底再生前置阴阳床树脂, 不但回收利用了废酸碱, 减少酸碱用量, 并且由于前置阴阳床已经除去了部分阴阳离子, 减轻了阴阳浮床的负担, 增加了阴阳浮床的周期制水量, 延长了树脂使用寿命。现吨水耗酸0.96kg, 吨水耗碱0.7kg, 全年制备脱盐水350万t, 可节约30%盐酸245t、30%烧碱525t。
七、努力提高凝汽器真空, 降低汽轮机汽耗
凝汽器真空是影响汽轮机效率的主要因素, 据有关资料显示, 真空改善1%, 汽耗降低1%~1.5%。因此, 提高凝汽器真空是提高机组效率、降低汽耗最有效的手段, 主要采取了以下几方面的措施。
1. 合理控制循环水浓缩倍率, 加强加药管理, 防止凝汽器铜管结垢与腐蚀;定期投运胶球清洗装置, 保持铜管清洁;利用检修机会, 通过机械除垢、化学除垢等措施消除铜管结垢, 从而提高凝汽器效率和真空, 降低端差。
2. 加强凉水塔管理, 采用高效的淋水填料和喷溅装置, 更换损坏的喷头和淋水填料, 提高冷却效果, 降低循环水温。
3. 在夏季, 通过经济性比较后, 增开循环水泵以增加循环水量, 提高凝汽器真空。
4. 降低射水箱水温, 加强射水箱的补水与排水, 提高射水抽气器的抽吸能力。
5. 保持真空系统严密, 每月进行一次真空严密性试验, 达到400Pa/min以下的要求。
八、锅炉启停炉排放蒸汽回收
热电厂五台锅炉主蒸汽系统采用母管制, 所产蒸汽供三台C50-8.83/1.57型抽凝汽轮发电机组使用, 汽轮机启动采用定压启动。锅炉启动, 当炉温达到900℃左右时, 锅炉开始进行升压操作。升压过程是以汽包压力为主, 通过调节燃料量和过热器集箱上的对空排汽阀开度, 控制升压速度<1.5MPa/h, 使汽温、汽压同步上升, 待蒸汽参数接近额定参数时, 开启并汽阀, 将启动炉蒸汽并入母管, 同时关闭对空排汽阀。锅炉停炉时, 关闭并汽阀后, 需要打开对空排汽阀降压。以上启停炉过程均需打开对空排汽阀, 持续较长时间的排汽, 浪费了大量工质和热量。
由于设备故障、负荷波动等原因, 锅炉启停炉次数较多。根据系统现状和实际运行情况, 将现有的主蒸汽系统进行改造, 将锅炉启停过程中产生的高温高压蒸汽通过减温减压装置后并入汽轮机抽汽管道, 供热用户使用。减少能源浪费, 提高整体供热能力。某台锅炉点火启动过程中, 相应的并汽阀关闭, 当蒸汽温度压力高于汽轮机抽汽温度压力时, 投运减温减压装置, 将这部分蒸汽并入外供抽汽管道, 当启动炉蒸汽温度压力达到并炉条件时, 按照锅炉规程并炉, 同时退出减温减压器。某台锅炉停炉时, 将停运锅炉并汽阀关闭, 同时将停运锅炉余汽导入减温减压器, 供热用户使用, 当停运锅炉余汽压力温度低于外供蒸汽母管压力时, 退出减温减压器。
全年每台锅炉开停炉三次, 每次开停炉可回收蒸汽约400t, 全年回收蒸汽约6 000t, 节约标煤760t, 节约脱盐水6 000t。
九、将机械雾化油枪改造为气泡雾化油枪, 减少锅炉启动点火用油
热电厂锅炉启动点火油采用0#轻柴油, 点火油枪采用的是机械雾化式油枪, 共五只, 其中床上燃烧室布置三只, 油枪出力为400 kg/h;床下风室布置两只, 油枪的出力为500kg/h。油枪存在的主要问题是, 启动点火冒黑烟, 燃烧不充分, 耗油量大, 锅炉点火启动一次用油平均达13t。改造为气泡雾化油枪后, 利用压缩空气雾化燃油, 雾化颗粒度更细, 燃烧充分, 火焰刚性强, 每次启动用油只需要10t左右。按照每台锅炉每年启动三次计算, 每年节约柴油45t。
十、减少辅机设备用电量, 降低厂用电率
1. 锅炉风机由挡板调节改造为变频调节。每台240t/h锅炉有六台6kV风机电机, 总额定功率3 140kW, 风机全部采用进口挡板的节流调节, 节流损失大, 并且设计时选型偏大, 满负荷运行时, 部分风机挡板开度只有30%~60%, 风机运行效率偏低。改造前, 锅炉满负荷运行, 消耗功率约2 282kW, 改为变频调节后, 消耗功率约1 814kW, 其节电效果为20.5%, 全年五台锅炉每台运行7 000h, 节约电能1 638万kW·h。
2. 改善泵的流道特性, 减少摩擦损失, 提高泵的运行效率。水泵大多部件是铸件, 包括泵体、导流部件、叶轮、密封环等, 其表面较粗糙, 增加了水流阻力, 通过涂覆陶瓷涂层的办法, 减少管路损失, 节电1%。
3. 改造结构不合理、效率低的射水抽气器。将单管短喉部抽气器更换为多通道高效能抽气器, 配用射水泵电机功率由75kW降低到45kW。
1.循环冷却水系统的节水。在热电厂, 循环冷却水系统的补充水量占电厂总耗水量的80%。凉水塔循环冷却水在运行中, 水会发生蒸发损失、风吹损失、排污损失, 为了保持凉水塔液位, 需要相应补充一次水。风吹损失很小, 仅占循环水量的0.1%, 蒸发损失是无法避免的, 由于盐类的浓缩, 必须排污, 排污损失则和水质及药剂处理的允许浓缩倍数有关。要降低补给水量, 必须要减少排污水量, 即提高循环水的浓缩倍率。根据一次水质分析, 引进新型水处理药剂, 将浓缩倍率由三倍提高到四倍, 排污率由1.1%降到0.6%。三台机组总循环水量约15 000m3/h, 每年节约一次水60万t。
2.加强水务管理, 节约用水, 减少废水排放量, 重视废水处理和回收利用, 最大限度地提高水的重复利用率。如回收凉水塔排污水, 集中后供泵与风机的轴承冷却, 最后作为脱硫系统的烟气减温水和冲厕用水, 实现了梯级用水。
3.制作加热器, 回收供暖蒸汽冷凝水。家属区及办公区冬季取暖, 供热蒸汽耗量大, 用汽轮机0.5MPa抽汽作为加热蒸汽, 与一次水混合换热制备高温热水, 加热蒸汽凝结水作为补充水, 不能回收利用, 造成高品质凝结水的浪费。为了回收凝结水, 自行制作供暖热网加热器, 采用表面式换热方式制备热水, 以一次水作为补充水。每月取暖用汽量8 000t, 全年取暖期按3个月计算, 可以节约凝结水24 000t。
4.减少各种汽水损失, 合理降低锅炉排污率, 控制正常汽水损失率 (不包括锅炉排污、机组启动而增加的汽水损失, 以及供热用汽不回收部分) 小于锅炉额定蒸发量的3%。
十二、其他
1.开展小指标的竞赛和考核, 以小指标保证大指标的完成。除发电量、供热量、供电煤耗、厂用电率外, 根据实际情况考核。锅炉运行考核效率、汽温、汽压、排污率、烟气氧含量、排烟温度、锅炉漏风率、飞灰和炉渣可燃物、风机单耗、点火用油等指标。汽机运行考核热 (汽) 耗、真空度、凝汽器端差、冷却水过冷却度、给水泵单耗、高加投入率等指标。化学水制备考核自用水率、补给水率、再生酸碱消耗等指标。
2.选用优质的管道保温材料, 保持热力设备、管道、阀门的保温良好, 采用新材料、新工艺努力降低散热损失, 保证室温25℃, 保温层外表面温度低于50℃。
3.加强锅炉声波吹灰装置的维护与管理, 定期检查吹灰器与脉冲阀, 提高吹灰器的完好率和投入率, 防止受热面积灰, 保持锅炉尾部受热面的清洁。降低排烟温度和排烟热损失, 提高锅炉效率。
4.提高锅炉操作人员技术水平, 优化燃烧工况, 针对不同煤种与负荷及时调整和组织燃烧, 合理控制入炉总风量、燃烧温度及一二次风量配比, 保证炉渣可燃物含量小于3%, 飞灰可燃物含量小于15%, 降低锅炉机械不完全燃烧热损失, 提高锅炉热效率。
5.加强密封管理, 通过检修消除“七漏”, 即漏汽、漏水、漏风、漏煤、漏灰、漏热、漏油。消除锅炉本体、空气预热器、电除尘器漏风, 降低送风机、引风机耗电量, 保证锅炉本体和预热器漏风率小于5%, 除尘器漏风率小于3%。过量空气系数小于1.5。
6.采用冷渣器回收锅炉高温灰渣热量。循环流化床锅炉的排渣温度一般在900℃左右, 含热量高, 通过高温炉渣加热锅炉补给脱盐水, 可以使炉渣温度降低到100℃以下, 并且回收了锅炉灰渣热损失, 间接地提高了锅炉热效率。锅炉全年炉渣产量8万t, 炉渣比热按照0.96kJ/kg·K, 回收炉渣余热61 440GJ, 可以节约标煤2 095t。
7.除盐水补水从除氧器补入改为从凝汽器补入。除盐水补水原设计是从除氧器塔头补入, 除盐水温度20℃, 要加热到150℃, 需要消耗一定量高品位的加热蒸汽。改造为从凝汽器补入, 通过喷淋装置直接与汽轮机排汽混合换热, 不但回收了一定份额的排汽热量、减少了高压除氧器的耗汽量, 并且降低了排汽温度, 改善了机组真空。
热电节能 第5篇
关键词热电厂;新建工程;照明;节能灯具;应用
中图分类号TM923文献标识码A文章编号1673-9671-(2009)121-0022-02
1概述
近年来,节约能源已经成为全球范围内一个热门话题,而其中的照明用电占有相当大的比重。在我国,照明用电量约占全社会总用电量的12%,因此从长远节约能源、保护环境的角度来看,采用高效节能照明已成为当务之急。据估算,节约1kW发电容量的投资不到新增发电容量造价的20%,利用新技术开展节能照明的潜力很大。
本文针对哈尔滨平南热电工程的特点,从电气照明节能角度出发,探讨照明节能的主要技术措施。
2合理应用新型节能光源
能源短缺和环境污染问题是我国可持续发展急需解决的问题,随着新能源的不断出现,太阳能路灯和LED光源已经走进我们的生活和工作中,这两种节能光源将成为电厂照明中新一代节能环保的绿色光源。
2.1太阳能路灯
2.1.1 太阳能路灯的优点
太阳能路灯是近几年新型的节能灯具,它具有一次性投资、无长期运行费用、安装方便(不需挖沟、敷设电缆)、免维护、使用寿命长等特点,不会对原有植被、环境造成破坏。但因为其光源一般采用LED或直流节能灯,其照明功率只有50W～130W,而在哈尔滨平南热电厂中运输道路、施工道路、正常运行道路一般为6米宽,要求的照明值为5LX左右,因此照明功率只有50W～130W的太阳能路灯还不能满足这个要求。电厂的厂前区可以采用太阳能草坪灯、庭院灯、景观灯等,这些灯具以太阳光为能源,白天充电,晚上使用,无需进行复杂昂贵的管线铺设,而且可以任意调整灯具的布局,即起到了美化电厂的作用也达到了节能的目的。
2.1.2 太阳能路灯存在的问题
1)太阳能光伏系统的效率低,太阳能电池的转换率只有17%左右,因此提高电池组件的转换率,降低单位功率造价是太阳能发电产业化的重点和难点。
2)太阳能电池的容量小,目前太阳能电池还很难使用在主干道照明上。
3)哈尔滨平南热电厂地处北方冬季寒冷的地理环境和气候条件,影响到太阳能电池的储能容量。
4)太阳能路灯的光源目前都采用LED光源,LED光源的特点是表面亮度高,但整体光通量并不高。在灯具垂直下方有极高的亮度,但在偏离该点的一定距离内,亮度很低。按照《火力发电厂和变电站照明设计技术规定》DL/T5390-2007的要求,电厂的路灯间距一般在30m~40m左右,灯杆高度在7~8m,因此理论上在两灯的中间很大部分很难达到照度要求(照度值为5LX)。
5)目前LED光源外部的封装材料为环氧树脂,环氧树脂在太阳照射和低温的条件下易老化,电厂的自然状况对环氧树脂的老化起到了加速作用。
6)太阳能路灯的价格是普通路灯的3~4倍,目前价格昂贵。
7)太阳能产品的质量亟待提高,近年来,太阳能光伏技术发展很快,产品生产厂家如雨后春笋。但是,有些产品没有形成系列,质量参差不齐,甚至在光源的选择以及电路设计中存在许多缺陷,降低了产品的经济性和可靠性。同时,国家缺少相应的产品质量标准和检测系统,使太阳能光伏技术产业化受到影响。
综上所述,目前要在哈尔滨平南热电厂厂区道路照明设计中,大面积使用太阳能路灯的主、客观条件都不成熟,还为时尚早。建议在一段较为偏僻的厂区道路区域,安装使用若干套太阳能路灯,实际运行一段时间,掌握太阳能路灯实际运行效果和节能效益。
2.2LED光源
LED又称发光二极管,它们利用固体半导体芯片作为发光材料,当两端加上正向电压,半导体中的载流子发生复合,放出过剩的能量而引起光子发射产生可见光。
2.2.1 LED光源的优点
1)省电、节能、环保。LED的发光原理与白炽灯和气体放电灯的发光原理都不同,LED光源的能量转化效率非常高,理论上可以达到白炽灯10%的能耗,LED相比荧光灯也可以达到50%的节能效果。节能效果显著,无疑具有十分重要的意义。LED还可以与太阳能电池结合起来应用,节能又环保。其本身不含有毒有害物质(如:汞),避免了荧光灯管破裂溢出汞的二次污染,同时又没有干扰辐射。
2)使用寿命长。采用电子光场辐射发光,灯丝发光易烧、热沉积、光衰减等缺点。而采用LED灯体积小、重量轻,环氧树脂封装,可承受高强度机械冲击和震动,不易破碎。平均寿命达10万小时。LED灯具使用寿命可达5～10年,可以大大降低灯具的维护费用。
3)光色纯正。由于典型的LED的光谱范围都比较窄,不像白炽灯那样拥有全光谱。因此,LED可以随意进行多样化的搭配组合,特别适用于装饰等方面。
4)防潮、抗震动。由于LED的外部多采用环氧树脂来保护,所以密封性能和抗冲击的性能都很好,不容易损坏,可以应用于水下照明。
2.2.2 主要应用领域
1)交通信号灯、指示灯。LED光源表面亮度高,使用寿命长,能保持良好的指示功能。
2)汽车车灯的应用。汽车也是LED产品的市场。由于LED灯具有省电、小型且可平面化安装、响应快速、易于计算机控制、抗震性等优点,发达国家都在大力开发车用LED灯。应用范围从车内的显示面板、装饰灯、照明灯,到车外的刹车灯、转向灯、指示灯等。 但LED灯还没有用于汽车正常行驶照明的前照灯。
3)背光源。LCD背光源是LED产品的最大应用市场之一,主要集中在TFT彩屏的背光。LED背光源具有良好的显色特性且环保,是LCD背光源市场的主流。LED背光源在手机等PDA产品上已成功应用,并伴随着LCD平板显示市场的快速发展,保持高速增长。随着LED发光效率的不断提高,必将应用于更大尺寸LCD屏的笔记本电脑、电脑显示器和LCD-TV中,市场潜力无限。
4)特种照明灯。特种照明灯,主要品种有防爆灯(含矿灯)、军用特种灯、闪光灯、应急灯、手电筒、文物与艺术品照明灯、皮革与首饰装饰灯、特种医疗用灯、农作物生长用灯、太阳能LED灯等等。
尽管目前LED成为大家倍受推崇的节能光源,但在哈尔滨平南热电电厂照明设计中,采用LED光源还存在许多实际问题。
3.2.3 普及应用LED存在的主要技术问题
1)LED的亮度很高,但是它的光通量却很低,在指示照明上很实用,但是用在普通照明上却不是很适合。
2)LED的显色性问题,现有的白光LED多数采用两种途径实现:一是各种颜色的LED混光成为白光;还有就是用蓝光或者紫外线激发荧光粉发出白光。尤其是激发荧光粉的方法使LED中的蓝光含量偏高从而使整个LED的色温偏高,而其他光谱含量少,所以显色指数低。对于人的眼睛来说显色性比光的强弱更为敏感,显色指数低的光源都不适合用在普通灯具上。
3)LED光源对电压质量的要求高,不能承受大的电压波动。而在电厂的输煤系统,大功率的电动机启停频繁,造成厂用电压波动很大。
4)LED外部的环氧树脂受温度的限制很大,越是在周围温度高的环境中使用,树脂的劣化越快。同时,电流通过LED时,LED芯片会发热。该温度越高(电流通过的多),周边树脂的温度也会变高,则劣化将加快。在电厂的锅炉本体周围,环境温度可达40℃左右,因此如果在此环境下使用LED光源,很难达到LED标称的寿命(10万小时)。
5)另外由于封装技术有差异,造成各种颜色的LED光源寿命和光衰减并不能达到理论上的指标,其他还有散热问题和LED价格问题等。这些原因都限制了LED灯具在现阶段的使用,造成LED照明灯具暂时还只能处于在电厂试应用阶段,通过应用发现存在的问题,以便光电子行业与照明行业共同解决。
2.2.4 LED光源在哈尔滨平南热电工程的应用
依据LED光源的实际技术性能、特点,本工程在照明设计中,出入口指示灯以及消防疏散指示灯可采用LED光源。
2.3高频无极灯
高频无极灯主要由高频发生器、功率耦合器和玻璃泡壳三部分组成。高频发生器为耦合器提供一个高频能量来激发和维持灯泡内的气体放电,耦合器是把能量从高频发生器经铝制底座输入灯泡内的器件,灯泡主要是一玻璃灯泡,主要由涂有保护膜和三基色荧光粉的泡壳、内管、汞气、辅助汞气及灯头等组成,内部充有低气压汞和惰性缓冲气体,在灯泡中间有一玻璃内管,内管里面是耦合器。
高频无极灯是利用高频电磁场激发灯泡内的低气压汞和惰性缓冲气体放电产生紫外线,紫外线再激发灯泡内壁上的荧光粉而发出可见光。
优点是:能瞬时启动,寿命长,无频闪、功率因数高。缺点是:价格不菲,产品质量有待时间考验。
目前无极荧光灯光源在灯具配合方面与其它光源的灯具不能互换,需要有专门灯具。初始成本较高,使用经验少。各无极灯的生产厂家提供的参数各有不同,且国家没有统一标准,至于在节能方面是否优于金属卤化物灯、节能灯和高压钠灯有待今后实践证明,故本工程不建议大量采用无极灯。
3采用节能镇流器
节能灯的附件之一镇流器也是耗能产品。通常的电感式镇流器虽然可起到镇流作用,但是消耗的电能相当于匹配的荧光灯功率的20 %,且功率因数仅为0. 4～0. 5,故其无效功耗和额外线损很大。另外还存在噪音大、频闪污染严重、寿命短等缺点。而新型电子镇流器不仅本身功耗很低(以配36W荧光管用电子镇流器为例,其功率仅为1～3W) ,且功率因数高达0. 9 以上,线损也大为降低,电网质量得以提高。本工程中采用优质节能电子镇流器和节能型电感镇流器是节能措施之一。
4照明控制
在电厂中,照明灯具的数量繁多,灯具的开、关不是始终一样的,明、暗程度也不是不变的,总之,加强对灯具投入的控制,节能也显著。选用适当的控制方式,最大限度的节约能源,具体实施方案如下:
1)室内照明线路宜细化,选择适当位置,多设开关,以便根据需要开灯和关灯。
2)为了不影响整个房间的照明,靠近窗户的照明器应单独设置开关,以便充分利用自然光。
3)对于不经常有人的场所(如配电间、继电器室等),在主要出入口设置开关,以便人走灯灭。
4)在办公楼的楼梯、走廊及一些需要短时照明的场所,采用声光控开关和延时开关,避免常开常亮,同时也达到了节能和延长光源寿命的目的,减少了维护量。
5)车间内按照生产工艺要求分区设置开关。
6)道路、煤场、油区等露天场所采用光电开关,实现照明系统的控制。
7)室外照明采用三相供电,隔盏换相,以便根据需要提供不同的照度,节约电能。
5结论
哈尔滨平南热电厂作为即将新建的绿色电厂,节能、创优是设计追求的目标。电光源是照明节能的主体,因此对照明我们将具体实施如下:
1)控制室、继电器室、配电间和办公室等识别颜色要求较高或经常有人工作的场所选用T8、T5等型号荧光灯。
2)主厂房运转层选用大功率金属卤化物灯。
3)220kV配电装置、变压器场地选用金属卤化物灯。
4)汽机房选用长寿命金属卤化物灯。
5)锅炉本体、道路和输煤系统等选用高光效钠灯。
6)辅助生产车间选用高显色钠灯或金属卤化物灯。
7)直流事故照明、频繁开启照明的场所选用白炽灯。
8)室内通道、楼梯间、卫生间等场所选用节能灯(紧凑型荧光灯)。
热电联产机组认定的节能意义 第6篇
根据国家四部委[2000]1268号文的规定, 热电联产机组认定的标准是50MW以下机组年均热电比大于100%, 年总热效率大于45%。达到这个标准的热电联产机组的能耗指标到底如何呢?下面以一台12MW热电联产机组为例具体分析。
机组基本情况 (见表1) 。
表1数据来源于山东省统计局、经贸委、省政府节能办联合发布的《工业企业单位产品能耗统计指标通报》, 山东省经贸委发布的《山东省主要耗能产品能耗限额标准 (第一批) 》。
设定该机组年运行6000h, 厂用电率10%, 热电比100%。
年供电量为:1.2×6000×0.9=6480万kWh。
年供蒸汽 (供热参数0.98MPa、195℃时热焓值为2810.92kJ/kg) :6480万kWh×3600 kJ/kWh×104×10-6/2.81GJ/t=83017.79t。
根据目前通行的热电厂热、电能耗分摊方式, 计算供电煤耗时, 将热电厂大部分热损失分摊到了供电煤耗上, 所以供电煤耗仍然较高。如果将供热煤耗固定起来计算, 结果就会发生很大变化, 即将热电联产企业的供电煤耗按大火电的标准固定起来, 计算得出的供热煤耗就可以与小锅炉产汽煤耗比较;反之, 如果将热电联产企业的供汽煤耗按小锅炉产汽煤耗固定起来, 计算得出的供电煤耗就可以与大火电进行比较。假使热电厂替代了小锅炉产汽, 可以做如下比较:
统计表明, 小锅炉平均运行效率在60%～65%, 按65%计算, 小锅炉吨标煤产汽 (标煤热值29310kJ/kg, 吨汽热值2.81GJ) :29.31×0.65÷2.81=6.7799吨汽/吨标煤。吨汽标煤耗:1000÷6.7799=147.495千克标煤/吨汽。
山东省热电企业2006年平均供热标煤耗为36kg/GJ左右, 则吨汽标煤耗:36×2.81=101.16千克标煤/吨汽。
与小锅炉相比吨汽节标煤:147.495-101.16=46.335千克/吨汽。
年节标煤:83017.79×46.335×10-3=3846.629t。
将这些节煤量摊到供电量中, 降低供电标煤耗3846.629t÷6480万kWh×103×10-4=0.05936kg/kWh=59.36g/kWh。
2006年山东省地方电厂平均供电标煤耗为417.52g/kWh, 以刚刚勉强达到标准的热电比
(100%) 计算, 即降为417.52-59.36=358.16g/kWh, 接近2006年山东省统调电厂平均供电标准煤耗 (384.53g/kWh) , 低于山东省2008年200～230MW机组供电标准煤耗限额 (367g/kWh) 8.84g/kWh。
同理, 倘若热电比达到150%, 则供电标准煤耗相当于328.48g/kWh。由此可见, 一台12MW中温中压热电联产机组, 只要热电指标达到国家规定的标准, 其节能效果是非常明显的。
热电企业节能降耗分析及实践 第7篇
一、降低发电、供热煤耗
1. 降低燃料成本
健全燃料的购入和存储制度, 严把入厂燃料的重量和质量, 确保合格燃料入厂是降低燃料成本的重要手段。要求用煤的低位发热量必须≥20000 J/g, 由于用煤紧张, 煤炭市场鱼目混珠, 低位发热量一度在13000～15000J/g之间, 造成锅炉结焦严重, 无法正常输渣, 屡次发生渣沟堵塞现象。
为确保燃料的质优价廉, 加强了对来煤煤质的预报, 积极开拓存储场地, 坚持进场煤不亏吨不亏卡, 杜绝严重偏离设计煤种的燃煤入厂、入炉, 煤的低位发热量均能保证在21000J/g, 有效降低了燃料成本, 保证了锅炉额定出力及系统的安全运行。
2. 降低汽轮机热耗
(1) 凝汽器换热管改造。将机组凝汽器换热管更换为换热效率较高、有阻垢效果的不锈钢管, 循环水系统加入阻垢剂消除冷凝器、冷却塔结垢, 解决了多年存在的机组夏季机组真空度低的难题, 提高了冷凝器、冷却塔换热效率, 降低汽轮机热耗, 大大降低了发电、供热煤耗。凝汽器夏季循环水进口最高水温改造前33℃时, 真空度平均-0.081MPa, 而改造后为30℃, 下降3℃, 真空度也由-0.081MPa提高到-0.085MPa, 约提高4.7%, 机组真空度提高后, 降低煤耗14.7g/ (kW·h) , 年节约原煤1235t。
(2) 3台高加及连排疏水装置改造。2005年将三台机上使用多年故障频发的浮子式疏水器改造为节能、故障率极低的两相流疏水器, 明显降低了管路汽蚀损坏, 高加投入率保证在95%以上。锅炉给水温度由140℃上升到150℃, 经测算年降低锅炉煤耗价值30万元。
3. 降低锅炉煤耗
由于流化床锅炉先天设计缺陷, 自2000年始共投入近千万元用于3台流化床锅炉受热面、省煤器、分离装置、吹灰装置等主辅设备技术改造, 使单炉平均运行周期增加1倍。
运行中及时调整燃烧和辅机运行, 合理燃烧, 控制飞灰可燃物, 降低飞灰损失是锅炉设备运行节能降耗的重点工作。通过小指标考核, 使每个班次各班组主动对上班次的飞灰可燃物、全天煤的低位发热量以及煤种的各成分进行分析、对比、观察, 根据实际煤种合理调整配风, 组织燃烧, 最大潜力降低飞灰可燃物在合理的经济范围。
改造后排烟温度由170℃降到150℃, 飞灰可燃物煤粉炉控制在5%以下, 流化床炉控制在18%, 减少锅炉排烟损失和机械不完全燃烧损失, 提高了锅炉燃烧效率。
经测算, 发电和供热标准煤耗2007年上半年比较前一年同期分别由360g/ (kW·h) 和40kg/GJ, 下降至323g/ (kW·h) 和38kg/GJ, 下降幅度为37g/ (kW·h) 和2 kg/GJ, 节约标煤6843t, 折合原煤9796t。
二、加强节油、节水管理
1. 降低燃油消耗
(1) 采用先进节油技术。厂4#炉采用微量油气直接点燃煤粉技术, 实现了锅炉启停及低负荷稳燃过程以煤代油, 达到节煤节油的目的。
(2) 加强节油管理。修订了《点炉耗油管理制度》, 明确考核目标, 加大每次点炉耗油的管理监督, 对超油耗责任单位进行处罚, 节约点炉燃油及时奖励, 充分调动员工节油的主动性和积极性。
采取以上措施后, 点炉一次耗油流化床炉由原来的1.2t下降到0.8t, 煤粉炉由原来的5.9t下降到5.2t。
2. 节水管理
(1) 实施深井泵变频改造, 大幅降低地下水开采量。东热电厂四季工业用水量相差很大。冬季采暖负荷大, 耗水量明显增加, 夏季只有工业用汽, 用水量明显下降。由于使用的是定速泵, 设计的水量调节方式是再循环, 即用水量小时开启再循环将多余水量排入冷却塔, 利用率很低造成了明显浪费, 实施变频改造后, 工业用水自动调整供水量 (保持工业水母管压力恒定) 做到了按需抽取, 节省工业水用水量70t/h。
(2) 实施冷却水循环改造, 提高工业水回收利用率。厂辅机冷却水原设计主要采用工业水冷却, 工业水用水量大 (图1) , 冷却水回收后通过冷却塔溢流, 排污水量大。改造后, 将循环水代替工业冷却水, 冷却水汇集到新建的集水池, 再回收到冷却塔, 作为冷却塔的补充水形成封闭循环 (图2) , 提高水的重复利用率, 降低了用水量 (表1) 。
(3) 实施汽轮机循环水系统化学加药处理。2004年5月经过调研选定了国内具有的成熟循环水加药处理工艺和技术的厂家, 投入20多万元对循环水系统化学加药处理, 废止了对冷凝器的酸洗工艺。
(4) 装设在线钠表, 降低酸、碱耗, 控制排水。2007年上半年化水分场技改在线监测硅表, 对除盐水的监控及时准确, 大大减少了除盐水的失效率, 降低外排量, 达到了节水的目的, 间接地降低了酸耗、碱耗用量, 初步统计减少酸耗、碱耗用量20t。
三、降低综合厂用电
1. 实施深井泵变频改造
2004年3月对深井泵进行变频改造, 深井泵电流由290A下降为190A, 年用电量下降了34万kW·h。
2. 实施制粉系统全自动控制改造
对5#炉制粉系统进行全自动控制改造, 杜绝磨煤机满磨和空磨。改造后在装球量减少情况下, 煤粉细度、均匀性、飞灰可燃物等各项指标均优于改造前, 制粉系统持续、稳定运行, 均匀给煤, 耗电量大大下降。制粉单耗由改造前的27kW·h/t下降为改造后的22 kW·h/t, 同比下降18.5%。全年节约电量72万kW·h。按上网电价0.27元/kW·h计算, 2006年该项目节电收益19.4万元。
3. 完善小指标考核内容, 通过经济调度减少厂用电量
加大热机设备及热力系统的经济运行技术监督, 重点加强监督高加出水, 凝汽器真空、机组压力、温度压红线控制、各炉的飞灰可燃物控制、排烟温度、煤粉细度的控制, 合理控制减温减压的投入量, 保证高加的投入率在95%以上, 高加出水合格率控制在均值96%, 机组凝汽器真空度均值在-0.085PMa以上, 各机组压力温度压红线合格率均在98%以上, 利用季节温差、昼夜温差经济调度, 合理安排循环泵的启停、搭配, 尽可能使每台泵在额定工况下运行。
根据网上负荷情况, 合理搭配给水泵的启停、运行, 减少再循环门调整量, 保证给水泵额定出力, 降低给水泵耗电。改造后年厂用电率由14.8%降至13.8%。
4. 加强照明用电管理, 采用新型灯具减少消耗
2005年始将生产、照明也列入节能管理, 通过对生产厂房、办公场所常年使用的灯具进行寿命对比, 试用并挑选出质量好寿命长的节能灯具推广使用。使厂照明灯具年消耗降低了30%以上, 照明电量下降约25%。
四、降低材料消耗及设备维修费用
加强材料的采购、领用定额管理, 大小修费用、技改费用管理, 提倡修旧利废, 建立节约资金的奖惩机制, 杜绝浪费。
1. 完善财务管理杜绝材料浪费
在基层建立并推广借助软件的材料实时管理平台, 对维修中发生的每项材料的领用、出库做到实时明确登记、自动汇总及时反映, 给管理人员决策提供可靠的对比依据, 减少了材料滥用及浪费。
2. 建立节约资金的奖惩机制降低维修费用
通过建立节约资金的奖励机制, 购买必要的维修设备, 让员工能够解决生产中的难题, 调动了员工技术练兵的积极性。将处置权上移, 严把废旧物资处理关, 提倡修旧利废, 最大限度利用材料、零件, 减少材料消耗, 降低维修费用。
一种基于热电转换的节能方法 第8篇
个人计算机是21世纪应用最广泛的设备之一, 其所消耗的能源和排碳量是不可忽视的。结合热电偶原理, 介绍一种将排放的无用热能转换为电能的方法, 不仅能储蓄能源供小功耗设备如USB接口使用, 并且能减少散热风扇带来的能量消耗。
2 系统设计方案
热电偶产生的热电势是由两种导体的总接触电势和总汤姆逊电势[1]所组成, 即:
因此, 热电偶回路中温差电动势的大小除了和组成电偶的材料有关, 还决定于两接触点的温度差。在特定的计算机, CPU和低温触点的材料确定后, 温差电动势的大小就只决定于两个接触点的温度差, 因此可以将公式近似表达为:
式中, t2为热端温度, t1是冷端温度;C、d为电偶常数, 决定于CPU和导热芯片的材料。将导热材料设定为近似CPU材料, 因此, 公式可以进一步简化为:
相当于两接触点温度差为1℃时所产生的温差电动势, 单位为毫伏/度。根据公式, 如果使发电组件两面保持温差60℃, 则可发出电压3.5V、电流3~5A。
根据以上理论分析, 结合锂电池、微型继电器及USB接线图, 得出计算机主板USB供电的改造方案如图1所示。
在图1中, 需要用到以下各类设备和连接:
(1) 高温部分易导热贴片:主要功能用于将芯片的温度导出, 并作为温差发电机组的高温部。
(2) 低温部外置半导体贴片:能长期保持与高温部的温差, 并作为发电机组的低温部。
(3) 半导体致冷片具:处于高低温部分的链接, 能快速传递热量, 具有较高的可靠性。
(4) 半导体温差发电机组:一个约40mm×40mm的集成芯片组, 使用时温差发电组件的两面与金属散热片之间涂上一层导热硅脂, 以利于散热, 减小热阻, 使发电组件平稳贴在芯片表面。冷面加装金属陶瓷涂层散热片, 当发电组件两面的温差较小时, 可通过继电器自动切换电源, 提高发电效果。
(5) 锂电池。由于温差不稳定, 因此根据公式计算出电压也不稳定, 所以需要一个外置的可充放电锂电池作为储能装置, 为设备供电。可采用反复充放电锂电池, 目前手机通用的宽幅充放电锂电池即可。
(6) 可编程继电器。为保证不影响原有设备口 (USB或其他小电流设备) 的正常使用, 在发生储能不足或其他情况导致无法供电时, 继电器自动切换供电电源, 以保证设备正常运转。
3 优势及应用前景
该方案能够有效地将原本消耗掉的热能转换为电能, 并且储存起来, 可以为大多数USB设备供电。正常工作情况下, CPU芯片和低温部分能保持20℃的温差, 在工作压力大时可达到40℃的温差, 其产生的电流, 足以供给多数USB设备工作。计算机采用此方案可以有以下优点:
(1) 减少芯片风扇工作消耗的电能, 因芯片产生的热能转换为电能, 所以无需散热。
(2) 长期运行可节省大量电能。
(3) 提升芯片的超频频率, 提高芯片的利用率。
(4) 将原先无用的热能损耗转换为有用的电能, 对于提高能源二次利用率、减少碳排放量有重大意义。
此方案目前在研究阶段, 其稳定性及能源转换效率较低, 但具有合理性和前瞻性。
参考文献
小型燃煤热电企业的节能减排研究 第9篇
“十三五”是我国经济发展重要的转型期和机遇期,根据经济增长计算,“十三五”期间发电量年均增长约为3.2%。按《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》,到2020年核电装机容量达到5800万k W,常规水电、风电和光伏合计6.5亿k W。截至2015年底,全国火电总装机容量已超过了16亿k W。面对日益苛刻的环保要求,“十三五”电力规划中对电力系统的优质、安全、绿色、可持续发展提出了更高的要求。从必须改变环境角度出发,“十三五”电力规划电源建设要限制煤电,适度发展水电和核电,全面鼓励和推动新能源发展[1,2]。
除5大国有电力集团之外,民营电厂多由民营企业根据自身的用电需求而获批建立的,到目前为止我国民营发电企业数量超7成,但装机容量仅占1成,且基本为煤炭火力发电厂。民营发电厂在装机容量、能源利用率、污染处理等方面表现不足,是节能降耗改造和环保监管的重点领域。
国家层面对于民营电厂,在发展规划、政策支持、环保和节能方面都格外重视,需要小型燃煤型民营电厂做好节能和环保工作,提高能量利用率,降低污染排放。同时,随着节能环保法律法规的日渐完善,小型燃煤热电企业的负责人也意识到节能减排的社会环境意义。针对小型燃煤热电企业的节能减排的需求,以企业自有电厂为例,进行能量和物料衡算,找出重点用能耗能环节,结合工艺技术运行和现场调研情况,提出改造方案。
1 热电厂工艺概况
该电厂是根据区域工业企业用电需求建立的,主要承担该区域橡胶工业园内工业企业、周边乡镇企业工业用热及50万m2城镇居民的集中采暖。主要工程情况如表1所示,具有75t/h的次高压中温电站锅炉3台、1套C12MW抽凝机组、1套B12M W背压机组和2套12M W发电机组。
热电厂主要工艺流程如图1所示。原煤经制粉系统,送至炉膛;空气升压后,经过预热器后加热,进入炉膛燃烧;粉煤在炉膛内充分燃烧后,产生的热量被锅炉炉管中的除盐水吸收,产生4.90MPa、450℃的蒸汽。蒸汽进入汽轮机中发电,发电后部分低压蒸汽供热使用。冷凝水由凝结泵升压后经过低压加热器预热,和除盐水一同被送入除氧器中除氧,除氧后的低压给水经过给水泵升压后,送入高压加热器加热,加热后的给水温度达到150℃,再送入锅炉。
汽轮发电机组出线10k V,除热电厂厂用电外其余电量直接供入社会电网10k V系统中。
地下水经多级过滤后,进入反渗透装置。除盐水用作锅炉运行补水,其余浓排水经由反渗透浓排水再浓缩系统处理。
2 热电厂三废情况
以2014年热电厂三废情况分析如下。
1)废气。
锅炉燃煤产生废气主要为二氧化硫、氮氧化物和烟尘。废气经除尘效率达99%的三电场静电除尘器除尘后,排入双碱法脱硫塔中脱硫,最后经安装有烟气在线监测系统的烟囱排放大气。2014年产生废气158237万m3/a。
2)废水。
热电厂废水主要为反渗透浓水、锅炉排污水和设备循环冷却水,反渗透浓水经二级反渗透后,原水回用,浓水用于煤场洒水、景观绿化和脱硫系统补水;锅炉排污水用于脱硫系统补水;设备循环冷却水循环使用。废水情况如表2所示。结合现场调研情况,热电厂内废水经后续处理后,部分作为原水回用,浓水用于煤场洒水、景观绿化和脱硫系统补水;锅炉排污水用于脱硫系统补水;设备循环冷却水循环使用;无外排。
3)固体废弃物。
热电厂产生固体废物为锅炉燃煤产生的炉渣,除尘设施产生的粉煤灰,脱硫系统产生的废脱硫剂。一般工业固废均收集后外售做建材。2014年产生炉渣24329t,产生粉煤灰6961t,产生脱硫渣7391t。
m3/a
t/a
由表3可以看出,由热电厂废气污染物与固体废物的产生量均较大,烟气静电除尘(除尘效率99%),二氧化硫经双碱法脱硫(脱硫效率90%),均有一定的削减量,但仍有较大排放量。固体废物产生量较大,但均得到合理的综合利用,无外排。
由此发现该厂没有脱硝设施,氮氧化物不经过处理直接排放;脱硫设施的处理效率仅为90%;同时,该厂蒸汽损失量较大,需通过相应的手段降低损失。
3 物料平衡分析
3.1 物料流程及数据
为进一步明确该厂主要能量损失的原因和过程,以及主要污染物排放,根据工艺特点及物料流向,进行了物料平衡分析。
根据各单元操作输入输出物料的测定结果,结合热电厂生产的工艺特点,工作小组绘制出审核重点的物料流程和平衡图。其中全厂电平衡和水平衡分别如图2、图3所示。全厂的硫平衡和蒸汽平衡分别如图4、图5所示。
3.2 物料平衡分析
从全厂的水/电平衡图和相关数据以及现场调研情况来看:该厂的电能的进出项基本平衡,节能控制较好。全厂水资源技术流程完善,各类水资源均得到了有效的利用,没有外排,损耗很小,降耗的控制较好。
通过核对该厂的物料数据和现场工艺调研发现:蒸汽损失(见图4)较大,其主要原因是管道年久失修,跑冒滴漏现象较多,造成了资源的极大浪费。二氧化硫排放浓度较高(见图5),由于工艺的不足,二氧化硫的排放浓度还有很大的降低空间,同时缺乏脱硝环节,也需要进行完善。
4 节能减排方案设计[3,4,5]
4.1 供热管网更换
供热管道管线长4000m,80%以上属地埋管线,且位于各村内道路下方,两侧为居民房。经过12a的运行,各处隐患已逐渐暴露,给沿途居民造成很大的安全隐患,如地埋管道补偿器各处出现泄漏;地埋管线长,多处观察井出现冒汽现象。
该方案主要是管线的铺设,经测算需投资2000万元,该方案实施后可减少安全事故的发生概率,并且可以减少因跑冒滴漏而造成的蒸汽损失量,约8000t/a,具有明显的经济效益和社会效益。
4.2 烟气脱硫改造
该厂烟气采用双碱法脱硫,当前二氧化硫的排放浓度低于400mg/m3,难以满足逐步提高的排放标准要求。因此,电厂需进行烟气脱硫改造,降低二氧化硫的排放浓度,满足环保标准要求的同时,可大大改善厂区及周边环境空气质量。
电厂现有双碱法脱硫塔1套,烟气脱硫改造工程拟新增加脱硫系统1套。推荐石灰石-石膏湿法脱硫,主要包括吸收剂制备系统、SO2吸收系统、脱硫石膏处理系统、烟气系统、工艺水系统、废水处理系统和排空系统等。
该工艺脱硫效率高,吸收剂利用率高,可大于95%,设备运转率高,副产品石膏纯度高。此法脱硫效率高于双碱法,且占地面积小,运行费用低。
方案实施后,电厂二氧化硫排放浓度可达143.15mg/m3,满足《山东省火电厂大气污染物排放标准》中排放限值(二氧化硫<200mg/m3)。同时,每年可减少二氧化硫排放量约226.5t/a,减少排污费约18.33万元/a。
4.3 锅炉脱硝技术改造
目前,电厂燃煤产生氮氧化物未经处理直接排放,根据国家、省、市级环保的具体要求,该厂需进行锅炉脱硝技术改造,将NOx排放浓度降低到100mg/m3以下。
建议采用SNCR+SCR联合烟气脱硝系统,主要由还原剂存储与制备、输送、计量分配、喷射系统、烟气系统、脱硝反应器、电气控制系统等部分组成。
方案实施后,电厂氮氧化物排放浓度可达到69.86mg/m3,完全满足《山东省火电厂大气污染物排放标准》氮氧化物<200mg/m3的要求;同时每年可减少氮氧化物排放量约442.4/a,减少排污费约27.86万元/a。
参考文献
[1]白建华,闫晓卿,程路.“十三五”电力流及电源规划方案研究[J].中国电力,2014,48(1):15-20.
[2]曾鸣,张晓春.“十三五”电力规划的新形势新问题新思路[N].中国电力报,2015-10-21.
[3]王增辉,周涛.热电厂节能技术分析[J].节能,2008,(6):8-12.
[4]安跃东.火电企业节能减排措施的研究[J].内蒙古石油化工,2011(22):74-76.
浮动床技术在热电公司的节能应用 第10篇
1 生产系统工艺技术分析
化学车间原有系统4台过滤器、4台无顶压固定阳床、4台无顶压固定阴床及5台除碳器采用母管连接并联运行;其系统原理流程图如图1。
该系统虽然能够保证正常、平稳、安全生产和出水水质合格, 但仍存在一些问题:
1) 车间原有阴、阳床采用逆流再生无顶压固定床离子交换器, 所用离子交换树脂是强型树脂, 工作交换容量小, 周期制水量低, 运行时不容易控制。进水流速过快, 离子交换过程离子扩散来不及进行, 不能保证出水质量;进水流速过慢, 因交换剂表面水膜增厚, 离子的膜扩散减慢, 使交换反应产物不能及时去掉, 也妨碍交换反应继续进行。
2) 逆流式离子交换器再生步骤繁琐, 容易引起交换剂乱层, 顶部压脂层未参与反应, 再生效果不稳定, 受人为因素影响较大。大反洗操作时, 容易损坏中间排水装置, 操作不平稳, 波动大, 酸、碱耗高, 再生时对再生酸碱吸收不完全, 没有充分利用再生液就排放, 造成了极大浪费, 无法满足大负荷运行。
为提高除盐水系统处理量, 同时为了优化生产工艺, 节能降耗, 决定将原有逆流式无顶压固定床离子交换器改造成双室浮动床, 利用技术先进的双室浮动床来增加除盐水处理量, 采用PLC对改造的双室浮动床运行和再生系统进行控制, 能够降低再生液酸、碱单耗, 满足大负荷运行和除盐水水质要求。
2 双室浮动床的工作原理
双室浮动床制水工艺是原水经由入口管首先在入口DY布水器得以均匀配置, 然后由下向上穿过弱室D113树脂层、强室001×7树脂层, 各室树脂层分别按一定比例形成沸腾层和压实层, 在此两层之间形成水垫层, 将两者分开。原水中的各种离子, 首先同沸腾状态的树脂交换, 增大交换面积, 充分发挥树脂交换功能。绝大部分的离子被沸腾状态的树脂交换除去, 剩余离子再经压实层交换除去, 压实层树脂起到精制作用, 使出水水质得以保证。再生工艺是被稀释的盐酸首先与上室强酸型001×7树脂的压实层、沸腾层接触, 再依次与下室的D113弱酸型树脂的压实层、沸腾层接触, 从而达到最佳再生效果。它的主要结构如图2。
上下两层装有单头水帽、中间装有双头水帽的间隔离层, 它的主要特点是在罐体中装填大孔弱型和凝胶强型两种树脂, 而间隔层起到使树脂互不相混的作用。双室浮动床利用两种树脂的特点, 制水时从下向上, 阳双层床中弱酸型树脂主要与水中的弱酸盐类的阳离子反应, 其他强酸性的阳离子与上室的强酸型树脂反应, 阴双层床中弱碱性阴树脂只能与水中的强酸阴离子起反应, 水中的弱酸阴离子可在强碱性阴树脂层除去[1], 保证了出水水质合格;弱型树脂的工作交换容量大, 所以再生时使用强型的再生废液就可取得很好的效果, 再生时从上向下, 凝胶强型树脂先吸附高浓度再生液中H十 (或OH-) , 再生液没有吸附完的H+ (或OH-) 由大孔弱型树脂吸附, 因此对再生液能充分利用, 排出的再生废液酸 (或碱) 度低, 减少了再生废液的中和处理量。
3 双室浮动床除盐系统的优点
根据双室浮动床设备的结构和特点, 通过对锦西石化热电化学水处理系统的调试、运行分析, 认为双室浮动床除盐系统具有下列优点。
3.1 双室浮动床除盐系统能使强、弱两种树脂充分发挥各自的优点
在阳双室浮动床中, 弱酸树脂对暂时硬度有很高的工作交换容量, 因而阳双室浮动床的平均工作交换容量高;而强酸树脂具有较好的交换彻底性, 因此阳双室浮动床有很高的出水水质。强弱树脂串联再生, 可为强酸树脂提供较高的再生剂比耗, 有较高的再生度, 因而其交换容量也得到了提高, 弱酸树脂由于容易再生, 虽然是用强酸树脂排出的废再生液对其再生, 其再生度仍然很高, 所以阳双室浮动床总的再生剂比耗可降得很低, 如锦西石化热电化学水处理装置的酸耗仅为理论值的1.1倍。同时, 由于强酸树脂层允许弱酸树脂层有较大的泄漏量而不影响出水水质, 弱酸树脂深度失效, 使其交换容量大的特点得到充分的发挥[2]。因此, 双室浮动床可得到很好的经济技术效果。
在阴双室浮动床内, 强、弱两种树脂也可充分发挥各自的特点。弱碱性树脂在处理阳双室浮动床排出的酸性水时有很高的工作交换容量, 这就使得阴双室浮动床有较高的平均交换容量。强碱树脂的交换彻底性, 保证阴双室浮动床有良好的出水水质。弱碱树脂可利用强碱树脂排出的废再生液进行再生, 降低阴双室浮动床总的再生剂比耗。由于所有再生液均流经强碱阴树脂, 使得强碱阴树脂有较高的再生剂比耗, 得到很高的再生度, 因此有较高的工作交换容量, 这些情况与阳双室浮动床是一样的。
由此可见, 双室浮动床除盐系统具备了双层床的优点。
3.2 双室浮动床除盐系统强、弱型树脂不再相混
双室浮动床除盐系统是将强、弱两种树脂分别装在两个床室中, 它们之间用装有滤水帽的隔板隔开, 这样, 强、弱两种树脂不会相混, 不会出现双层床因为强、弱两种树脂不能彻底分层而直接影响双层床的出水水质及其技术经济指标的问题。
3.3 运行流速高, 设备出力大, 出水水质好
双室浮动床除盐系统由于采用了浮床运行方式, 其运行流速一般为20～50 m/h, 锦西石化热电公司化学车间水处理装置运行平均流速为30 m/h, 运行安全可靠;而固定床的运行流速一般为10～20 m/h, 可见, 相同直径的交换设备, 双室浮动床的出力可增加1倍。系统之所以能有这样高的运行流速, 是因为在运行时, 由于水力筛分的结果, 使颗粒较小的树脂排列在床层上部, 颗粒较大的树脂排列在床层下部, 进入双室浮动床的水首先接触颗粒大的树脂, 使床层阻力较小, 压差平稳, 其水力特性得到改善。
由固定床组成的一级除盐系统, 其出水水质电导率一般为5～10μs/cm, 而由双室浮动床组成的该系统可小于5μs/cm。锦西石化热电化学水处理装置阴双室浮动床出水水质电导率为1～3μs/cm。
双室浮动床除盐系统在高流速下仍能有很高的出水水质, 这是由它的结构所决定的, 因为被处理水中可交换的离子首先经过悬浮状的树脂层, 在这层树脂中水与树脂的接触面积很大, 几乎是整个树脂表面积;由于运行流速增高, 加快了离子交换过程中膜扩散的速度, 这些都促使交换过程的迅速完成。未被交换的离子在通过上面的压紧层时, 由于这层树脂的再生度很高, 从而得到了彻底的交换, 保证了出水水质。
由此可以看出, 双室浮动床除盐系统完全具备了浮动床设备出力大、出水水质好的优点。
3.4 双室浮动床除盐系统对进口水水质要求降低
阳双室浮动床下室装的是大孔弱酸阳离子交换树脂, 这种树脂具有抗有机物污染、能够吸附有机物、容易清洗和容易再生等特点, 所以阳双室浮动床对进水悬浮物含量的要求可以降低。在阳双室浮动床中, 当原水流经大孔弱酸树脂层时, 水中的有机物、大部分悬浮物就被树脂吸附、截留, 从而有效地保护了上室强酸树脂, 保证了设备的安全运行。
3.5 具备逆流再生的优点
双室浮动床采用的是逆流再生工艺。再生时, 全部新鲜的再生液自上而下首先通过上室的强型树脂, 强型树脂得到了充分再生, 具有了很高的再生度。水处理装置虽然阳双室浮动床酸的总比耗为理论比耗的1.1倍, 但由于用于再生强、弱树脂的新鲜再生液全部通过强酸阳树脂, 实际上用于强酸阳树脂的再生剂比耗为理论比耗的1.5倍以上。有这样高的再生剂比耗, 强型树脂的再生度必然很高。
从上室强型树脂排出的再生废液, 在流经下室的弱型树脂时, 弱型树脂因有容易被再生的特性, 所以虽然是再生废液, 弱型树脂也得到了充分的再生。这一方面充分利用了再生废液, 节省了再生剂, 提高了水处理装置的经济性, 同时也降低了废酸、碱液的浓度和数量。
3.6 自用水量低、废液排放少, 减轻了对环境的污染
双室浮动床除盐系统再生时酸、碱比耗很低, 因此清洗废酸、碱的水量也随着减少, 从系统中排出的酸、碱废水总量也就减少, 而且浓度也低, 这不但节约了酸碱量, 也减少了系统的自用水量, 节省了宝贵的水资源。另外, 由于排出的水接近中性, 酸碱废液的处理也变得很容易, 从而降低了污水处理成本, 减轻了废酸碱液对环境的污染。
3.7 不会出现偏流、穿透现象
双室浮动床除盐系统的另一突出优点是在树脂层中几乎不会出现穿透现象, 它能够自身调节, 自动消除偏流。因为当双室浮动床趋于形成穿透而发生偏流时, 局部水流速度就会过高, 此时周围的树脂就会随水流涌向偏流处填补这部分区域, 使床层趋于平整, 从而避免了穿透、偏流的发生, 保证了交换器的出水水质。
4 改造效果
双室双层浮动床运行和再生方式既可提高制水量, 又可降低酸 (或碱) 耗。再生时由于是从上到下, 比逆流再生固定床步骤少, 大幅度减少了人为因素和劳动强度, 提高了出水水质。改造前后性能指标对比见表1。
注:酸、碱耗含义为阴、阳树脂每除去生水中1 mol的阴、阳离子所消耗的酸或碱的耗量。
以平均全年1台床制水35×104t计算, 阳浮动床全年节约酸量约91.3 t, 阴浮动床全年节约碱量约83.2 t, 1套浮动床在锦西石化热电公司1年可节约再生液资金约16.46万元。
5 结束语
锦西石化热电公司化学车间水处理装置改造采用双室浮动床先进技术, 优化了生产工艺, 提高了除盐水系统的制水能力和酸、碱再生液的利用率, 节能降耗效果显著。
参考文献
[1]孟轶炎.尹炼, 张菊珍, 等.电厂化学[M].北京:中国电力出版社, 1998.