鍋爐排污及除氧器排汽綜合利用研究

徐世明，鄒 兵

（華能營口熱電有限責任公司，遼寧 營口 115003）

0 概 述

隨著火電廠經營的多元化發展，開發適應市場的產品，是火電廠多種經營的一部分，特別是隨著近年來國家火電項目建設審批程序的深度調整，可以預見到火電廠發展模式已從過去追求“規模型”逐步轉變為追求“效益型”。超高參數機組為了確保機組的安全以及運行的經濟性，對蒸汽的清潔度提出了嚴格要求。為此，汽包式自然循環鍋爐應備有排污裝置和除氧器排空裝置［1，2］。在通常情況下，凝汽式發電廠的排污率為1%～2%，熱電廠的排污率為2%～5%，除氧器的排汽量占入口水量的4‰，這部分工質含有大量的熱能［3］，但這部分工質達不到電廠對主蒸汽的要求，對電廠而言是排污，但對人們日常生活用水仍是達標的。

為了減少機組運行中的余熱損失達到節能創效目的，文獻［4］介紹了鍋爐排污不回收利用前提下如何減少鍋爐排污量的技術措施，文獻［5］提出了鍋爐排污余熱暖風器技術，文獻［6］介紹了鍋爐排污回收利用于除氧器的情況，文獻［7］介紹了新型鍋爐連續排污擴容器，文獻［8］介紹了除氧器余汽回收直接排至鍋爐疏水箱，文獻［9］介紹了高壓除氧器乏汽的回收再利用方案。鑒于文獻［4－9］可知，目前火電廠對鍋爐排污及除氧器排汽的處理，或是排掉、或是利用不同的系統回收利用，沒有僅利用一個系統將二者綜合回收利用的技術。另外，也沒有類似鍋爐排污及除氧器排汽回收利用于熱力系統外的情況，在現有文獻中，也沒有詳細計算其節煤效益的數學模型。

根據某6×200MW火電機組運行的實際情況，為了同時回收鍋爐排污及除氧器排汽帶有一定熱量的工質，達到節能減排的目的，首先計算了鍋爐排污及除氧器排汽無回收時對機組熱經濟性影響；其次提出鍋爐排污及除氧器排汽余熱回收綜合利用加熱水的方案，并對設計方案中各個系統進行詳細介紹。同時，也對系統運行時一些注意事項進行了說明。確定了每天單臺機組可為市場提供合格的熱水量，并對鍋爐排污及除氧器排汽余熱回收綜合利用的設計方案進行了熱經濟性評價。

1 無回收對機組熱經濟性的影響

鍋爐排污及除氧器排汽對全廠熱經濟性的影響，最終將體現在發電標準煤耗率上。發電標準煤耗率增量與實際循環熱效率相對降低量之間的關系為：

式（1）中，Δb為鍋爐排污及除氧器排汽引起的發電標準煤耗率增量，kg／（kW·h）；bcp為變化前發電標準煤耗率，kg／（kW·h）；δηip為鍋爐排污引起的實際循環熱效率的相對變化量；δηic為除氧器排汽引起的實際循環熱效率的相對變化量。

某電廠現有200MW機組6臺，運行的高壓除氧器6臺，排汽參數為0.20～0.45MPa的飽和汽體、單機側流量0.5～1.0t／h；現有運行連續排污擴容器6臺，排放參數為0.4MPa的飽和水、單機側流量3.0～5.0t／h；現有運行定期排污擴容器6臺，排放參數為80℃、單機側流量5t／d。應用式（1），計算鍋爐排污無回收發電標準煤耗率增加0.863 g／（kW·h）。除氧器排汽無回收時，發電標準煤耗率增加0.276g／（kW·h）。兩項共引起發電標準煤耗率增加1.139g／（kW·h）。可見鍋爐排污及除氧器排汽無回收對機組熱經濟性的影響很大。

2 綜合利用方案設計

在電廠的所在地，現有浴池500余家，每日需要75℃以上熱水約6 000t，而目前僅能滿足約3 000t，熱水的供應缺口很大。該電廠鍋爐排污水，經減溫減壓后排入地溝，除氧器的排汽直接對空排放，這些排放不僅需要設備的維護成本，也對環境造成了污染。鍋爐排污及除氧器排汽回收綜合利用系統的設計思路是，利用循環水泵使熱水在熱水箱和汽水混合器中循環，并連續向熱水箱注入定、連排熱工質，使熱水循環達到90℃，即為合格熱水，將熱水銷售給浴池等用戶，即可產生經濟效益。

2.1 系統介紹

利用鍋爐定連排、除氧器排放的介質（汽或水），混合傳熱傳遞熱量加熱原水，鍋爐排污及除氧器排汽綜合利用系統的布置，如圖1所示，共有6個子系統組成。

圖1 鍋爐排污及除氧器排汽綜合利用系統

（1）循環水系統

循環水系統主要由熱水箱、循環水泵、汽水混合器及其管道閥門組成，在循環水泵出口母管上設有電動調節閥門。汽水混合器熱源來自除氧器排汽，冷源來自熱水箱。經汽水混合器加熱后，從下部U型管自流進入熱水箱。熱水箱長期運行后的底部沉積雜質，可用設在水箱底部的排污門定期排出。1號、2號熱水箱下部接管至循環水泵，通過1號、2號再循環水泵可以進入再循環，保證水箱熱水溫度不丟失，并同時滿足啟動時建立水循環，熱水應加熱至90℃才合格。1號、2號循環水泵為一用一備，互為備用，定期輪換運行。

（2）定排及連排加熱系統

定連排加熱系統主要由地坑、地坑疏水泵、連排裝置、熱水箱及其管道閥門組成。定排的疏水由地坑疏水泵直接打入熱水箱，連排的熱源工質來自連排裝置，經循環水系統回水母管與汽水混合器來水混合后，一起排入熱水箱。

（3）備用熱源加熱系統

備用熱源加熱系統主要由備用汽水混合器和熱水箱組成，設計汽源來自五段抽汽，因汽輪機五段抽汽是供暖汽源，故可不用考慮備用熱源投入對汽輪機本體的影響。投入后，只要注意供暖汽源壓力保持規定值即可。熱源工質與來自熱水箱的循環水在備用汽水混合器混合傳熱后，經循環水系統回水母管回熱水箱。

（4）補水系統

補水系統的主要水源取自原水化清泵出口，補水系統備用水源為廠區備用水源，通過管道及2個電動調節閥門，分別向1號、2號熱水箱補水。化學清水泵出口母管的壓力為2.45～5.10kPa。在清水泵出口母管改造中，加入了三通管路和截止門，給1號、2號熱水箱補水，通過管道上的電動調節門決定補水量。

（5）供水系統

供水系統主要由熱水箱、供水泵、廠外供熱水箱及相關管道組成。熱水箱內的熱水，經供水泵分兩路打入南、北側廠外供水系統。

（6）連通溢流系統

1號、2號熱水箱可并列運行，也可單獨運行。在1號、2號熱水箱的頂部設有連通管。并列運行時，確保高水位相互連通，保持2個水箱的水位趨于一致。在1號、2號熱水箱的連通管上部，設有溢流管至備用熱水箱，目的是在1號、2號熱水箱滿水時，將熱水溢流回收，以免浪費和污染環境。

通過對6個子系統的分析，鍋爐排污及除氧器排汽綜合利用系統所涉及的管路簡單，設備不多，設備所需的維護費用較少。

2.2 系統生產的熱水量

計算熱水加熱系統中每臺機組每小時需要補水量。正常運行時，進入熱水加熱系統的工質有：鍋爐連排、鍋爐定排、除氧器排汽、補水。未計散熱損失，熱水加熱系統的熱平衡式為：

式（2）中：Dcy為進入熱水加熱系統的除氧器排汽流量，t／h；hcy為進入熱水加熱系統的除氧器排汽焓，kJ／kg；Dlp為進入熱水加熱系統的連排流量，t／h；hlp為進入熱水加熱系統的連排焓值，kJ／kg；Ddp為進入熱水加熱系統的定排折算流量，t／h；hdp為進入熱水加熱系統的定排焓值，kJ／kg；Dbs為進入熱水加熱系統的補水流量，t／h；hbs進入熱水加熱系統的補水焓值，kJ／kg；hgs為熱水加熱系統供達標溫度熱水的焓值，kJ／kg。

熱水加熱系統每小時可對外供應90℃熱水量為：

式（5）中：Dgs為熱水加熱系統對外供應90℃的熱水量，t／h；α為熱水加熱系統的補水率。

補水溫度取20℃，由式（3）計算單機側進入熱水加熱系統的補水流量為11.9t／h。由式（4）計算單機側可對外供熱水量為18.11t／h，則每天可對外供熱水量為434.6t，若6臺機組滿負荷運行，每天外供熱水量為2607.6t，可見6臺機組滿負荷運行仍未能滿足該地熱水市場的需求。

2.3 系統運行時的注意事項

投運鍋爐排污及除氧器排汽回收綜合利用系統時，應先投水側，后投汽側，停運時則相反，并注意排空氣、排雜質及暖管等問題。分別在除氧器排氧門后、連排裝置門后、定排擴容器裝置地坑疏水泵出口改造處，加入三通管路和截止門，主要分為正常運行管路和事故管路，系統運行時，投入正常運行管路，當回收系統出現異常情況時，及時投入事故管路，同時關閉正常運行管路，確保機組的正常運行。回收系統運行時，不影響機組的正常運行，回收系統事故時，通過事故管路實現與機組的隔離，機組按原來正常方式運行不會有影響。回收系統再投入時，先投運水側，閥體溫度上升40℃左右時，投入熱源，最后關閉事故管路。

鍋爐汽包定排與連排相比，工質中含雜質比較多，其是否投入看工質品質而定，并應注意監測。同時還要注意售水水質的監測。系統主補水為化學補水，備用水源為生活用水。正常時盡量用化學補水，因為該電廠化學補水的成本為2.5元／噸，生活用水成本4.5元／噸。注意熱水加工系統補水投入初期對化學水系統的影響，及時調整并減小化學水壓力波動的幅度。

3 回收綜合利用對機組熱經濟性影響

鍋爐排污、除氧器排汽若不回收將排放到環境中，其性質屬于“廢棄熱能”。這部分熱量本來屬于必須排放的熱量，是一種熱力損失。關于這部分熱量無論是回收于熱力系統，或是在熱力系統外的再利用，都應該只計其做功收益或熱量收益，即“回收多少得益多少”，這樣處理是有利于節能工作的展開。以往節能改造回收的熱能，大多被利用于熱力系統中，如加熱凝結水、暖風器的利用、加熱機組補水等。利用等效熱降法，可方便地進行局部定量分析，現所述的加工熱水項目，屬于余熱利用發電熱力系統之外的范圍，不能直接應用等效熱降法分析。發電標準煤耗率是評價火力發廠熱經濟性的重要指標，為了進一步分析火電廠熱能利用于熱力系統外對發電標準煤耗率的影響，需要建立數學模型進行分析。

3.1 數學模型建立

每臺機組生產合格熱水產生利潤為：

式（6）中：C1為單臺機組生產合格熱水利潤，元／小時；k1為品質合格熱水每噸的售價，元／噸；k′1為進入熱水加熱系統補水的成本，元／噸。

折合成供電功率增量為：

式（7）中：ΔPeg加工的熱水產生利潤折合成供電功率增加量，kW；k2為電廠的上網電價，元／千瓦時；Pexty為熱水加熱系統耗電功率，kW。

折算成發電功率增量為：

式（8）中：ΔPef加工熱水產生利潤折合成發電功率增加量，kW；ξap為廠用電率。

折算成的發電功率增量，亦即發電功率的絕對變化量，式（8）可表示為：

式（9）中：P′ef為折算后機組功率，kW；Pef為折算前機組功率，kW。

發電功率的相對變化量為：

式（10）中：δPef為發電功率的相對變化量。

發電標準煤耗率降低量為：

式（11）中：Δbcp為發電標準煤耗率降低量，kg／（kW·h）；b′cp為熱水加工系統投運后折算的機組發電標準煤耗率，kg／（kW·h）；Bcp為發電標準煤耗量，kg／h。

由式（6）～式（11）可整理得：

由式（12）可知，鍋爐排污、除氧器排汽余熱回收加工熱水系統投運后，對機組熱經濟性影響主要受熱水價格、熱水產量、補水成本、補水率、上網電價、系統用電量影響，這樣就把鍋爐排污及除氧器排汽綜合利用于熱力系統外的情況，建立起計算其熱經濟性的數學模型。

3.2 計算結果及分析

品質合格的熱水每噸售價為12元／噸（根據市場價格而定），補水的成本2.5元／噸，由式（12）可計算機組發電標準煤耗率降低0.811g／（kW·h），相當于鍋爐排污及除氧器排汽引起的發電標準煤耗率增大值由1.139g／（kW·h）降為0.328g／（kW·h），可見鍋爐排污及除氧器排汽綜合利用系統的節能效果明顯。另外，從電廠節煤的角度出發，根據發電標準煤耗率降低值和電廠用標煤價格，可計算此方案實施后，每年可為電廠節約資金426萬元，估算工程靜態投資為207萬元，其中建筑工程費為40萬元，設備購置費為91萬元，安裝工程費為51萬元，其他費用為25萬元，約半年就可回收投資成本。

4 結 語

（1）提出鍋爐排污及除氧器排汽同時回收綜合利用方案，回收系統的設計簡潔、結構緊湊、收益大。

（2）提出了回收系統對機組熱經濟性影響的數學模型，將火電廠出售的熱水經濟效益折算到機組發電標準煤耗率的降低數值，計算結果表明，熱水加熱系統可使鍋爐排污及除氧器排汽對機組發電標準煤耗率影響由1.139g／（kW·h）降為0.328g／（kW·h）。利用此模型，可計算余熱利用于熱力系統外時，對機組熱經濟性的影響，為火電廠多種經營提供了理論支持。

（3）鍋爐排污及除氧器排汽綜合回收系統在事故時可及時隔離，回收系統的運行對機組運行是安全的。廢棄熱能的回收不用于熱力系統內，轉化為商品出售，對于提升電廠的綜合效益有實際意義。