锅炉排污及除氧器排汽综合利用研究

徐世明，邹 兵

（华能营口热电有限责任公司，辽宁 营口 115003）

0 概 述

随着火电厂经营的多元化发展，开发适应市场的产品，是火电厂多种经营的一部分，特别是随着近年来国家火电项目建设审批程序的深度调整，可以预见到火电厂发展模式已从过去追求“规模型”逐步转变为追求“效益型”。超高参数机组为了确保机组的安全以及运行的经济性，对蒸汽的清洁度提出了严格要求。为此，汽包式自然循环锅炉应备有排污装置和除氧器排空装置［1，2］。在通常情况下，凝汽式发电厂的排污率为1%～2%，热电厂的排污率为2%～5%，除氧器的排汽量占入口水量的4‰，这部分工质含有大量的热能［3］，但这部分工质达不到电厂对主蒸汽的要求，对电厂而言是排污，但对人们日常生活用水仍是达标的。

为了减少机组运行中的余热损失达到节能创效目的，文献［4］介绍了锅炉排污不回收利用前提下如何减少锅炉排污量的技术措施，文献［5］提出了锅炉排污余热暖风器技术，文献［6］介绍了锅炉排污回收利用于除氧器的情况，文献［7］介绍了新型锅炉连续排污扩容器，文献［8］介绍了除氧器余汽回收直接排至锅炉疏水箱，文献［9］介绍了高压除氧器乏汽的回收再利用方案。鉴于文献［4－9］可知，目前火电厂对锅炉排污及除氧器排汽的处理，或是排掉、或是利用不同的系统回收利用，没有仅利用一个系统将二者综合回收利用的技术。另外，也没有类似锅炉排污及除氧器排汽回收利用于热力系统外的情况，在现有文献中，也没有详细计算其节煤效益的数学模型。

根据某6×200MW火电机组运行的实际情况，为了同时回收锅炉排污及除氧器排汽带有一定热量的工质，达到节能减排的目的，首先计算了锅炉排污及除氧器排汽无回收时对机组热经济性影响；其次提出锅炉排污及除氧器排汽余热回收综合利用加热水的方案，并对设计方案中各个系统进行详细介绍。同时，也对系统运行时一些注意事项进行了说明。确定了每天单台机组可为市场提供合格的热水量，并对锅炉排污及除氧器排汽余热回收综合利用的设计方案进行了热经济性评价。

1 无回收对机组热经济性的影响

锅炉排污及除氧器排汽对全厂热经济性的影响，最终将体现在发电标准煤耗率上。发电标准煤耗率增量与实际循环热效率相对降低量之间的关系为：

式（1）中，Δb为锅炉排污及除氧器排汽引起的发电标准煤耗率增量，kg／（kW·h）；bcp为变化前发电标准煤耗率，kg／（kW·h）；δηip为锅炉排污引起的实际循环热效率的相对变化量；δηic为除氧器排汽引起的实际循环热效率的相对变化量。

某电厂现有200MW机组6台，运行的高压除氧器6台，排汽参数为0.20～0.45MPa的饱和汽体、单机侧流量0.5～1.0t／h；现有运行连续排污扩容器6台，排放参数为0.4MPa的饱和水、单机侧流量3.0～5.0t／h；现有运行定期排污扩容器6台，排放参数为80℃、单机侧流量5t／d。应用式（1），计算锅炉排污无回收发电标准煤耗率增加0.863 g／（kW·h）。除氧器排汽无回收时，发电标准煤耗率增加0.276g／（kW·h）。两项共引起发电标准煤耗率增加1.139g／（kW·h）。可见锅炉排污及除氧器排汽无回收对机组热经济性的影响很大。

2 综合利用方案设计

在电厂的所在地，现有浴池500余家，每日需要75℃以上热水约6 000t，而目前仅能满足约3 000t，热水的供应缺口很大。该电厂锅炉排污水，经减温减压后排入地沟，除氧器的排汽直接对空排放，这些排放不仅需要设备的维护成本，也对环境造成了污染。锅炉排污及除氧器排汽回收综合利用系统的设计思路是，利用循环水泵使热水在热水箱和汽水混合器中循环，并连续向热水箱注入定、连排热工质，使热水循环达到90℃，即为合格热水，将热水销售给浴池等用户，即可产生经济效益。

2.1 系统介绍

利用锅炉定连排、除氧器排放的介质（汽或水），混合传热传递热量加热原水，锅炉排污及除氧器排汽综合利用系统的布置，如图1所示，共有6个子系统组成。

图1 锅炉排污及除氧器排汽综合利用系统

（1）循环水系统

循环水系统主要由热水箱、循环水泵、汽水混合器及其管道阀门组成，在循环水泵出口母管上设有电动调节阀门。汽水混合器热源来自除氧器排汽，冷源来自热水箱。经汽水混合器加热后，从下部U型管自流进入热水箱。热水箱长期运行后的底部沉积杂质，可用设在水箱底部的排污门定期排出。1号、2号热水箱下部接管至循环水泵，通过1号、2号再循环水泵可以进入再循环，保证水箱热水温度不丢失，并同时满足启动时建立水循环，热水应加热至90℃才合格。1号、2号循环水泵为一用一备，互为备用，定期轮换运行。

（2）定排及连排加热系统

定连排加热系统主要由地坑、地坑疏水泵、连排装置、热水箱及其管道阀门组成。定排的疏水由地坑疏水泵直接打入热水箱，连排的热源工质来自连排装置，经循环水系统回水母管与汽水混合器来水混合后，一起排入热水箱。

（3）备用热源加热系统

备用热源加热系统主要由备用汽水混合器和热水箱组成，设计汽源来自五段抽汽，因汽轮机五段抽汽是供暖汽源，故可不用考虑备用热源投入对汽轮机本体的影响。投入后，只要注意供暖汽源压力保持规定值即可。热源工质与来自热水箱的循环水在备用汽水混合器混合传热后，经循环水系统回水母管回热水箱。

（4）补水系统

补水系统的主要水源取自原水化清泵出口，补水系统备用水源为厂区备用水源，通过管道及2个电动调节阀门，分别向1号、2号热水箱补水。化学清水泵出口母管的压力为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门，给1号、2号热水箱补水，通过管道上的电动调节门决定补水量。

（5）供水系统

供水系统主要由热水箱、供水泵、厂外供热水箱及相关管道组成。热水箱内的热水，经供水泵分两路打入南、北侧厂外供水系统。

（6）连通溢流系统

1号、2号热水箱可并列运行，也可单独运行。在1号、2号热水箱的顶部设有连通管。并列运行时，确保高水位相互连通，保持2个水箱的水位趋于一致。在1号、2号热水箱的连通管上部，设有溢流管至备用热水箱，目的是在1号、2号热水箱满水时，将热水溢流回收，以免浪费和污染环境。

通过对6个子系统的分析，锅炉排污及除氧器排汽综合利用系统所涉及的管路简单，设备不多，设备所需的维护费用较少。

2.2 系统生产的热水量

计算热水加热系统中每台机组每小时需要补水量。正常运行时，进入热水加热系统的工质有：锅炉连排、锅炉定排、除氧器排汽、补水。未计散热损失，热水加热系统的热平衡式为：

式（2）中：Dcy为进入热水加热系统的除氧器排汽流量，t／h；hcy为进入热水加热系统的除氧器排汽焓，kJ／kg；Dlp为进入热水加热系统的连排流量，t／h；hlp为进入热水加热系统的连排焓值，kJ／kg；Ddp为进入热水加热系统的定排折算流量，t／h；hdp为进入热水加热系统的定排焓值，kJ／kg；Dbs为进入热水加热系统的补水流量，t／h；hbs进入热水加热系统的补水焓值，kJ／kg；hgs为热水加热系统供达标温度热水的焓值，kJ／kg。

热水加热系统每小时可对外供应90℃热水量为：

式（5）中：Dgs为热水加热系统对外供应90℃的热水量，t／h；α为热水加热系统的补水率。

补水温度取20℃，由式（3）计算单机侧进入热水加热系统的补水流量为11.9t／h。由式（4）计算单机侧可对外供热水量为18.11t／h，则每天可对外供热水量为434.6t，若6台机组满负荷运行，每天外供热水量为2607.6t，可见6台机组满负荷运行仍未能满足该地热水市场的需求。

2.3 系统运行时的注意事项

投运锅炉排污及除氧器排汽回收综合利用系统时，应先投水侧，后投汽侧，停运时则相反，并注意排空气、排杂质及暖管等问题。分别在除氧器排氧门后、连排装置门后、定排扩容器装置地坑疏水泵出口改造处，加入三通管路和截止门，主要分为正常运行管路和事故管路，系统运行时，投入正常运行管路，当回收系统出现异常情况时，及时投入事故管路，同时关闭正常运行管路，确保机组的正常运行。回收系统运行时，不影响机组的正常运行，回收系统事故时，通过事故管路实现与机组的隔离，机组按原来正常方式运行不会有影响。回收系统再投入时，先投运水侧，阀体温度上升40℃左右时，投入热源，最后关闭事故管路。

锅炉汽包定排与连排相比，工质中含杂质比较多，其是否投入看工质品质而定，并应注意监测。同时还要注意售水水质的监测。系统主补水为化学补水，备用水源为生活用水。正常时尽量用化学补水，因为该电厂化学补水的成本为2.5元／吨，生活用水成本4.5元／吨。注意热水加工系统补水投入初期对化学水系统的影响，及时调整并减小化学水压力波动的幅度。

3 回收综合利用对机组热经济性影响

锅炉排污、除氧器排汽若不回收将排放到环境中，其性质属于“废弃热能”。这部分热量本来属于必须排放的热量，是一种热力损失。关于这部分热量无论是回收于热力系统，或是在热力系统外的再利用，都应该只计其做功收益或热量收益，即“回收多少得益多少”，这样处理是有利于节能工作的展开。以往节能改造回收的热能，大多被利用于热力系统中，如加热凝结水、暖风器的利用、加热机组补水等。利用等效热降法，可方便地进行局部定量分析，现所述的加工热水项目，属于余热利用发电热力系统之外的范围，不能直接应用等效热降法分析。发电标准煤耗率是评价火力发厂热经济性的重要指标，为了进一步分析火电厂热能利用于热力系统外对发电标准煤耗率的影响，需要建立数学模型进行分析。

3.1 数学模型建立

每台机组生产合格热水产生利润为：

式（6）中：C1为单台机组生产合格热水利润，元／小时；k1为品质合格热水每吨的售价，元／吨；k′1为进入热水加热系统补水的成本，元／吨。

折合成供电功率增量为：

式（7）中：ΔPeg加工的热水产生利润折合成供电功率增加量，kW；k2为电厂的上网电价，元／千瓦时；Pexty为热水加热系统耗电功率，kW。

折算成发电功率增量为：

式（8）中：ΔPef加工热水产生利润折合成发电功率增加量，kW；ξap为厂用电率。

折算成的发电功率增量，亦即发电功率的绝对变化量，式（8）可表示为：

式（9）中：P′ef为折算后机组功率，kW；Pef为折算前机组功率，kW。

发电功率的相对变化量为：

式（10）中：δPef为发电功率的相对变化量。

发电标准煤耗率降低量为：

式（11）中：Δbcp为发电标准煤耗率降低量，kg／（kW·h）；b′cp为热水加工系统投运后折算的机组发电标准煤耗率，kg／（kW·h）；Bcp为发电标准煤耗量，kg／h。

由式（6）～式（11）可整理得：

由式（12）可知，锅炉排污、除氧器排汽余热回收加工热水系统投运后，对机组热经济性影响主要受热水价格、热水产量、补水成本、补水率、上网电价、系统用电量影响，这样就把锅炉排污及除氧器排汽综合利用于热力系统外的情况，建立起计算其热经济性的数学模型。

3.2 计算结果及分析

品质合格的热水每吨售价为12元／吨（根据市场价格而定），补水的成本2.5元／吨，由式（12）可计算机组发电标准煤耗率降低0.811g／（kW·h），相当于锅炉排污及除氧器排汽引起的发电标准煤耗率增大值由1.139g／（kW·h）降为0.328g／（kW·h），可见锅炉排污及除氧器排汽综合利用系统的节能效果明显。另外，从电厂节煤的角度出发，根据发电标准煤耗率降低值和电厂用标煤价格，可计算此方案实施后，每年可为电厂节约资金426万元，估算工程静态投资为207万元，其中建筑工程费为40万元，设备购置费为91万元，安装工程费为51万元，其他费用为25万元，约半年就可回收投资成本。

4 结 语

（1）提出锅炉排污及除氧器排汽同时回收综合利用方案，回收系统的设计简洁、结构紧凑、收益大。

（2）提出了回收系统对机组热经济性影响的数学模型，将火电厂出售的热水经济效益折算到机组发电标准煤耗率的降低数值，计算结果表明，热水加热系统可使锅炉排污及除氧器排汽对机组发电标准煤耗率影响由1.139g／（kW·h）降为0.328g／（kW·h）。利用此模型，可计算余热利用于热力系统外时，对机组热经济性的影响，为火电厂多种经营提供了理论支持。

（3）锅炉排污及除氧器排汽综合回收系统在事故时可及时隔离，回收系统的运行对机组运行是安全的。废弃热能的回收不用于热力系统内，转化为商品出售，对于提升电厂的综合效益有实际意义。