小型热电站节能设计探析

在过去的电站设计中，凝结水泵靠与液位连锁控制其启停，除氧器水位由除氧器水位调节阀手动或自动控制。自动控制方式包括单冲量(除氧器水位)和三冲量(除氧器水位、凝结水量、给水流量)两种控制。当给水流量小于14%时，除氧水位由三冲量控制切换为单冲量控制;当给水流量大于25%时，除氧水位由单冲量控制切换为三冲量控制。除氧器水位调节投入自动控制方式时，节流损失大，能耗较高。

凝结水泵采用变频控制后，当机组负荷变化时，凝结水泵转速和流量随负荷变化，同时水泵的效率跟随转速改变，并且始终在最大效率附近;当泵转速减小时，其电机的能耗将以其三次方的速率下降，节能效果非常显著。

2.变频连锁方式

变频运行泵与工频备用泵可连锁，一旦变频泵出现故障跳闸，工频泵将自动连锁运行。变频器维修好后，可将工频泵切换到变频运行。在凝结水泵变频运行时，根据除氧器的水位调节泵转速，使除氧器水位调节阀几乎全开，节流损失达到最小，这种状态下，系统运行稳定。当变频运行泵跳闸时，可立即关小调节阀(阀门开度以泵跳闸时的机组负荷为基础量进行调节)，将除氧器水位调节由泵转速调节切换到用调节阀的开度调节，以防止对除氧器水位造成过大扰动，使系统设备安全运行。

3.注意事项和解决方法

凝结泵(包括凝升泵)变频运行时系统压力低于工频运行时的压力，凝结泵(包括凝升泵)在停止过程中有时发生出口逆止门犯卡，造成凝结水返流，致使凝结水母管压力下降，给水泵密封水中断，引起给水泵运行中跳闸，锅炉断水的事故，所以要求凝结泵(包括凝升泵)在切换停泵的时候，必须将联锁投入(备用位置)，一但发生逆止门犯卡，造成凝结水母管压力下降，可以使停止泵低水压联动，避免事故的发生。

4电站改造节能效果分析

对某电厂的#4机组B凝结水泵系统进行变频方案改造后，通过近半年的实际运行，效果表明:节能改造取得良好的节能效果。凝结水泵变频改造前后的实测数据见表一。

表一凝结水泵变频改造前后的实测数据

凝结水泵变频改造前后的实测数据

在300MW工况下，每年节省的电量为:

Wl=(Pd-Pb)x2400

=(865-703)x2400

=145800KW·h

在260MW工况下，每年节省的电量为:

W2=(Pd-Pb)x2400

=(835- 634)x2400

=482400KW·h

如此类推，#4机组B凝结水泵每年可节省电量为:

W=W1+W2+W3+W4

=1537500kW·h

在低负荷工况下，凝结水泵采用变频调节方式后，凝结水泵出口压力明显降低，防止低加铜管的泄漏，同时减轻凝结水对低加铜管的冲刷，减少了低加停运查漏的次数，提高低压加热器设备利用小时数，提高了机组热经济性。凝结水泵进行变频改造后，电站年收益显著，各项性能参数符合原设计标准。此项改造成果可在同类型机组上推广应用。

3热电站热电联产

热电站有两种产品，那就是热和电。热电厂应以热为主，供热是主要任务，是建厂的先决条件，发电只是辅助产品，如何做好热电联产，是当今又一热门话题。

中央提出建设资源节约型和环境友好型社会，大抓节能降耗，热电联产可以大有所为，国内外的经验已证明发展热电联产是有效措施，否则中国的可持续发展恐难实现。面对国际油价的飙升和减少温室气体排放的压力，欧盟对节约能源高度重视。在欧盟委员会发布的能源效率行动计划中，提出到2020年减少一次能源消费20%的节能目标，并减少温室气体排放20%，对此，欧洲有关机构对热电联产的节能潜力进行评估，结果表明：仅热电联产一项技术可完成1/3的欧盟节能目标，每年可减少CO2排放1亿吨。

1. 热电联产考核指标的探讨

我国在最近发布的《小火电机组建设管理暂行规定》中，以“供电标准煤耗应小于360 g/kWh、热电比应大于50%”作为考核、界定热电厂的指标。根据我国的国情，提出用热电比大于50%和热电厂的总热效率为45%是比较切合实际的。 (1)热电比

即热能产出比，可用下式表达：小型热电站节能设计探析

式中 X——热电比，%;

Qn——机组对外供热量，t;

in——供热蒸汽焓，kJ/kg;

W——机组发电量，kWh。

(2)总热效率

热电厂的总热效率，或称热电厂的燃料利用系数，是一个量的指标，它反映了热电厂能量输出和输入的比例关系。

ηtp——热电厂总热效率，%;

W——热电厂年发电量，kWh/a;

Qn——热电厂年对外供热量，t/h;

Br——热电厂年耗燃料量，kg/a;

Qr——燃料应用基低位发热量，kJ/kg。

由于ηtp未考虑两种能量产品质的差别，用热量单位按等价能量相加，所以它表示热电厂所消耗燃料的有效利用程度。对于凝汽式电厂，汽轮机排汽热量成为冷源损失，虽然机组发电量很大，但无对外供热，其热电比为零。对背压机，其排汽热量全部被利用，其热电比高达80%以上。对抽汽凝汽式机组，因抽汽量是可调节的，可随外界热负荷的变化而变化，当抽汽量达到额定值时，排入凝汽器的流量较小，此时机组热效率较高，其热电比接近背压机;当外界无热负荷时，其热电比为零，相当于凝汽机组，此时机组热效率甚至比同容量的凝汽机组还差。

把热电厂总热效率确定为45%作为考核热电厂的指标，一是具有先进性，因为它高于超高参数、超临界参数的大型凝汽式发电厂的热效率;二是比较切合实际，一般情况下，热电厂能达到这一要求，例如，对CC12-35/10/5型双抽凝汽式汽轮机组，当额定电功率为12MW、对外供热17t/h时，总热效率就可达到45%;其他型式的机组，象CC25-90/10、C50-90/10型，在额定电功率的情况下，只要分别对外供热16t/h、26t/h，亦能达到上述指标。

2.热电联产节能效果计算

热电联产是指由供热式汽轮机作过功的汽流来对外供热，供热部分无冷源损失，其热耗HR的表达式为：小型热电站节能设计探析

式中 HR——机组发电热耗，kJ/kWh;

Do——汽轮机进汽量，kg/h;

io——汽轮机进汽焓，kJ/kg;

ig——给水焓，kJ/kg;

Dn——对外供热蒸汽量，kg/h;

in——供热蒸汽焓，kJ/kg;

Ebs——化学补水焓，kJ/kg;

N——机组电功率，kW。

从上式可以看出，在计算机组发电热耗时，已扣除了供热热量，也就是说，热电联产的供热机组与同容量的凝汽式机组相比，由于利用了供热式汽轮机的抽汽或排汽对外供热，使热化发电部分避免了冷源损失，且供热量越大，热耗越低，亦即发电煤耗越低。

供热机组的主要形式有两种，即背压式和抽汽凝汽式。前者因发电后供热，无冷源损失，发电煤耗最低，一般仅180～200g/kWh;后者在额定抽汽工况下，发电煤耗亦只有300～360g/kWh，相当于300 MW凝汽机组的煤耗水平〔1〕。

热电联产还体现在由于热能供应方式的改变带来能量数量利用方面的好处。与分散供热的供热锅炉相比，由于热电厂的锅炉效率远高于供热锅炉，所以集中供热比分散供热的煤耗低得多，即

因为ηg>ηf,所以bg

式中 bg——集中供热的供热煤耗，kg/GJ;

bf——分散供热的供热煤耗，kg/GJ;

ηg——集中供热锅炉效率，%;

ηf——分散供热锅炉效率，%;

ηd——管道效率，%。

一般说来，热电厂锅炉效率在80%以上，管道效率在98%以上，而一般供热锅炉效率仅50%～60%;分散供热的供热煤耗多在58～70kg/GJ，而热电厂集中供热的供热煤耗仅38～43kg/GJ。由此不难看出，热电厂锅炉较分散供热锅炉的节能效益高得多。

小结

热电站节能改造具有广阔的应用前景。中小型热电站热机专业设计人员在设计过程中，抓住关键环节，理顺设计思路，将复杂的热电站设计简单化，模块化，使热电站的设计进度更快，设计质量更高。无论是电站辅机节能还是热电联产，都需要在测试中不断展开主要电机或者其它辅机节能方案的研究，并将进一步探索辅机节能方案的新技术，进一步发掘节能潜力，深入研究存在问题的机理，使得新的节能方案在创建节约环保型电厂中发挥更好的作用，并希望通过本文研究的结论能对同类电站节能改造有借鉴意义。

参考文献

[1]蒋永华等.变频调速技术的行业现状与发展趋势[J].工业仪表与自动化装置，2011.

[2] [2]侯志林，过程控制与自动化仪表[M]机械工业出版社. 2006.