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【摘 要】本文以某热电厂为例，介绍对其进行运行模式的节能技术改造。在保证新增热负荷的需求之外，最大限度增加电力供应，提高全厂热效率，不仅符合改善环境、节约能源和提高供热质量的要求，还保证了企业的经济利益。另外，热电厂中最重要的两项综合经济技术指标分别为供电标煤耗和供热标煤耗，通过对它们的研究分析可以进一步实现热电厂系统优化，提高热电厂的综合热效率。
【关键词】热电厂;能源利用;节能改造
1 热电厂概况
热电厂原设计工业抽汽由3抽蒸汽冷却器前接出，额定抽汽量75t/h。冷段有提供75t/h事故备用工业抽汽的能力。目前实际电厂供汽汽源为汽机的2抽和3抽，当3抽压力达不到要求时，使用2抽减温减压供出。单台机组的最大抽汽能力为400t/h，抽汽先进入所增加的1台6000kW功热汽轮机做功，带动6000kW的发电机发电，所发电直接并入电厂高壓厂用电系统，汽轮机排汽再作为热网加热器汽源，可满足平均热负荷供热要求，但实际由于联通管压力低于预期，因此直接向首站供应抽汽。
主要生产工艺流程是将原煤磨成煤粉后，送入锅炉中燃烧，转换为热能，把水加热成高温、高压蒸汽，蒸汽送入汽轮机中膨胀做功，将热能转换为机械能，由汽轮机带动发电机发电，将机械能转换为电能。汽轮机排出的乏汽经过凝汽器装置与循环冷却水交换热量冷却后经过重新处理，再次作为补水供入锅炉，循环冷却水进入冷却塔进行冷却。
2 企业能源利用状况及能耗指标分析
2.1 企业用能情况分析
该热电厂生产消耗能源及耗能工质主要为原煤、电力、柴油及自来水，其中原煤、柴油及自来水由外部购入，电力为自产。对外输出能源及耗能工质为电力、蒸汽和热力。原煤主要用于锅炉燃烧生产蒸汽，蒸汽进入抽凝式汽轮机后发电，部分抽汽用于厂内汽拖设备、周边企业用气及供热。柴油用于锅炉引燃和厂内运输，补水经化学处理和除氧后，进入锅炉内被加热产生蒸汽。自产电力在全厂各个流程均有应用，其余部分外供上网。热电厂2019年能源供应系统及流向情况如图1所示。
2.2 企业能源消费情况分析
经过调研，该热电厂2019年消耗原煤4095032.46t，柴油344.02t，电力1035801.06万kWh;外供低压蒸汽量155522.00t，高压蒸汽量129770.00t，转化为供热量363644.04GJ，外供电103.58亿kWh。
根据GB-T2589-2008《综合能耗计算通则》确定各类能源的折标系数，原煤的低位热值经检验为20967kJ/kg，折标系数如表1所示。根据2019年全年各品种能源实物量折合成各品种能源的折标量，其中综合能源消费量=输入能源-输出能源。企业综合能源消耗量见表2。
2.3 企业能耗指标分析
根据DL/T904-2015《火力发电厂技术经济指标计算方法》可知，热电厂主要的考核指标是发电标准煤耗、供电标准煤耗、供热标准煤耗和综合热效率。其计算公式如下：
经计算可得企业能耗指标如表3所示，该热电厂发电标煤耗为266.00gce/（kW·h），供电标煤耗为278.73gce/（kW·h），供热标煤耗为41.46tce/TJ，综合热效率为44.67%。根据国家标准GB35574-2017《热电联产单位产品能源消耗限额》可知，修正后供电煤耗限定值为299gce/（kW·h），供热煤耗限定值为42kgce/GJ，该企业的供电煤耗以及供热煤耗符合国家限定值的要求。根据山东省地方标准DB37/778-2016《燃煤机组（锅炉）供热综合能源消耗限额》可知，修正后供电煤耗限定值为270gce/（kW·h），供热煤耗限定值为38kgce/GJ，该企业的供电煤耗以及供热煤耗未满足先进值限额标准要求。根据《关于发展热电联产的规定》中第七条规定综合热效率年平均应大于45%，该企业综合热效率为44.67%，未满足规定要求。
结论
通过对该热电厂运行模式节能改造分析，可得到以下几个结论：
（1）通过对热电厂进行节能技术改造，增设乏汽余热回收机组，构建由三级加热系统组成的梯级加热流程，深度回收机组的乏汽余热进行供热，减少高品位的抽汽供热量，达到深度利用乏汽余热进行供热的目的，使热电厂的各项指标均达到国家规范标准以及先进值限额标准的要求。
（2）通过节能效果测算可知，采用节能技术改造措施后，年综合能源消费量可由164.5644万吨标煤减至159.2326万吨标煤，节能量达5.3318万吨标煤，相对节能率为3.23%。
既实现了更高的系统能源利用效率，还实现了节能减排，同时提高了热电厂供热的能效和经济性，达到改善环境、节约能源的目的。
参考文献：
[1]顾柳栋.城市热电厂节能技术应用和研究[D].2019.
[2]GB/T2589-2008综合能耗计算通则[S].
[3]DL/T904-2015火力发电厂技术经济指标计算方法[S].
（作者单位：济南热电集团有限公司）
【关键词】热电厂;能源利用;节能改造
1 热电厂概况
热电厂原设计工业抽汽由3抽蒸汽冷却器前接出，额定抽汽量75t/h。冷段有提供75t/h事故备用工业抽汽的能力。目前实际电厂供汽汽源为汽机的2抽和3抽，当3抽压力达不到要求时，使用2抽减温减压供出。单台机组的最大抽汽能力为400t/h，抽汽先进入所增加的1台6000kW功热汽轮机做功，带动6000kW的发电机发电，所发电直接并入电厂高壓厂用电系统，汽轮机排汽再作为热网加热器汽源，可满足平均热负荷供热要求，但实际由于联通管压力低于预期，因此直接向首站供应抽汽。
主要生产工艺流程是将原煤磨成煤粉后，送入锅炉中燃烧，转换为热能，把水加热成高温、高压蒸汽，蒸汽送入汽轮机中膨胀做功，将热能转换为机械能，由汽轮机带动发电机发电，将机械能转换为电能。汽轮机排出的乏汽经过凝汽器装置与循环冷却水交换热量冷却后经过重新处理，再次作为补水供入锅炉，循环冷却水进入冷却塔进行冷却。
2 企业能源利用状况及能耗指标分析
2.1 企业用能情况分析
该热电厂生产消耗能源及耗能工质主要为原煤、电力、柴油及自来水，其中原煤、柴油及自来水由外部购入，电力为自产。对外输出能源及耗能工质为电力、蒸汽和热力。原煤主要用于锅炉燃烧生产蒸汽，蒸汽进入抽凝式汽轮机后发电，部分抽汽用于厂内汽拖设备、周边企业用气及供热。柴油用于锅炉引燃和厂内运输，补水经化学处理和除氧后，进入锅炉内被加热产生蒸汽。自产电力在全厂各个流程均有应用，其余部分外供上网。热电厂2019年能源供应系统及流向情况如图1所示。
2.2 企业能源消费情况分析
经过调研，该热电厂2019年消耗原煤4095032.46t，柴油344.02t，电力1035801.06万kWh;外供低压蒸汽量155522.00t，高压蒸汽量129770.00t，转化为供热量363644.04GJ，外供电103.58亿kWh。
根据GB-T2589-2008《综合能耗计算通则》确定各类能源的折标系数，原煤的低位热值经检验为20967kJ/kg，折标系数如表1所示。根据2019年全年各品种能源实物量折合成各品种能源的折标量，其中综合能源消费量=输入能源-输出能源。企业综合能源消耗量见表2。
2.3 企业能耗指标分析
根据DL/T904-2015《火力发电厂技术经济指标计算方法》可知，热电厂主要的考核指标是发电标准煤耗、供电标准煤耗、供热标准煤耗和综合热效率。其计算公式如下：
经计算可得企业能耗指标如表3所示，该热电厂发电标煤耗为266.00gce/（kW·h），供电标煤耗为278.73gce/（kW·h），供热标煤耗为41.46tce/TJ，综合热效率为44.67%。根据国家标准GB35574-2017《热电联产单位产品能源消耗限额》可知，修正后供电煤耗限定值为299gce/（kW·h），供热煤耗限定值为42kgce/GJ，该企业的供电煤耗以及供热煤耗符合国家限定值的要求。根据山东省地方标准DB37/778-2016《燃煤机组（锅炉）供热综合能源消耗限额》可知，修正后供电煤耗限定值为270gce/（kW·h），供热煤耗限定值为38kgce/GJ，该企业的供电煤耗以及供热煤耗未满足先进值限额标准要求。根据《关于发展热电联产的规定》中第七条规定综合热效率年平均应大于45%，该企业综合热效率为44.67%，未满足规定要求。
结论
通过对该热电厂运行模式节能改造分析，可得到以下几个结论：
（1）通过对热电厂进行节能技术改造，增设乏汽余热回收机组，构建由三级加热系统组成的梯级加热流程，深度回收机组的乏汽余热进行供热，减少高品位的抽汽供热量，达到深度利用乏汽余热进行供热的目的，使热电厂的各项指标均达到国家规范标准以及先进值限额标准的要求。
（2）通过节能效果测算可知，采用节能技术改造措施后，年综合能源消费量可由164.5644万吨标煤减至159.2326万吨标煤，节能量达5.3318万吨标煤，相对节能率为3.23%。
既实现了更高的系统能源利用效率，还实现了节能减排，同时提高了热电厂供热的能效和经济性，达到改善环境、节约能源的目的。
参考文献：
[1]顾柳栋.城市热电厂节能技术应用和研究[D].2019.
[2]GB/T2589-2008综合能耗计算通则[S].
[3]DL/T904-2015火力发电厂技术经济指标计算方法[S].
（作者单位：济南热电集团有限公司）