热功联产汽轮机在热电厂中的应用分析

1、热功联产汽轮机在热电厂中的应用分析张银     徐州西区环保热电有限公司（221005）1前言热电厂以热、电联产效率高、环保效益好的巨大优势，蓬勃发展壮大，数量可观。随着企业改革的深入发展，竟争已日趋激烈。狠抓管理、节能降耗，努力提高竟争力，实现低成本运行，已成为企业生存与发展的重要手段。热电厂三大辅机：锅炉给水泵、循环水泵、引风机所耗功率约占容量的10%，其中循环水泵及引风机额定转速低，背压式工业小汽轮机无法直接拖动，需加减速装置。而对锅炉给水泵则可实现直接拖动，其工作原理简单、易行，即用电站汽轮机的排汽或抽汽（0.51.0）MPa冲动工业汽轮机作为原

2、动机，替代原动机进行拖动，其排汽为(0.050.1)MPa，再加热0.02MPa工作压力的除氧器。我们称此种工作方式的汽轮机为热功联产汽轮机。其功用大致为：（1）消除了除氧进汽加热过程中的节流损失，使高品质的能源得到了合理分配利用；（2）替代了原电机拖动，大大减少了厂用电；（3）可实现被拖动设备的变速调节，消除了调节过程中的节流损失。以本公司加装汽动给水泵为例进行分析说明。2热、功联产的基本条件热功联产汽轮机作为原动机，其功必须满足被拖动设备之要求，其排汽热必须全部用掉，即用于加热除氧或其它。也就是说，除氧器工作进汽量必须大于热功联产汽轮机的排汽量，否则无法实现安全经济运行。本公司现有3台35

3、t/h中压链条炉，2台B3-35/5背压机，大气式除氧器工作压力0.02MPa、温度104，加装1台250kw的汽动给水泵，排汽压力为0.1MPa、温度210用于加热除氧，水泵出口扬程H500m，泵组效率gr为57%，热功联产汽轮机的进汽为280、0.59MPa的电站背压机排汽。则：热功联产汽轮机进汽比焓i13018kJ/kg,排汽比焓i22893kJ/kg。    除氧器40进水比焓i3167kJ/kg,104出水比焓i4440kJ/kg。    可算出热功联产汽轮机的额定汽耗:    

4、60;  d3600/(i1i2)28.8(kg/kw·h)(1)当除氧器进水量为70t/h时，得：除氧加热用汽量Q 170×(i4i3)/(i2i4)7.8t/h锅炉给水量Q707.877.8t/h热功联产汽轮机输出功率pgrQ×H×g/(3600gr)77.8×500×9.8/(3600×57)186(kw)热功联产汽轮机进汽量Q2pgr×d/1000186×28.8/10005.4(t/h)        &#

5、160;       则：Q1    Q2（2）当除氧器进水流量为60t/h 时，同理得：             Q16.7t/h        Q24.6t/h              

6、;  则：Q1  Q2（3）当除氧器进水流量为40t/h时，同理得：             Q14.5t/h       Q23.1t/h                 则：Q1  Q2 通过以上计算可看出，汽动给水泵的排汽可

7、完全用于除氧加热，即热功联产的基本条件成立。然而，随着给水量的进一步降低，汽轮机额定汽耗d，水泵的效率gr，Q1与Q2逐步接近。其次，热电厂除氧加热少部分来自于电站汽轮机的轴封漏汽与锅炉连排扩容器的内蒸汽，须扣除这部分的进汽量，因而负荷下降会导致Q1Q2。综合分析，锅炉给水量大于40th，则Q1Q2，汽动给水泵可实现正常运行。否则，热和功不能同时满足，方案不成立。各热电企业应根据自身的热力系统特点及热、电负荷特性进行综合分析核算，不要盲目的效仿。只有在满足Q1Q2的前提下，方可考虑增设热功联产汽轮机。3经济性热电厂就其供热形式而言可分三类：纯背压机供热系统；背压机抽凝机供热系统和纯抽凝机供热系

8、统。选择哪种形式要根据其热用户的性质及生产方式而定，在不同的系统中加装热功联产汽轮机所带来的经济性也不同，笔者仍以汽动给水泵为例进行分析。3.1纯背压机供热系统除氧器加热汽源主要来自于电站背压机的排汽，压力较高存在较大的节流损失。加装汽动给水泵后，低压排汽加热除氧消除了节流损失。在除氧器进水量相同的情况下，用热功联产汽轮机的排汽加热，用汽量会增加，但量很小，本公司的状况其增加率为:               q2/q11(i1i4)/(i2i4)15%&

9、#160;         式中     q2全部用0.1MPa的汽源用量；                   q10.59MPa的汽源用量。由热功联产的基本条件：Q1Q2，即热功联产汽轮机的排汽仅是除氧用汽的一部分，可看出除氧用汽实际增加率低于5%，因而加装汽动给水泵前后除氧器耗汽量没有明显变化

10、，其经济收益为热功联产汽轮机替代原电机拖动所节省的厂用电量N1。利润值为N1×1(电价)。生产负荷越大N1，节能效果越显著，在该系统中应该大力提倡加装热功联产汽轮机。3.2背压式+抽凝机供热系统除氧器加热用汽全部为抽凝机的低压抽汽，加热过程无节流损失，加装汽动给水泵即用背压机的排汽冲动热功联产汽轮机，其排汽再加热除氧，其经济性为替代电机拖动节省的厂用电量N1，背压机增加排汽而增加的发电量N2，由于抽凝机低压回热减少，等额转移至背压机及热功联产汽轮机，相当于抽凝机在纯凝工况下扩容(N1N2),不难看出利润值为：（N1N2）×2，2为纯凝工况下每发1kwh电的利润。与纯背压机供

11、热系统中加装热功联产汽轮机相比，其经济性略差，但对背压机运行有富裕量的热电厂意义重大。此外，若除氧加热用汽部分来自抽凝机的低压抽汽，不足部分来自背压机的排汽，其经济性皆具纯背压机供热系统的特点，利润值可分别按上述两种方法计算，毫无疑问节能效果会更好。3.3纯抽凝机供热系统除氧加热用汽为抽凝机的低压抽汽，加热过程无节流损失。加装汽动给水泵，用其较高压抽汽来冲动热功联产汽轮机，排汽再加热除氧，其经济性仅为替代电机拖动节省的厂用电量N1，同理抽凝机可看成在纯凝工况下扩容N1，利润值为N1×2,不难看出节能效果最差，对于该系统笔者不推荐加装工业汽轮机，因为该系统非热功联产，但对于较大型热电厂

12、由于N1较大，可考虑加装。4结束语热功联产汽轮机结构简单、体积小、调速范围宽，对被拖动设备可实现变速调节。上述分析虽以汽动给水泵为例，但分析方法同样适用于风机、循环水泵等。热电企业应结合自身的生产特点及系统特性，节能挖潜，在充分分析和核算的基础上，加装热功联产汽轮机是一条有效的节能途径。热电联产装置的运行丁玉辉（安徽淮化集团有限公司热电厂232038）内容摘要 本文主要介绍了我厂热电联产装置从投产至今的运行情况以及运行中存在的主要问题和解决方法，供从事热电联产工作的同行们参考。关 键 词 热电 联产 运行我们安徽淮化集团有限公司是一个年产36万吨总氨、41万吨尿素、30万吨焦碳、6万吨精甲醇、

13、4万吨甲醛、18万吨浓硝酸、11万吨硝铵、3万吨食用CO2、4万吨甲胺、4万吨二甲基甲酰胺等产品的大型化工企业。蒸汽既是化工原料又是动力。我们安徽淮化集团有限公司热电厂是集团公司的自备电厂，其主要任务就是在满足化工生产用汽、用水（清水、软水、除盐水、除氧水）的前提下，利用蒸汽的压差进行发电，实现热电联产，热能的优化配置和热能的综合利用。1、热电联产装置的发展概况为了降低蒸汽成本，充分利用能源，缓解企业用电紧张状况，我公司在一期工程就已考虑热电联产、热能的综合利用。1969年9月我公司第一台35-3-1型3MW背压式汽轮发电机组正式并网发电。该机组进汽参数为2.25±0.196Mpa，

14、汽温为390+10-20；排汽压力为0.196±0.098Mpa。该机组虽为北京重型电机厂的试制产品，但投产35年来至今仍运行稳定可靠，达到设计要求,到2003年年底止该机组已累计发电70789.1081万kwh。随着化工生产的不断发展，0.249Mpa和0.98Mpa蒸汽用量的不断增加，1979年又扩建了两台3MW汽轮发电机组，分别于1981年6月和1982年12月投产。2#汽轮发电机组型号为B3-35/5、3#汽轮电机组型号为B3-35/10，这两台汽轮机的进汽参数均为3.43±0.1960.294Mpa, 435±1015,2#汽轮发电机组排汽参数为0.49

15、±0.1960.098Mpa,;3#汽轮发电机组排汽参数为0.98±0.2940.196Mpa。1990年和1993年又先后扩建了两台6MW的背压式汽轮发电组，其型号分别为B6-35/10和B6-3.43/0.294，其进汽参数均为3.43±0.1960.294Mpa, 435±1015；其排汽参数为0.98±0.2940.196Mpa和0.294±0.098Mpa。根据公司对热电联产装置能力不断的需要，我公司又分别于2001年4月和2003年4月新投产了两台12MW抽汽凝汽式汽轮发电机组，其型号分别为C12-3.43/0.98和C1

16、2-3.43/0.49,其进汽参数均为3.43±0.1960.294Mpa, 435±1015。到2003年年底我公司热电联产装置总装机容量已达45MW。我公司热电联产装置从第一台汽轮发电机组投产至今已有35年，到2003年底，我公司热电联产装置已累计发电214234.1329万kwh。在这35年里我公司热电联产装置运行稳定可靠，操作水平和管理水平不断提高和加强，发电量每年逐步增长，2003年发电26356.9664万kwh，占整个外购电量的30%左右。随着集团公司化工生产规模的不断扩大，产品数量的增加，我厂的锅炉和水处理也经历了多次改造和扩建。现有中压煤粉锅炉7台，其中3

17、5t/h煤粉炉2台、75t/h煤粉炉2台、130t/h煤粉炉3台、总供汽能力为610t/h。并且配有1套280t/h软水处理装置和450t/h一级除盐水装置以及200t/h的凝结水处理装置各1套。目前，我们热电厂已具有一定规模的供热供水能力。正在新建的一套60MW新的热电联产装置也将在今年年底投产。2、 大力开展技术改造，解决运行中存在的问题，完善优化工艺配置我公司热电联产装置在从1969年投产至今的35年运行过程中，先后实施过大小技术改造几百项，解决了许多运行中存在的问题，完善优化了工艺配置，提高了我公司热电联产装置热能综合利用的水平，从而提高了我公司热电联产装置的经济效益，下面就我公司热电

18、联产装置在不同时期主要的技术改造来向同行们做个介绍，介绍我公司是如何通过技术改造解决热电联产装置在运行过程中存在问题，完善优化工艺配置的，供从事热电联产装置运行管理的同行们借鉴。21链条炉加烧煤粉的改造我公司热电联产装置在1990年以前7台蒸汽锅炉均是参数为2.45Mpa,400的中压锅炉，其1#锅炉为蒸发量30t/h的链条炉；25#锅炉为蒸发量20t/h的链条炉；6、7#炉为蒸发量35t/h的煤粉锅炉。当时我公司链条锅炉热效率低，热效率只有60%左右，我公司先后两次对链条锅炉进行加烧煤粉的改造。一是1977年我公司在1#锅炉上增上了一套中间储仓式制粉系统，将煤粉分别送往13#锅炉进行燃烧，二

19、是1986年我公司利用6#炉制粉系统增加了两台给粉机分别送往4、5#锅炉燃烧。这两次链条炉加烧煤粉的改造，解决了我公司链条炉平时最多只能带60%负荷，遇到煤潮、煤质差带不上负荷的问题；解决了链条炉调节带负荷慢、燃烧不完全的问题；提高了链条炉的热效率，使原来的15#锅炉的热效率从原来的60%左右提高到70%以上，缓解了当时我公司冬季供汽紧张的局面。2、2 1#锅炉过热器改造我公司1#锅炉过热器一直存在着经常结焦超温爆管的问题，每周因结焦和超温爆管至少停炉一次，负荷也只能带到18t/h左右。我公司根据当时1#锅炉过热器的实际情况，决定对1#锅炉过热器进行改造来解决锅炉过热器经常结焦、超温爆管的现象

20、。我们通过将原过热器材质从20 g改为15CrMo，过热器联箱重新设计，过热器管束间距缩小，长度增加300mm，受热面积增大，蒸汽流速增大等改造措施彻底解决了1#锅炉过热器经常结焦、超温爆管、带不上负荷的问题。2、3 6、7#锅炉升压改造我公司热电联产装置中原6、7#锅炉蒸汽参数为压力2.45Mpa，过热蒸汽温度400，而2#、3#汽轮发电机组的进汽参数为压力3.43±0.1960.294Mpa, 蒸汽温度为435±1015，锅炉和汽机蒸汽参数不匹配，严重影响热电联产的综合效益，为了提高锅炉热效率，使之蒸汽参数与汽轮发电机组相匹配，提高整个热电联产的经济效益，我公司对6、7

21、#锅炉进行了升压改造，将6、7#锅炉的过热蒸汽参数从原来的压力2.45Mpa、过热蒸汽温度400升压改造成过热蒸汽压力3.82Mpa、过热蒸汽温度435的中压锅炉。其升压改造的主要内容只是将锅炉本体的受热面和汽包全部更新，其余部分仍采用原有锅炉系统部分继续使用。6、7#锅炉升压改造后锅炉热效率从原来的81%提高到87%，由于蒸汽参数的提高，每年多发电596万kwh，提高了我公司热电联产的综合经济效益。2、4 空气煤粉混合器改造1990年我公司热电联产装置中的75t/h煤粉锅炉投产初期，由于锅炉送粉系统中的空气煤粉混合器设计不合理，经常造成给粉机处正压，经常下粉不正常致使锅炉灭火，并且经常燃油助

22、燃，严重威胁锅炉的安全运行，影响了公司化工生产，柴油消耗量大。为解决这一问题，我们将空气煤粉混合器改为射流形式，解决了75t/h锅炉下粉不正常的问题，并在我公司35t/h锅炉、130t/h推广使用。2、5 75t/h锅炉省煤器增设护板改造75t/h锅炉投产初期，由于上级省煤器制造厂没有设计防磨护板，致使投产不久，锅炉省煤器经常因为磨损而爆管停炉，严重影响了锅炉的长周期安全运行，开停炉次数频繁，柴油消耗增大，为解决这一问题，我们在锅炉省煤器上增设了防磨护板，从根本上解决了省煤器的磨损问题。2、6浓淡煤粉燃烧器的应用2001年以前由于我公司热电联产装置中的汽轮发电机组均是背压式机组，热负荷受到化工

23、生产用汽量的影响，波动范围较大，致使锅炉难以调整负荷，运行难度大，有时由于外界突然减负荷不得不放空，在锅炉低负荷运行时不得不投油助燃，能耗浪费较大，并且不利于锅炉的安全运行。根据这种状况，经与浙江大学热能工程研究所合作，采用他们的专利技术，将我厂一台75t/h锅炉煤粉燃烧器改为浓淡煤粉燃烧器，取得了良好的效果，该台锅炉热负荷从75t/h可以调整为45t/h，最低曾调整至35t/h，在低负荷运行时不熄火，不需投油助燃，并燃烧稳定。同时锅炉在开炉时可以提前1个小时投粉燃烧，节约了点火用油，降低了锅炉排烟温度，提高了锅炉的热效率，降低了烟气中NOX的排放量。这项技术的应用，提高了锅炉负荷的调整能力，

24、较好地适应外界负荷变化的需要，是一项节能降耗环保的技术措施。现在我公司热电联产装置中7台煤粉锅炉已有5台安装了浓淡煤粉燃烧器。2、7 4#、3#汽轮机串联运行改造“七·五”期间由于公司生产的发展和化工节能技改项目的投产，不同压力等级的蒸汽用量发生了较大的变化，出现了0.29Mpa压力等级蒸汽供应不足而0.98Mpa压力等级供应过剩的状况，这种状况在冬季尤为突出。这是因为1#、2#汽轮机供出的压力为0.294Mpa的蒸汽总量只有 72t/h左右，而压力为0.294Mpa蒸汽管网的用汽量夏季需要80t/h左右，冬季则需要96t/h左右。为满足这压力等级的蒸汽用量，就必须将3.82Mpa的

25、高压蒸汽通过减温减压装置减压至0.294Mpa蒸汽来供应，造成了这部分蒸汽能量的白白浪费。同时由于3#、4#汽轮机供出压力0.98Mpa最大蒸汽量可达167t/h,为而压力为0.98Mpa的蒸汽夏季最大需求量只有65t/h左右，冬季最大需求量在90t/h左右，这样的用汽量只需开一台4#汽轮机就可满足生产上的用汽要求，并且尚有富裕，而3#汽轮机则只有停运闲置起来。为了充分利用高压蒸汽的能量，减少设备闲置，进一步提高经济效益，我们经过反复研究和核算进行了将3#、4#汽轮机由原来的并联运行改为串联运行的技术改造。即将4#汽轮机做为前置式汽轮机，3#汽轮机做为后置式汽轮机，以4#汽轮机的排汽来作为3#

26、汽轮机的进汽，使4#汽轮机的排汽继续在3#汽轮机内做功，并将3#汽轮机的排汽接至压力为0.294Mpa蒸汽管网上的运行方式。这样便构成了两台背压式汽轮发电机组的叠置式运行，既满足了压力为0.294Mpa蒸汽的需求量，又充分合理的利用了这部分能量，并能使4#汽轮机多通过相应量的高压蒸汽来多发电。这项改造于1992年6月正式投运，运行期间状况良好，经实际测试各项参数与设计计算基本相符。至1993年6月串联运行了7276小时共多发电量1308.8万kwh,其中3#汽轮机作为后置机实际平均发电量为每小时813.9kwh。4#汽轮机因串联运行每小时实际多通过的蒸汽量所增加的发电量为每小时984.8kwh

27、。该项技术改造的实施既满足了化工生产蒸汽用量的需要，又实现了可观的经济效益，达到了预期的效果。它已被收入化工部节能“四新”成果手册。28 1#、2#汽机降低背压排汽直供除氧器2002年，随着我公司化工生产的不断发展和我公司热电联产装置的进一步扩大，我公司热电联产装置的热力系统中不同等级的蒸汽用量发生了很大变化，特别是0.294Mpa压力等级的蒸汽，由于我公司热电联产装置中的9台除氧器用于除氧的蒸汽都是采用压力为0.294Mpa的蒸汽，如全部供0.294Mpa蒸汽，有2台背压机组即可满足，但是由1#汽轮发电机组用的是2.45Mpa的废锅产汽，所以3台背压式汽轮发电机组必须同时运行才能保证生产供汽

28、。但3台机组中有2台负荷很低。根据这一情况，我们决定将1#、2#汽轮发电机组的背压从0.294Mpa降至0.04Mpa直供7台除氧器用蒸汽来解决这一问题，这一改造实施后每年多发电约500万kwh左右，既满足了公司供汽的要求，又多发电增加效益。2、9 450t/h除盐水不停产扩产改造我公司热电联产装置中的除盐水系统原设计出力200t/h，其系统为顺流再生固定床一级除盐系统。因为原设计水质条件的不符合实际情况，该系统投运后从未达到设计指标，实际出力只有150t/h左右，其出水水质电导率大部分均在50us/cm2以上，有时甚至高达1000us/ cm以上；SiO2大部分都在200g/l以上，经常导致

29、汽轮机通流部分结垢，以致经常停机清洗除垢。1998由于我公司扩建的18万吨合成氨30万吨尿素工程的即将投产和热电联产装置中锅炉的不断扩容，我公司热电联产装置中的除盐水系统的供水能力和水质远远不能满足公司化工生产装置中锅炉和汽机的要求，由于当时我公司资金十分紧张，因此经讨论研究决定在老的150t/h一级除盐水系统进行不停产改造，将原来实际出办只有150t/h能力，出水水质很差的老的除盐水系统不停产改造成出力为450t/h的一级除盐水系统。我们在原来的囊式高效纤维过滤器的位置上新建了3台3000的压力式高效纤维过滤器；利用原有4台3000的机械过滤器改成4台再生液自调控阳浮动床离子交换器；利用原有

30、3台2500阴床离子交换器和2台2500阳床离子交换器改造成5台再生液自调控浮动床阴离子交换器；并对CO2除气器、清水泵、中间泵和除盐水泵进行了相应改造，重新设计安装了工艺管道，包括填料和树脂工程总投资600万元左右。该工程改造为我们热电厂生产技术科自行设计和组织施工，在边生产边改造，保证正常生产用水的情况下将其顺利的改造成功。该项改造工程于2000年年底投入生产运行，其制水能力，出水水质均达到一级除盐的设计要求。210 硝酸镁尾水在除盐水阳床再生中的应用2002年我公司新建的6万间硝装置将要投产，可是其装置在正常生产过程中副产5m3/h左右的浓度为35%的冷凝液废酸镁尾水的中和达排放一直是个

31、大问题，废的稀硝酸镁尾水排放中和就需要消耗高达3000吨左右的烧碱，费用将高达150万元左右，尚不包括新建中和池等其它费用等。为解决这一问题，我公司经过多次调研，决定和徐州水处理研究所合作，将在间硝生产中产生的硝酸镁尾水用于我公司热电联产装置中的450t/h除盐水的阳床再生，从而代替盐酸再生阳床。该项目由徐州水处理研究所提供技术服务和指导，由我们热电厂生产技术科自行设计和组织施工，该项目总投资产70余万元，绝大部分设备均使用原有设备，只是增加了1台稀硝酸贮槽、2台再生用泵和700m左右的外管。该项目从2002年7月开始施工，于2002年11月27日正式投入生产运行。硝酸镁尾水应用于我公司450

32、t/h除盐水系统阳床再生后，解决了硝酸冷凝液镁尾水中和达标排放问题，每年可节省用于中和硝酸镁尾水的烧碱3000t左右，费用150多万元。每年可节省用于阳床离子交换器再生的浓度为30%左右的盐酸3000t左右，费用约180万元。2、11 工业汽轮机的凝结水处理改造我公司18万合成氨装置中的工业汽轮机凝汽器中的管子采用的都是钢管，经常发生循环水漏入凝结水中的现象，从而导致凝结水水质不合格，严重时不得不将其排放。凝结水水质不合格严重影响锅炉的安全长周期运行，排放将造成很大的浪费，为此我公司决定在热电联产装置的280t/h软水处理系统各拿出一台氢钠离子交换器改造成混床来处理工业汽轮机的凝结回水。该项目

33、基本上都中采用用废旧设备来进行改造，只是新增了再生用泵和工艺管线，该项由我们热电厂自行设计，总投资约50余万元。该项目于2003年8月份施工，2004年元月投入生产运行，基本上达到设计要求。总之，我厂实行热电联产以来，积累了一定的经验，取得了较好的经济效益，先后通过技术改造几百项，解决了在热电联产过程中产生的许多问题，但是与兄弟单位相比还有一定的差距，我的想法是把我们解决问题的一些方法提供出来供同行们共同参考，以便互相学习。作者简介丁玉辉，1964年出生，男，汉族，安徽省淮南市人， 1981年毕业于原化工部淮南化校化工机械专业，一直从事于热电联产的技术管理工作，工程师，现为安徽淮化集团有限公司

34、热电厂生产技术科科长。淮南市工程系列职称评审委员会初评会评委，中国管理科学研究院学术委员会特约研究员。热电联供生产准备所需图纸资料数量图纸分发单位：生技科、机动机各一套，车间二套（总计四套）一、 工艺图1、 热电联供初步设计2、 锅炉工艺管道安装图3、 汽机工艺管道安装图4、 水处理工艺管道安装图5、 循环水工艺管道安装图6、 水道工艺管道安装图7、 发配电安装图8、 空压机站工艺管道安装图二、设备图1、 锅炉设备图（说明书、安装说明书、热力计算书等）电除尘、仓泵、捞渣机、球磨机、引风机、送风机、给粉机、粗粉分离器、细粉分离器、布袋除尘器、空压机、储气罐、油泵、储油罐等辅机说明书和图纸。2、

35、汽机设备图（安装说明书、调节系统说明书）辅助设备说明书、热力计算书、调节系统试验大纲等）凝结泵、高压给水泵、除氧器、疏水箱、射水箱、低压疏水泵、减温减压、胶球泵、装球室、分汇器、滤网、轴向柱塞油泵、高压润滑油泵、低压润滑油泵、射水抽汽器、直流润滑油泵、高压加热器、低压加热器、行车等说明书设备图。3、 发电机设备图（发电机说明书、励磁机说明书）空冷器说明书及图纸4、 水处理无伐滤池、活性炭过滤器、多介质过滤器、阳床、阴床、混床、CO2除气器及风机、酸罐、碱罐、计量箱、酸、碱喷射器、树脂清洗塔、循环水风机、水箱、清水泵、中间泵、除盐水泵、自用泵、加药泵、氨泵、联氨泵等说明书和设备图。三、热工保护及

36、DCS控制图发展焦化煤气发电 推进节能优先中国能源网 www.C 韩晓平内容摘要 中国是世界焦炭产量最大的国家，但每年在炼焦过程之中浪费了大量的焦化煤气，如果能够积极利用这一资源，每年可以节约数千万吨标准煤。焦化煤气发电是一种比较便捷的综合利用方式，本文主要研究相应的技术设备，以及应该采取的配套政策。关 键 字 焦化煤气利用 煤气发电 热电联产中国是全世界最大的焦炭生产国，每年估计有2亿吨左右的优质煤炭用于生产焦炭，仅山西一省的不完全统计，每年炼焦消耗煤炭就超过9,000万吨。尽管今年中国限制了焦炭出口，但全年预计出口总量仍然将超过1,300万吨，中国焦炭的出口量直接影响着世界市场。根据炼焦炉

37、型和煤质不同的条件，每吨原煤转化为焦炭时可以产生300400立方米，热值当量1,5004,500大卡/立方米的焦化煤气，全国每年在炼焦中伴生600800亿立方米的焦化煤气，粗略估算折合约250350亿立方米的天然气，总量超过西气东输工程总量，相当3,0004,000万吨标准煤。在目前生产焦炭的工艺流程中，绝大多数的项目没有回收利用焦化煤气，不是采取火炬头排空燃烧，就是直接放散。不仅造成了资源的严重浪费，对环境也产生的巨大污染。在山西、陕西和内蒙的一些产焦地区，大气污染已经达到了触目惊心、无法忍受的程度，空气中弥漫着呛人的烟雾和硫化氢的臭味，造成当地呼吸道疾病的蔓延，肺癌发病率持续走高，严重危害

38、到当地人民群众的身体健康，对社会稳定和经济持续发展都构成了极大的威胁。如何能够有效利用炼焦伴生煤气资源，对于中国的可持续发展是一个非常重要的课题，它不仅仅是治理环境污染，更主要的是节约资源，提高能源利用效率，解决目前的电力、煤炭供应紧张局面，维持国家社会和经济的持续发展。中国煤炭资源按目前技术经济条件下开采，在生态环境容量所允许的有效供给的满负载开采的净有效量仅1,037亿吨，只占探明储量1万亿吨的10。中国煤炭资源供给的基本态势是总量丰富，但有效供给能力明显不足。再加上人口因素，人均实际可利用的煤炭远远低于世界平均水平。2003年中国的煤炭生产能力达到16亿吨，超过2002年的14亿吨，根据

39、预计2004年将超过17亿吨。根据预测，2020年中国需要煤炭约29亿吨，而煤炭工业联合会正在进行的规划研究中到2020年中国煤炭工业可能达到的最大产量为20.522.1吨，考虑环境制约因素和其他限制条件，专家预测中国产煤的最高峰值仅在25亿吨左右。按照现在的开采和利用方式，山西的煤炭只能维持40年，而有关专家认为中国全国的煤炭资源仅能维持60年左右。一边是资源的大量浪费挥霍和环境的急遽恶化，一边是资源供应的大限即将临至，到那时让我们的孩子们守着一片荒芜的国土将如何面对他们的未来？如果我们现在立即行动也许还能亡羊补牢，国务院发展研究中心已经建议国家将节约资源与环境保护和计划生育共同列入“基本国

40、策”，国务院主持的国家中长期能源发展规划中也确立的“节能优先”的宗旨，要落实这一决策，有效回收利用焦化煤气是一项必不可少的工作。焦化煤气的利用方向焦化煤气的利用主要有两个方向：一个是化工原料；另一个是直接作为燃料燃烧发电与供热。用于化工的重要用途也是转换成为甲醇及二甲醚等石油代用燃料，甲醇可以作为发电燃料，但这样做经济上不合适，技术上也是多此一举，所以甲醇的重要用途是交通根据代用燃料。甲醇汽油技术已经成熟，作为石油代替燃料已经开始起到积极的作用。对于甲醇燃料技术的研究和应用，各地政府及企业早在上世纪70年代就已经相继展开，山西省经过长时间的研究测定，将15%的甲醇掺入汽油中使用，不需要增加其他

41、添加剂，也不必采取特殊的工艺技术，以及保护封闭，用不着改造发动机，对于汽车、动力性和环境都没有太大的负面影响。检测显示使用甲醇汽油的汽车，尾气常规排放中一氧化碳和碳化氢浓度平均降低23.2%和28.5%，达到欧洲号排放标准。 根据中国化工信息中心副总工张瑞同志和提供的资料，2003年，山西省在太原、阳泉、临汾、晋城四个市进行了甲醇汽油推广试点工作，全省有48.26万辆车次使用了甲醇汽油，涉及近50种车型，累计消耗甲醇汽油12,192t。在此基础上，山西省政府前不久决定，2004年下半年在全省11个城市推广甲醇汽油，甲醇汽油的用量从2003年的1.2万t增至2004年的3万t。河南驻马店、漯河及

42、黑龙江哈尔滨等地也有类似成功经验。由于目前世界和国内油价持续居高不下，93#汽油市场零售价格达到每公升3.66元，为甲醇汽油大踏步进入市场创造了机遇，一些产煤大省和大型焦炭生产企业已经开始积极行动。中石化山西公司销售的M15甲醇汽油比销售国标93#汽油增加121元/t的经济效益。甲醇燃烧值5,426kcl/kg，汽油的燃烧值为11,000kcl/kg，热值比为1:2，按照热值等价计算法，两者价格比也应为1:2，如果目前车用汽油价格为4元/kg计，甲醇的价格可以达到2,000元/t，销售甲醇汽油的经济性是非常明显的，但是世界燃料油的价格是否会长时间维持在这一高价位是一个不可预测的问题。由于煤气转

43、换石油代用燃料的投资比较大，存在一个规模效益问题，所以利用焦化煤气生产石油代用燃料对于大型炼焦企业比较合适，而中国在相当一段时间中焦炭生产占主导地位的还是中、小型炼焦企业，由于规模的限制采用转换石油代用燃料工艺的经济性未必合适。目前，全国出现大范围电力和煤炭供应紧张，焦化煤气更主要的利用方向中不可避免地要直接作为燃料利用，而生产高品位的电能应该成为直接燃料的主导方向。焦化煤气中的主要成分是氢气，占体积的4565，如果燃料电池技术能够成熟普及，煤气将是非常理想的氢燃料来源，但是根据目前的发展，燃料电池的普及，以及氢燃料体系的建立也许还需要1020年左右的时间。因此，当前的利用方式还需要立足于现有

44、的成熟技术上，主要是燃气轮机和燃气内燃机，以及正在快速发展普及之中的微型燃气轮机和最传统的蒸汽轮机发电。焦化煤气中可燃的主要成分中有氢、一氧化碳和甲烷三种物质可以直接作为燃料利用，以内蒙西部地区某焦化厂和山西吕梁地区某焦化厂的焦化煤气成分为例：可以参加燃烧的气体成分比例高达8891，属于非常优质的气体燃料。利用这种优质燃料的主要困难是过虑吸附焦化煤气中的一些不利物质，主要是粉尘、硫化氢、焦油、奈和水。气体处理是这一资源利用的最大的问题之一，也是一个瓶颈性质的问题，很多动力设备是无法适应焦化煤气中的大量杂质及影响。特别是焦油和奈在高温下，可能在燃料供应管路内结垢，造成管路堵塞问题；水分子和硫化氢

45、化合成为强腐蚀性的硫酸，损害机械设备；在粉尘中可能残存钾、钠或其他重金属，钾钠在高温下可以形成强腐蚀，造成动力系统热部件的损伤，而重金属在高温下可能附着在热部件表面，造成设备功率衰减；燃料中的尘埃会形成动力设备内部积灰积炭，影响设备效率和出力等等。所以，上述问题都需要采取必要措施和工艺加以控制。我国焦化煤气后处理工艺的研究和实践一直在进行，有多家研究机构、企业能够通过提供合理的工艺设计和设备技术集成，满足各种工艺纯度的处理要求。例如中国科学院山西煤化所，长期以来从事这方面的研究，在世界上处于比较领先的地位。目前，有关机构正在考虑设计生产一些模块化的处理单元，这些单元甚至具备移动性，可以根据需要

46、和动力设备类型进行匹配组合，适应各种需要和变化。目前，由于焦化煤气的利用在中国还没有形成气候，市场的设备需求有限，所以还不可能形成批量化生产，所以产品价格也难以大幅度降低。而处理设备价格居高不下，也直接影响到利用焦化煤气的普及。焦化煤气成分分析项目内蒙西部山西吕梁H259%55%CH424.8%24%CO7%9%O20.7%0.5%N24.5%3%S15mg/m3H2S15mg/m320mg/m3奈100mg/m3510mg/m3焦油10mg/m320mg/m3LHV45004200以上焦化煤气发电焦化煤气发电目前可以利用的设备主要是最传统的利用锅炉和蒸汽轮机的技术组合；以气体为燃料的燃气内燃

47、机；燃气轮机和微型燃气轮机四种技术选择。这四种技术选择各有优势和不足，用户可以根据项目实际操作情况和现场条件进行选择。一、 锅炉蒸汽轮机：这是一个非常传统的技术，也是大家比较熟悉的工艺方式。它是采用锅炉来直接燃烧焦化煤气，将煤气的热能通过锅炉内的管束把水转换为蒸汽，利用蒸汽推动蒸汽轮机再驱动发电机发电。系统的主要设备是燃气燃烧器、锅炉、化学水系统、给水系统、蒸汽轮机、冷凝器、冷却塔、发动机、变压器和控制系统，工艺流程比较复杂。优点是：对于燃料气体要求比较低，只要燃气燃烧器能够承受的气体，一般都可以适应，燃气只需要有限的压力，因而燃气处理系统投资比较简单；但缺点是：工艺复杂，建设周期比较长，难以

48、再移动，必须消耗大量的水资源，占地比较多，管理人员也比较多，能源利用效率太低，通常不到20。这一技术过去是中国利用焦化煤气的主要技术方式，它可以与燃煤电厂结合，在燃煤锅炉中安装燃气燃烧器，将焦化厂的焦化气直接喷入锅炉燃烧，这种方式最大的优点是可以适应焦化厂间歇性生产的特性，有气少燃煤，无气多燃煤，不会影响电力供应的品质和能力。该技术最大的限制是水，中国水资源极度缺乏，特别是山西、陕西、内蒙等焦炭生产大省，连人畜饮水都有困难，消耗大量的水资源来保障焦化煤气的利用几乎是不可能的，所以要解决中国的焦化煤气资源综合利用，必须考虑其他更加可行的技术解决方案。二、 燃气内燃机：世界上第一台内燃机就是以煤气

49、为燃料的内燃机，1876年德国商人兼机械师奥托发明了人类第一台以煤气为燃料的四冲程内燃机，经过10年的不断改进之后，德国的另一个机械师“奔驰汽车之父”戴姆勒本茨才将这种四冲程发动机改进为汽油发动机，直到1895年狄塞尔才发明出柴油机。燃气内燃机的工作原理基本与汽车发动机无异，需要火花塞点火，由于内燃机气缸内的核心区域工作温度可以达到1400，使其效率大大超过了蒸汽轮机，甚至燃气轮机。燃气内燃机的发电效率通常在3040之间，比较常见的机型一般可以达到35。燃气内燃机最突出的优点正是发电效率比较高，其次是设备集成度高，安装快捷，对于气体中的粉尘要求不高，基本不需要水，设备的单位千瓦造价也比较低。但

50、是内燃机也有一些不足的地方，首先，内燃机燃烧低热值燃料时，机组出力明显下降，一台燃烧低热值8000大卡/立方米天然气燃料的500千瓦级燃气内燃发电机组，在使用低热值4000大卡/立方米的焦化煤气时，出力可能下降到350400kW左右。此外，内燃机需要频繁更换机油和火花塞，消耗材料比较大，也影响到设备的可用性和可靠性两个主要设备利用指标，对设备利用率影响比较大，有时不得不采取增加发电机组台数的办法，来消除利用率低的影响。内燃机设备对焦化煤气中的水分子含量和硫化氢比较敏感，可能导致硫化氢和水形成硫酸腐蚀问题，需要采取一些必要措施加以克服。总之，内燃机是一种比较合适的技术选择，目前我国已经有几家厂家

51、可以提供相应的机组，例如山东胜利油田胜利机械厂，已可以大量生产500千瓦级燃气内燃机，该机组已经在焦化煤气利用中起到了非常积极的作用。但是500千瓦级燃气内燃机只能在380V等级并网，无法大规模利用焦化煤气。国外的卡特彼勒和颜巴赫等公司也有相关技术和运行经验。三、 燃气轮机：从工作原理上看，燃气轮机无疑是最适合焦化煤气利用的工艺技术。燃气轮机是从飞机喷气式发动机的技术演变而来的，它通过压气机涡轮将空气压缩，高压空气在燃烧室与燃料混合燃烧，是空气急遽膨胀做功，推动动力涡轮旋转做功驱动发电机发电，因为是旋转持续做功，可以利用热值比较低的燃料气体。国内已经有了不少成功的经验，国内最著名的一个案例是宝

52、山钢铁公司采用原ABB公司（现阿尔斯通公司）的GT11燃气轮机利用热值仅有750大卡立方米高炉煤气的项目。燃气轮机比较适用于高含氢低热值和气体含杂质较多的劣质燃料，一些燃气轮机甚至使用原油和高硫渣油燃料。燃气轮机自身的发电效率不算很高，一般在3035之间，但是产生的废热烟气温度高达450550，可以通过余热锅炉再次回收热能转换蒸汽，驱动蒸汽轮机再发一次电，形成燃气轮机蒸汽轮机联合循环发电，发电效率可以达到45%50%，一些大型机组甚至可以超过55。采用燃气轮机的优势相对比较多，首先是设备的可用性和可靠性都比较高，综合利用率一般可以保持在90；其次，对于燃料的适应性比较强，含硫、含尘高一点问题都

53、不大；再有就是发电出力一般不会减少，甚至因为燃料进气量增加而有所增加；此外，燃气轮机体积小功率大，比较适合再移动，便于转移运行现场，这对于存在一些不确定性的焦化厂项目的焦化煤气利用非常有利。但是，世上的事务有一利，必有一弊，没有十全十美的事情。燃气轮机进气压力比较大，越是发电效率高的机组燃料进气压力越高，因为焦化煤气本身没有什么压力，这就需要使用燃气压缩机，压缩燃气需要消耗大量的能量，影响到设备的实际输出功率，一些项目甚至需要消耗燃气轮机15%20%的功率，对于联合循环项目可能影响10%15%的输出功率；采用联合循环系统存在与蒸汽轮机相同的水资源条件要求，系统比较复杂，投资也比较大，同时搬迁也

54、比较困难。燃气轮机在我国焦化煤气利用上已经有不少成功的尝试，焦化煤气在国际上主要规类为高氢燃料，国外公司在燃气轮机利用高氢燃料上都具有较多的经验，但是具体到焦化煤气上的经验都不太多，主要原因是国外炼焦工业一直处于不断萎缩，中小型焦化厂已经很少，而大多数焦炭来自大型联合化工企业，产生的焦炉煤气多用于化工产品的制造，所以焦化煤气发电项目十分有效。国内生产的燃气轮机主要是航空改型机组和引进技术组装生产的机组，航空改型主要以株洲和沈阳两大航空发动机制造企业为主，株洲采用涡轮螺旋桨发动机改进的燃气轮机更加适合焦化煤气燃料，目前石家庄焦化厂就是采用涡桨6发动机改进的机组。引进生产的燃气轮机除了“西气东输”工程中使用的F级燃气轮机外，主要是南京汽轮机厂引进GE6B型40兆瓦级燃气轮机，703所乌克兰25MW级燃气轮机和沈阳GE10型10MW级燃气轮机等，其中GE机组可以适应焦炉煤气。四、 微型燃气轮机：研究焦化煤气发电就不得不涉及到微型燃气轮机技术，尽管微燃机目前还没有普及，但是未来它在这一行业的潜力将是非常巨大。微型燃气轮机的技术与其说是来自航空技术，不如说是来自汽车技术。微燃机采用了离心式涡轮设计