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工业余热梯级综合利用导则
工业余热是指工业生产中产生的高温废气、高温废水、高温废渣等副产品中所包含的热能。
由于其能量庞大、污染环境，因此对于企业和社会而言，进行高效利用工业余热具有重要的经济、社会和环保意义。
本文提出了工业余热梯级综合利用导则。
通过合理的梯级利用方式，实现工业余热的高效利用和综合利用。
具体包括以下几个方面：
一、热量回收利用。
通过烟气余热回收、废水余热回收、高温排放物回收等方式，将工业生产过程中产生的余热进行回收，转化为有用的热能，用于加热、供热、制冷等领域。
二、发电利用。
对于大规模能量消耗的工厂，可以采用余热发电技术，将余热转化为电能，用于生产和对外供电。
这种方式不仅实现了工业余热的高效利用，还可以为企业提供经济效益。
三、化学品生产利用。
一些工业生产中产生的废渣和废水中含有有用的化学成分，可以通过提取、分离等方式，生产出化学品和原材料，实现废物变质为宝的目标。
四、生物质能利用。
对于一些含有生物质的废弃物，可以通过生物质能利用技术，将其转化为能源，如生物质燃料、生物质气体等，用于生产和供应领域。
总之，工业余热梯级综合利用导则旨在促进工业余热的高效利用和综合利用，实现经济、社会、环保的双赢。
同时，还需要政府、企业等多方合作，加强技术研发和推广应用，为工业发展和环境保护作
出更多的贡献。
某热电热网疏水回用系统技术方案热电热网疏水回用系统技术方案一、方案背景热电热网是一种能源供给方式，将电力和热力分开供给，提高了能源利用效率，也更加环保。
疏水回用系统是一种利用热电热网系统中的废热，通过疏水回用技术将低温废热回收再利用的技术，通过疏水回用技术，可以将废热转化为新的能源，提高了整个热电热网系统的能源利用效率，并且减少了能源浪费，达到了节约能源、保护环境的目的。
本方案旨在设计一种高效稳定的疏水回用系统，实现在热电热网系统中低温废热的回收再利用。
二、方案设计1.疏水回路设计为了实现低温废热的回收和利用，需要设计一条疏水回路。
疏水回路要采用专用的管道和泵站，确保流速稳定，并能保证回收到的废热能够充分利用。
此外，为了避免疏水回路出现问题影响热电热网系统的正常运行，需要设置冗余回路，以保证回收系统的稳定运行。
2.热交换器设计热交换器是疏水回用系统中关键的设备，它的设计直接影响热能的回收效率。
为了达到高效稳定的热能回收效果，首先需要选择合适的热交换器材料和结构。
其次，为了充分利用低温废热，可以配备多级热交换器，提高回收效率。
3.泵站设计疏水回用系统需要配备专用的泵站，泵站要求具有高效稳定的工作性能，能够保证疏水回路中的流量和压力。
为了保证泵站的运行效率和稳定性，可以根据需要选择多级泵站或双汇泵站，以满足系统的需求。
4.控制系统设计为了保证疏水回用系统的稳定运行，需要配备专用的控制系统。
控制系统可以根据回收的废热产生的温度和压力变化，调节疏水回路中的流量和压力，以保证回收效率和系统的稳定运行。
同时，控制系统也要具备故障自诊断和报警功能，保证疏水回用系统的安全稳定。
三、方案实施1.系统验收和调试在安装完成后，需要对疏水回用系统进行验收和调试，检查系统的运行状态是否符合预期，如需要进行调整，应及时进行调整，并确保系统的各项设备都处于正常运行状态。
2.系统运行监控在疏水回用系统投入使用后，需要对其进行常规监控和维护，定期检查疏水回路的流量和压力变化情况，确保系统的运行稳定性。
热电厂2×350MW热电联产机组建设工程热网加热器疏水处理系统设备技术规范书目录第一章技术规范1 总则2 设计条件与环境条件3 设备规范4 技术要求5 质量保证、试验、监造及验收6 包装、运输、储存第二章供货范围第三章设备、技术资料交付及交付进度第四章设备包装与运输第五章分包与外购部件第六章技术服务与联络第七章设备监造与检验第八章性能验收试验第九章大件部件情况第十章差异表第十一章未达设备性能指标的违约责任第一章技术规范1 总则1.1 本招标文件适用于热电一厂2×350MW热电联产机组建设工程热网加热器疏水处理系统设备，它提出了该设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。
1.2 招标方在本招标文件中提出了最低限度的技术要求，并未规定所有的技术要求和适用的标准，也未充分地详述有关标准和规范的条文，投标方应提供一套满足本招标文件和所列标准要求的高质量产品及其相应服务。
严禁采用国家公布的淘汰产品，同时必须满足国家的有关工程质量、安全、工业卫生、消防、环保等强制性法规、标准的要求。
1.3 投标方投标时应对招标文件逐条做出响应，如投标方对本招标文件有偏差(无论多少或微小)都必须清楚地表示在本招标文件的第十章“技术差异表”中。
否则招标方将认为投标方完全接受和同意本招标文件的要求。
1.4 在签订合同后，到投标方开始制造之日的这段时间内，因标书标准和规程发生变化，招标方有权以书面形式提出补充要求。
具体项目由买、卖双方共同商定。
1.5 本技术规范书所使用的标准如与投标方所执行的标准发生矛盾时，应按较高标准执行。
1.6 投标方须提供高质量的设备，这些设备是成熟可靠、技术先进的产品。
产品已在国内超临界300MW等级及以上机组条件下的4个项目成功运行超过3年，且已证明安全可靠。
并提供投产日期、联系人、联系电话及合同封面、签字盖章页、技术协议供货范围等的复印件。
1.7系统主要设备除铁过滤器采用外协分包加工的，投标应明确这些设备制造的外协分包制造厂，并在“3.设备规范”的“制造商及产地”一栏中注明，同时提供显示其制造实力的制造资质、资历、业绩等详细资料，供招标审查。
1号机组热网系统疏水不畅运行调整措施1号机组热网系统投运后，供热负荷较大时疏水不畅，热网加热器水位异常升高，经过排查初步怀疑疏水至凝汽器压差与疏水系统管阻不匹配导致，需进一步排查确定原因后进行处理。
在此期间为防止运行中热网加热器水位高保护动作，机组甩热负荷影响供热及主机安全运行，特制定如下技术措施：1、运行中加强对热网系统相关参数的监视，尤其机组变负荷及热网参数调整时，发现热网加热器水位呈上涨趋势，立即派巡检就地核对水位与远方一致，全开热网加热器疏水调门及旁路电动门，尽最大能力保持加热器低水位运行。
2、如热网加热器水位继续上涨可点动适当开启加热器事故疏水电动门（事故疏水电动门已加中停功能），根据加热器水位变化情况调整事故疏水调门开度，控制水位不低于低一报警值，控制疏水温度；此操作由于大量疏水外排需注意凝汽器水位下降情况，通过手动开大凝汽器补水调门、提高除盐水压力、开启启动补水等手段调节。
同时注意机组真空和事故疏水管道振动情况，3、供热系统参数调整时控制热网循环水流量不超4500t/h,尽量通过提高出口水温调整供热量（已和热调沟通），这种调整方式会提高热网加热器内部压力，提高疏水压差，有利于疏水。
4、机组加负荷时根据加热器水位变化趋势控制供热量，暂时不超过260MW,开启BV阀或关小供热液压调整阀减小供热量时注意不应过快，防止加热器内压力降低过快虚假水位造成加热器水位突升。
5、调整BV阀或抽汽液压调整阀时需注意供热参数、热网加热器水位、中排温度、压力、四五抽差压、主机轴向位移及机组振动的变化。
6、如热网加热器水位快速升高至1500mm时事故疏水门自动打开。
如果事故疏水开启后水位下降，当水位至正常值时，适当关小事故疏水门控制水位，保证热网加热器水位正常的情况下尽量减少疏水外排，降低凝汽器补水压力，加强对凝汽器水位的监视，保证凝汽器水位正常，防止凝汽器水位过低导致凝泵不出力跳闸。
7、每班化验一次热网疏水水质，同时监视热网疏水流量变化情况，如发现热负荷不变情况下，热网疏水流量异常增大，需立即联系热工确认测点准确性，如热工测点正常同时热网疏水水质急剧恶化可判断为热网加热器泄露，应立即退出热网加热器运行，防止影响主机水质使事故扩大。
摘要宏伟热电厂热网首站建成于2000年，负责向乘风庄及银浪地区居民供应采暖用热，供热面积560万平方米。
几年来的运行摸索中发现在热网循环水的水量配比、疏水系统的运行方式、供热蒸汽母管投入及切换、水锤冲击的防止等方面对运行操作有着比较特殊的要求，必须引起高度重视。
本文分析了这些问题产生的原因及结果，并给出了问题的解决对策。
主题词热网首站运行主要问题对策一、前言宏伟热电厂热网首站建成于2000年，并于2002年进行了扩建。
目前负责乘风庄地区及银浪地区居民供应采暖用热，供热面积560万平方米。
热网循环水供水温度115℃，回水温度75℃，供水压力1.25Mpa，供水流量8000m3/h，加热蒸汽压力1.28Mpa，温度295℃，最大流量600T/ h，取自工业供气母管，由减温减压减器、#1机背压排气和#2机三级抽汽联合供应。
首站装有6台换热面积466 m2的立式波节管汽-水加热器和2台换热面积450m2的立式波节管水-水换热器，以及11台流量1250m3/h，扬程125m，功率710KW的循环水泵。
此外还有热网除氧器、补水泵、除污器等设备共同组成了完整的热网首站系统。
其工作流程为：水侧：热网回水经过补水后，保持0.15-0.2Mpa压力进入循环水泵，经循环水泵升压后送入各加热器换热升温，升温后的热水汇入总供给热用户。
汽侧：加热蒸汽进入各汽-水加热器换热，换热后的高温疏水再经水-水换热器进一步换热后变成低温疏水，靠自身压力流入低压除氧器。
热网首站的实际热力系统由于所含设备众多，不同参数的各种管线挤在一起，而且又经过后期扩建，因此显得十分复杂，给运行带来一系列问题。
二、热网加热器的水量配比问题由于热力网的供热调节方式为分阶段质调节直供式，因此在整个采暖期内热网循环水流量变化很大。
运行数据统计显示，在每年的10-11月及3-4月，平均循环水流量达8250m3/h，二者相差近一倍。
在采暖期的初、末期，热网循环水流量较低时，进入加热器的水量配比问题尤为突出。
某电厂热网加热器疏水不畅的分析与疏水系统的优化摘要：通过对某电厂热网疏水系统正常疏水不畅的问题进行分析，提出了因实际运行热负荷与设计热负荷相差较大引起的立式热网加热器疏水不畅的调试方法和疏水系统优化方案。
关键词：热网疏水：疏水不畅：疏水优化前言某电厂一期新建2台350MW超临界供热机组，因热网系统运行时发生疏水不畅的问题，请求我院分析原因并提出解决方案。
1热网概况1.1热网系统热网设计时，根据供热规划中提供的供热面积400万平方米的热负荷数据，设置了四台热网加热器，每台机组对应两台加热器。
同时每台机组设置了一台热网疏水冷却器，冷水侧为凝结水。
正常疏水流经热网疏水冷却器降温后最终排至凝汽器，利用抽汽压力将疏水回收；危急疏水接入水工专业排水管。
两台机组的采暖抽汽管道设置为单元制，设母管相连，中间设有隔离阀。
采暖抽汽侧的单元制设置可允许两台机组在采暖期运行于不同负荷下，增强了机组运行的灵活性；同时，一台机停运时，如果运行机组对应的热网加热器发生故障，通过母管可以切换至停运机组对应的加热器，保障了供热的可靠性。
1.2热网加热器每台加热器换热面积为2100m2。
加热器汽源来自五段抽汽。
加热器的汽侧和水侧参数如下：热网加热器为立式换热器，带疏水冷却段，正常疏水接口在加热器上部8米处，危急疏水接口在加热器底部。
2.运行状况2.1机组运行后的第一个采暖季，热网启动初期，因水质不合格，一直投运危急疏水，将疏水排至水工专业管道。
水质合格后，关闭危急疏水，开启正常疏水，在1个小时内，热网加热器水位正常，热网疏水冷却器的凝结水温升为10°C左右。
2.2正常疏水投运一个小时后热网加热器水位开始升高。
水位至750mm时危急疏水启动，之后水位逐渐恢复正常。
2.3关闭危急疏水4-5个小时后，加热器水位又开始升高，正常疏水旁路打开后也无法控制水位的上升。
2.4经过几次调试，正常疏水均无法正常投运，完全依靠开启危急疏水来保持加热器正常水位。
热网疏水梯级利用的实践
摘要：本文介绍了胜利发电厂以热能的梯级利用作为原则导向，针对该厂一、
二期机组热网疏水系统运行方式存在的能级不匹配问题，在该原则指导下通过理
论研究分析、系统改造进行了实践，达到降低机组发供电煤耗的预期效果，实现
了节能降耗的改造目标。
关键词：火力发电厂；热网疏水；梯级利用；改造
热能与机械能的转换效率取决于工质热能温度的高低，高温热能高品位，低
温热能低品位。
热能的梯级利用可以提高系统用能的效率，是电厂节能研究的重
要方向。
胜利电厂一期为2220MW机组，二期为2300MW机组，四台机级均为
一次调整抽汽凝汽式机组，冬季供暖，其余时间均为纯凝方式运行。
经分析发现，热网疏水系统均存在能级匹配不合理的问题，节能降耗潜力较大，需通过系统优
化和改造，降低能耗。
1、问题分析
目前国内大型供热机组热网疏水的回收方式主要有以下三种：
一是将热网疏水直接回收至机组除氧器；
二是将热网疏水回收至机组凝结水管路，一般为凝结水泵出口；
三是将热网疏水经二级换热后回收进入机组凝汽器。
该电厂220MW机组额定供热抽汽流量200t/h，抽汽口位于第22级（六段抽汽），热网疏水温度105℃，采用第1种方式回收；300MW机组额定供热抽汽流量350t/h，抽汽口位于第16级（五段抽汽），热网疏水温度120℃，采用第3种方式回收，经二级换热后回收进入机组凝汽器。
经分析发现，该厂一期与二期机
组的额定热网疏水回收方式均存在热能梯级利用的不合理。
1.1 一期机组问题分析
一期热网疏水温度仅为105℃，远低于除氧器入口（#5低加出口）水温，因
温度不匹配，导致热能品位较高的四段抽汽流量大幅增加。
表1为#1机主汽流量646t/h下，纯凝工况与供热工况下#5低加与除氧器参数对比。
表1 不同工况#5低加与除氧器参数对比表
1.2 二期机组问题分析
（1）热网疏水经首站一级换热后温度由120℃降至80℃，再进入疏水冷却器（与#7、#8
低加并列运行）进行二级换热，换热器出口的热网疏水温度约60℃，直接排入水温约20℃
的凝汽器热井。
疏水与热井内的凝结水存在较大温差，疏水进入凝汽器后闪蒸，部分热量被
循环水带走，增加了机组的冷源损失。
因此，热网疏水的热能并未完全利用，热能梯级利用
不合理。
（2）供热时机组凝结水量与纯凝工况相同，但进入#5低加的凝结水温度低，五段抽汽
量增大，这部分高品位蒸汽用来加热凝结水而非发电做功。
同时，这部分蒸汽凝结的疏水量
达到60t/h，超出了其疏水能力，不得不通过紧急疏水进入凝结器，机组冷源损失增加。
2、热网疏水梯级利用改造方案
经对该厂一、二期机组回热系统进行分析，以热能梯级利用为原则，将疏水回收至与其
温度相近的加热器，避免机组回热系统蒸汽能级错配，确保高品位蒸汽多发电，即将一期热
网疏水回收至#5低加入口，二期热网疏水回收至机组除氧器，原至凝汽器系统保留，热网疏
水温度低于100℃时使用。
2.1 一期220MW机组优化方案
一期机组热网疏水原回收方式为直接回收，热网疏水泵将热网疏水打至除氧器，只需考
虑疏水泵是否可满足回收至#5低加入口凝结水管道的要求。
供暖期一期机组使用小凝结泵运行，供热工况下凝结水泵出口压力为1.2MPa，除氧器压
力为0.55MPa。
一期热网疏水泵扬程150m，计算热网疏水压力降可知，疏水压降最大为
0.1248 MPa，热网疏水至#5低加入口处压力大于1.50-0.1248=1.38﹥1.2MPa，符合疏水要求，现有热网疏水泵可不必更换，满足改造后工况需要。
2.2 二期300MW机组优化方案
二期热网疏水原方式经二级换热后回收至凝结器，若将疏水回收至除氧器，除热网疏水
泵需要校核外，还必须考虑对原二级换热系统造成的影响。
（1）热网疏水泵需要换型。
经过核算，在考虑10%的安全系数时要求泵的扬程达到141m，原疏水泵扬程124m，额
定流量439t/h，不符合改造要求，泵必须换型，结果如表2所示。
表2 二期热网疏水泵选型
（2）热网除氧器补水温度需要提升。
原第一级换热的软化水加热器停运后，热网除氧器的软化水补水将无法加热升温，接近
环境温度的补水增加了热网除氧器对机组五段抽汽的消耗,且热网除氧器是混合式换热器。
因
五段抽汽为除盐水,成本远高于软化水，按除盐水成本25元/t,软化水成本7元/t，制水成本将增加100万元/年，因此必须新增一台软化水加热器，提高补进系统的软化水温度。
因简化系统考虑，软化水加热器采用表面式换热器，运行时软化水加热器和热网除氧器
汽源一同由机组供热蒸汽（五段抽汽）供汽。
软化水加热器产生的疏水经泵升压后回至本机
疏水箱，避免高成本的除盐水混入软化水。
3、效果与效益
一、二期共四台机组的热网疏水经优化改造投入运行已超过一个供热季的时间，系统运
行符合预期。
通过改造，热网疏水实现了能量梯级利用，机组经济性提升明显。
3.1 热能梯级利用更合理
热网疏水回收至温度相近的加热器后，因能级匹配，未增加更高一级的机组抽汽量，这
部分减少的上一级抽汽高品位热能可以用来做功发电，而不再仅仅用于加热，热能的梯级利
用显然更加合理。
下面以二期300MW机组为例进行说明，如表3所示。
表3 二期300MW
机组热网疏水优化改造前后对比
在机组电负荷、供热抽汽量、机组真空相差小的工况下，
（1）因凝结水量减少近一半，六、七、八段抽汽压力提升幅度大，说明五段抽汽量大幅
减少，这部分五段抽汽继续在汽轮机内做功，体现了热能的梯级利用原则。
同时，由于六、七、八段抽汽温度大幅升高，提高了末级叶片干度，末级及次末级叶片的冲刷减轻，提高了
机组安全性。
（2）锅炉蒸发量降低17t/h，机组汽耗率减小，机组运行效率更高；
3.2 经济效益
3.2.1 一期220MW机组
2017年一期机组实际供热120天，供热期间平均主汽流量638t/h，供热抽汽量150 t/h，机组电负荷189MW。
经核算，改造后增加发电量162.3 kWh，降低标煤耗0.75g/kWh，供热
季一期两台220MW机组总计减少标煤消耗816t。
3.2.2 二期机组
2017年期机组实际供热天数133天，机组平均热网疏水流量350t/h，经核算，改造后减
少冷源损失45.29 GJ/h，折合降低标煤耗1.713t/h。
#5低加疏水逐级自流，水再进入凝汽器，减少冷源损失7.6 GJ/h，折合降低标煤耗0.287t/h。
改造后总计降低标煤耗2t/h，供热季二期两台300MW机组总计减少标煤消耗9600t。
3.3 社会效益
因煤耗下降，燃烧所排放的NOx、硫化物等大气污染物减少，用于脱硫、脱硝的成本降低，此部分的经济及社会效益均非常可观，
4、总结
热能的梯级利用是电厂节能降耗的有效途径，本文所述供热系统正是通过改造实现了其疏水的梯级利用，也使得整个汽轮机组回热系统的热能梯级利用更加合理，取得了预期的目标，对该厂全年煤耗的下降起到重要的作用。
参考文献：
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[2]李青，公维平.火力发电厂节能和指标管理技术[M]. 北京:中国电力出版社， 2006: 902102
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