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浅析石油化工蒸汽凝结水回收存在的问题及改造【摘要】回收蒸汽凝结水是提高蒸汽使用效能最为主要的途径，对于保障石化企业安全平稳生产和实现节能降耗具有十分重要的作用。
为此，本文对凝结水回收系统存在的问题进行了剖析并提出改造建议。
【关键词】石油化工；蒸汽凝结水；回收系统；疏水器蒸汽作为一种热媒是石油化工领域的理想动力能源，普遍应用于采暖、换热工艺及系统伴热，不仅能够在冬季为厂区生产提供充足的供热及采暖，而且无论是作为伴热气还是解冻气均是解决装置冻堵问题的有效措施。
由此可见，提高蒸汽使用效能对于保障安全平稳生产，实现企业节能降耗具有十分重要的作用，而回收蒸汽经换热后产生的凝结水就是提高蒸汽使用效能最主要的途径。
一、蒸汽凝结水系统节能改造的必要性蒸汽作为天然气初加工等石油化工企业重要的加热介质，经换热后会产生大量近乎同温同压的饱和凝结水，此类凝结水具备如下两个突出特征：一是蒸汽凝结水温度相对较高且饱含可达蒸汽全部热量20%至30%的高品位热能，同时蒸汽凝结水所含热量与温度和压力呈正相关，蒸汽温度和压力越高，饱和凝结水的温度和压力也就越高，所含热量也就越多，倘若被排放掉，势必会造成大量热能资源的浪费，而这部分热能若可以充分回收利用，则能够为石油化工装置伴热和解冻提供能源，实现节能降耗。
二是蒸汽凝结水由于是释放显热与汽化潜热加热工艺物料后产生的，因而几乎不含盐与氧，若能充分回收利用，可以为锅炉补水提供优质水源。
由此可见，回收蒸汽凝结水不仅能够有效缓解石化厂区能源不足的问题，而且具有保护环境和节约生产成本的重要作用。
因此，不断改造和完善蒸汽凝结水回收系统，最大限度回收和有效利用蒸汽凝结水的热量，对于充分挖掘蒸汽凝结水回收的经济效益和社会效益都是十分必要的。
二、蒸汽凝结水回收系统存在的问题尽管回收蒸汽凝结水具有很大的节能潜力，但是目前石化企业在回收凝结水的过程中仍然存在诸多问题亟待改进，制约了蒸汽凝结水余热利用的效果，使处理和利用凝结水难以达到最优化的经济高效益。
浅析石油化工蒸汽凝结水回收存在的问题及改造摘要：在石油化工生产过程中，大量的蒸汽使用后会形成凝结水，如果不进行回收利用，将会对环境造成污染，同时也浪费了资源。
因此，石油化工企业需要对蒸汽凝结水进行回收利用。
然而，当前蒸汽凝结水回收存在一些问题。
为了解决这些问题，需要进行设备更新、技术改造以及管理优化等方面的措施。
本文将对石油化工蒸汽凝结水回收存在的问题及改造进行浅析。
关键词：石油化工；蒸汽凝结水；回收问题作为一种重要的工业生产方式，石油化工在生产过程中需要大量的水蒸气用于加热、升温、分离、脱水等操作。
这些过程中所产生的凝结水都是一种宝贵的资源，回收利用可以大幅降低企业的用水成本，并有益于环境保护和能源节约。
然而，在实践中，石油化工蒸汽凝结水回收存在着一系列问题，必须进行改造才能更好地发挥其效益。
通过优化设备结构和排布、对凝结水进行处理、升级设备等手段，可以有效地降低企业用水成本，并提高生产效率。
一、蒸汽凝结水系统节能改造的必要性石油化工行业是能源消耗和二氧化碳排放量较大的行业之一，其中蒸汽凝结水系统的能耗占总能耗的比例较高。
因此，节能改造蒸汽凝结水系统具有重要的必要性。
节能改造蒸汽凝结水系统可以实现下列几个方面的好处：1.节约能源：改造后的系统可以有效地利用能量，节约蒸汽和热能的消耗，从而降低能源消耗。
2.降低成本：减少能源消耗可以降低石油化工企业的能源成本，提升其经济效益。
3.减少环境污染：通过节能改造蒸汽凝结水系统，可以减少废气的排放，降低对环境的影响。
4.提高生产效率：改造后的系统可以提高蒸汽凝结水的回用率，增强系统的热力稳定性和控制精度，提高生产效率和柔性。
二、石油化工蒸汽凝结水回收存在的问题（一）回收系统工艺流程不合理如果存在工艺流程不合理的问题，可能会导致蒸汽凝结水的回收效率低、能耗高、设备磨损严重等问题。
以下是可能存在的回收系统工艺流程不合理的问题：1.蒸汽凝结水前置处理不足：在回收系统中，若未对蒸汽凝结水进行适当的前置处理，如除油、蜡、杂质等，容易导致后续处理设备堵塞、腐蚀等问题。
乏汽与凝结水闭式回收技术设备的设计与优化一、引言乏汽与凝结水，是在蒸汽发电过程中产生的两种重要物质。
传统的发电厂通常会将乏汽和凝结水排放到大气中，造成了浪费和环境污染。
因此，设计和优化乏汽和凝结水的闭式回收技术设备对于提高能源利用效率和保护环境非常重要。
二、闭式回收技术原理闭式回收技术是指将乏汽和凝结水重新利用于发电过程中的一种技术。
其基本原理是通过回收和净化处理，将乏汽和凝结水再次加热生成蒸汽，并用于驱动发电机组。
三、设计与优化乏汽与凝结水闭式回收技术设备的关键因素1. 蓄能容器的设计：蓄能容器是储存乏汽的设备，其设计应考虑容器的大小、材料选择和加热效率等因素。
合理的蓄能容器设计可以提高乏汽的利用率和回收效果。
2. 凝结水处理系统：乏汽中含有大量水蒸气，凝结后形成凝结水。
凝结水处理系统包括凝结水收集、净化和再循环利用等部分。
优化设计凝结水处理系统可以提高水的回收率，并减少对环境的污染。
3. 运行参数的优化：运行参数的优化包括乏汽和凝结水的流量、温度、压力等参数的调节。
合理的运行参数可以提高能源转化效率和设备的工作稳定性。
4. 抗腐蚀材料的选择：由于乏汽和凝结水中可能含有酸性物质或氧化性物质，设备材料应具有较好的抗腐蚀性能。
合理选择抗腐蚀材料可以延长设备的使用寿命，并减少维护成本。
四、设备的设计与优化措施1. 设备结构设计：合理的设备结构设计可以使乏汽与凝结水更好地流动，减少能量损失。
应注意设备的布局和管道的设计，以确保流程畅通。
2. 热交换器的优化：热交换器是乏汽与凝结水进行能量交换的核心设备。
其设计应考虑流体间的换热效率和传热面积等因素。
通过改进热交换器的结构和材料，可以提高能量转化效率和设备的工作稳定性。
3. 循环泵的选择与设计：循环泵是闭式回收系统中的关键设备，其选择应考虑流量、扬程和能耗等因素。
合理选择循环泵的参数可以提高回收系统的工作效率。
4. 控制系统的优化：控制系统对于回收系统的稳定运行至关重要。
蒸汽冷凝水回收利用难点及处理措施一、锅炉蒸汽冷凝水回收的意义冷凝水的品质远高于软化水，接近纯水，是优质的热源给水。
加以利用会明显减少锅炉燃料消耗，减少软化水量，降低蒸汽生产成本，并且由于锅炉的水质改善，还会减少锅炉的排污热损失，提高锅炉的效率，是锅炉供热过程中节能节水的有效措施。
一般蒸汽冷凝水回收时平均温度为60-80℃，锅炉补给水平均温度一般为10-30℃，利用蒸汽冷凝水代替锅炉软水作为锅炉补给水，无疑提高了锅炉补给水温度。
400C-700C 的蒸汽冷凝水中含有40-70 大卡/ 公斤的热量，回收利用就是节约能源，采用蒸汽冷凝水保护剂后，蒸汽冷凝水回收率可以在80% 以上，并且回收水质符合GB1576《工业锅炉水质》要求。
如果保证换热器内蒸汽管道和冷凝水回收管道不泄露，几乎可以使锅炉水汽系统成闭式循环，锅炉排位率为零。
二、XX分厂锅炉使用现状XX分厂现有燃气燃油两用蒸汽锅炉两台，蒸汽主要用于卷烟生产和空调使用，锅炉产1 吨蒸汽水耗约在1.5吨，高于其他锅炉1.1-1.3T的标准，目前我厂凡是通过换热器而产生的蒸汽冷凝水基本上作为锅炉补给水回收使用。
但是还有很多蒸汽冷凝水因被污染未能回收使用，从目前的现状来看，冷凝水回收尚有潜力可挖。
如果能充分地利用回收的凝结水，必将获得巨大的效益。
对处于X地区的一个现代化企业，从某种意义上来说，节约用水、节约能源和保护环境的社会效益甚至可能要超过直接得到的经济效益。
三、锅炉蒸汽冷凝水回收利用存在的难点及处理措施冷凝水回收有如此大的效益，但回收蒸汽冷凝水存在的难点有二点，一是冷凝水汇集点压力不一致，如果压力不一致，因压差使得冷凝水的回收系统运行不畅，带来前端设备疏水和热交换不充分。
二是冷凝水的水质，如果是凝结水中铁离子含量较高，不但易造成锅炉结生铁垢，而且会增加锅炉的腐蚀，影响锅炉的安全运行。
对于汇集点压力不一致的问题可以采用压力等级相当分类收集回收利用。
按照蒸汽冷凝水回收压力大小分类集中汇集回收，防止因为压力不一致导致回收不完全的现象。
化工料罐区尾气回收处理技术应用建议发布时间：2021-11-12T03:45:14.303Z 来源：《中国科技人才》2021年第23期作者：魏金[导读] 我国经济已经进入高质量发展阶段，低碳绿色可持续的经济发展模式取代了传统的粗放式经济发展模式，化工行业作为我国经济社会的重要组成部分，应该坚持贯彻国家保护环境的政策。
而化工行业在这些年的发展中，一直存在着污染排放超标，对周围环境污染较大等问题，其在给社会带来正向经济效益的同时也给社会带来了负向的环境效益。
浙江天路工程设计有限公司浙江省宁波市 315000摘要：我国经济已经进入高质量发展阶段，低碳绿色可持续的经济发展模式取代了传统的粗放式经济发展模式，化工行业作为我国经济社会的重要组成部分，应该坚持贯彻国家保护环境的政策。
而化工行业在这些年的发展中，一直存在着污染排放超标，对周围环境污染较大等问题，其在给社会带来正向经济效益的同时也给社会带来了负向的环境效益。
化工料罐区的尾气回收处理环节作为化工厂向外界环境中排放气体的直接来源，其在该环节能否通过高效的尾气回收处理技术将化工厂生产环节所产生的各种废气净化为对大气环境相对友好的无害气体较为关键。
所以本文以化工料罐区的尾气回收处理技术为研究对象，首先阐述了现有尾气回收处理技术的发展情况和具体流程，然后分析当前化工厂尾气回收技术应用中存在的一些问题，最后探讨如何创新性地利用新的尾气回收技术建立起系统高效的尾气回收处理系统，以降低化工厂的碳排放和氮排放等有害气体的排放。
关键词：化工生产；料罐区；尾气处理技术；应用措施一、尾气回收处理技术发展情况20世纪60年代欧美等国家经济发展进入快速发展期，化工行业也取得较快发展，但同时也带来了大气污染问题，为了解决这个问题，相关研究学者不断研究尾气回收处理技术，并在20世纪70年代推广应用到化工生产环节中来，政府方面也积极制定并推进尾气排放标准，技术与政策的双重加持推动了多种尾气处理技术的出现。
卷烟厂冷凝水回收系统优化改造摘要：蒸汽作为烟草加工企业中应用最广泛的热源，用来完成生产中所需的各种加热过程，其放出汽化潜热后变成近于同压的高温饱和冷凝水，热量约占蒸汽总热能的25%左右，且品质极佳，相当于较纯净的蒸馏水，无需再经过软化、脱盐等水处理过程，最适合做锅炉给水。
本文在介绍毕节卷烟厂冷凝水回收系统现状及存在的问题的基础上，综合考虑全厂蒸汽系统，采用冷凝水系统背压控制技术，优化蒸汽系统，实现合理高效地回收利用冷凝水，达到高效利用蒸汽管网及节约能源的目的，具有良好的社会效益及经济效益。
关键词：冷凝水；优化；回收；背压控制技术一、冷凝水回收系统现状及存在的问题1.现状联合工房的蒸汽冷凝水回收管道主要分为：制丝工艺设备排出的冷凝水，汇集总管DN125、226设备独立管道DN65；空调设备排出的冷凝水，汇集总管DN125；制冷机组排出的冷凝水，汇集总管DN125。
联合工房的四路冷凝水回收管道分别回到负一楼冷凝水回收站，通过2台密闭式冷凝水回收设备将冷凝水送回锅炉房，其工艺流程如下：其中，制丝工艺设备的冷凝水疏水点共计12个，其中有7个疏水点的冷凝水管道部分地埋。
制丝工艺设备中：代号226的“薄板烘丝机”是制丝工艺的重要工艺环节，蒸汽用量较大，冷凝水排量大，所以布置了Ф73×3.5的独立冷凝水管道。
其余11个疏水点的冷凝水通过汇集，由Ф133×4.5的管道引回冷凝水回收站。
2.在的问题冷凝水管网背压过高，对制丝生产造成影响，低压蒸汽及冷凝水对外直排:冷凝水管网中低压蒸汽的来源：高温饱和冷凝水降压时闪蒸形成的二次蒸汽、疏水阀泄漏或人为打开疏水阀旁通造成的串蒸汽进入冷凝水管网。
生产过程中随着工艺设备蒸汽负荷的变化，冷凝水管网的压力（以下简称“背压”）会上下波动。
当冷凝水管网背压升高到一定压力时，对部分工艺设备的正常疏水造成影响，严重时影响设备的运行参数，造成产品不合格。
目前，工厂制丝工艺排出的冷凝水分两路管道（DN125、DN65）回到冷凝水回收站，进入一台密闭冷凝水回收设备内中。
供热机组热网首站疏水回收分析与改造供热机组热网首站疏水回收分析与改造摘要：介绍了新疆地区某电厂2×125MW抽汽供热机组厂区热网首站疏水回收的改造。
解决了热网首站换热器泄漏、调节控制难、检修维护量大，方案实施后节电、节能效果明显，调节效果好和简单，具有一定的借鉴价值。
关键词：厂区热网首站；疏水回收；改造一．改造前存在问题及分析新疆地区某电厂2×125MW机组，承担着开发区的工业热负荷和居民采暖供热，采暖面积近400万平方米。
为了确保采暖供热万无一失，防止机组加热器故障和低负荷保证热网供水温度正常，在厂区设置了热网首站，布置两台卧式汽水管式换热器。
技术参数：设计压力1.5MP a，温度300。
C，介质蒸汽，最高工作压力0.78-1.27 MP a，管程1.75 MP a，管程温度150。
C，换热器面积560M2，水流量1500t/h,热网水温入口80。
C，出口130。
C。
配置两台疏水泵，出力300m3/h,功率140KW，扬程100m。
整个热网一次供水管线，在厂区设置三台热循泵，两运一备，每台循环出力1500t/h，供水压力0.6-0.8 MP a。
两台机组各有两台主加和尖加换热器，加上厂区热网首站两台换热器总计6台换热器。
热网首站换热器汽源取自#1、2机三抽工业抽汽Φ820和Φ720管线，供汽压力0.78-1.27MP a。
由于这两年住宅小区急剧增加，采暖热负荷大幅度增加；以及本地区冬季电负荷相对变少，峰谷差变大等因素；热网首站投运量大，成为调节热网供水温度的主力换热器。
改造前运行方式：换热器进汽电动门节流调节，控制热网供水温度，疏水泵运行，用疏水至高除回收水门控制疏水泵正常运行，防止疏水泵运行不稳定或汽化。
自投运后暴露以下问题：1、因为调节频繁，换热器采用进汽调节，汽水容积变化大，进汽流速快，热冲击剧烈，钢管泄漏率高。
泄漏后水质不合格，无法回收，大量外排至冷却塔，造成工质损耗大、热量损失大；检修工作量大，投入人力多进行堵漏，管子堵漏多，降低换热器效率，达不到设计热交换能力；2、疏水回收至高除，造成高除和疏水管道振动大，管道法兰经常泄漏，更换垫子频繁；3、疏水泵配置了两台140KW电机，扬程为100M，一运一备。
自备热电厂分散乏汽热能全效回收综合利用【摘要】在电场生产过程中乏汽热量的全效回收利用，实际上是减少了蒸汽消耗量进而减少产汽过程中原煤用量，减少碳排放一级SO2 和 NOx D等污染物的排放量；乏汽凝结水回收利用，减少了水处理量和生水耗量，并在一定程度上从而减少水处理的废水排放量，对电厂经济运行具有较大意义，而且具有较好的推广价值。
【关键词】乏汽凝结水热能回收利用节能减排0前言节能减排是国家经济持续高速发展的一项长远战略方针，节省蒸汽和水是对煤、油、气、电的综合节约，并对企业的水平衡、热（汽）平衡有着重要的集约优化作用。
加强用能管理，采取技术上可行、经济上合理以及环境和社会可以承受的技术改造措施，减少从能源生产到消费各个环节中的损失和浪费，更加有效、合理地利用能源，对企业长远发展具有重要意义。
某电厂设有一、二期锅炉共4台背压式机组，定排扩容器2台，疏水扩容器2台，除氧器3台。
其中2台定排扩容器凝液及2台疏水扩容器产生的乏汽通过管线引到主厂房顶部排空，3台除氧器工作过程中所产生的乏蒸汽通过除氧器顶部的排空管排向大气。
由于乏汽直接排至大气，乏汽中含有很多低品位的热能得不到有效地利用，造成能源及水资源的极大浪费。
表1：乏汽排放情况1.回收原理生产中锅炉除氧器外排乏汽和0.6MPa凝结水及锅炉定排凝结水进入扩容回收装置内，高温凝结水汽水分离，闪蒸率为12.34%；33.7%，低压二次蒸汽经管线进入乏汽冷凝装置快速高效吸收乏汽。
经乏汽冷凝装置使乏汽迅速将自身的热量传给除盐水，乏汽的体积在瞬间缩小几百倍凝结为液滴，使换热器室内出现微真空，这种状况更有利于乏汽的产生和排放，维护了生产工艺的安全，因此不会对生产工艺产生“憋压”的危险，此工艺流程安全可靠。
图1：系统原理图2.系统布置根据电厂实际情况及乏汽品质特性，考虑系统运行方式的变化及系统经济性，共设置两套乏汽冷凝装置，一套布置在锅炉厂房0米一、二期中间位置，用以回收定排扩容器和疏水箱的排气，另一套布置在汽机厂房14米1#、2#除氧器中间位置，用以回收除氧器的排气。
全厂乏汽疏水回收改造的建议
摘要：文中提出了采用喷射式热泵回收除氧器排汽、利用汽水分离器回收锅炉
吹灰疏水，回收利用乏汽疏水的热值和工质，可有效降低机组补水率，还可以改
善厂容厂貌、消除噪音、减少视觉污染和热污染等优点，促进去工业化治理。经
分析计算每年节省约1.1万吨标煤和11.7万吨除盐水，合计约800万元，预计改
造投资共计约450万元，半年左右即可收回投资。
关键词：喷射式热泵 乏汽疏水回收 消除冒汽 厂容厂貌
0.引言
就地多次巡检发现，我厂锅炉吹灰时段内就地定排扩容器冒汽量较大，除氧
器排汽也是直排大气，热能和工质的排放浪费殊为可惜，为践行公司“一固两创”
精神，降本增效，建议进行除氧器排汽和吹灰疏水回收的节能改造，从而回收乏
汽疏水的余热和品质较高的工质，可有效降低机组补水率，并有效改善厂容厂貌、
消除噪音、减少视觉污染和热污染等优点，创建节能环保可持续发展的企业。
1.除氧器排汽回收
1.1除氧器概况
我厂共6台330MW级别的机组，汽轮机为阿尔斯通改造的N330-
17.0/540/540亚临界、中间再热、双缸双排汽、凝汽式汽轮机（以4号机为例）；
除氧器为卧式喷雾填料式、压力式热力除氧器，其参数如下（以5、6号机为
例）：
表1：5-6号除氧器参数
1.2除氧器排汽回收装置简介
以往传统的除氧器排汽回收装置主要有表面式换热器和混合式换热器（喷淋式）两种，
近年则以技术较为成熟且发展迅速的喷射式热泵技术为主，国外发达国家如美国、日本、欧
洲等的除氧器乏汽回收都以喷射式热泵技术为主，近年国内部分电厂在节能降耗的压力下也
开始迅速应用。以目前在大中型电厂中应用较多的KLAR型乏汽回收装置为例，与以往的传
统乏汽回收装置相比具有以下明显的优点：
（1）热能和冷却水完全回收，宽负荷稳定运行；
（2）回收效率高，可达95%-99%以上；
（3）体积小，结构紧凑，安装不受场地限制，可分体式或一体式安装；
（4）使用寿命长，易维护，运行维护费用低，投资回报期短；
（5）可无压运行，并保证除氧器以及回收乏汽热水的含氧量合格。
KLAR乏汽回收装置以凝结水为动力水源，经抽吸动力头的作用，将乏汽完全冷凝成水，
并变成气-水混合物，低温凝结水可被加热到150℃左右，热水进入气液分离器，被分离的氧
气及不凝结气体经排气装置自动排出，热水经输送泵送至除氧器，排汽的热能与冷凝水被完
全回收利用。
1.3节能分析计算
根据主要生产厂家的通用数据，参考十里泉电厂同型号机组和同型号除氧器的数据（详
见参考文献02），卧式喷雾填料式除氧器的排汽量为给水处理量的千分之三，参考以上表1
除氧器参数可知，除氧器额定出力950t/h，其排汽量（汽气混合物）为：950×0.3%=2.85t/h，
取其中60%为蒸汽，则蒸汽排放量为1.71t/h。
（1）以每年运行300天，则每年可回收的蒸汽量（冷凝水）为：
1.71 t/h ×24 h×300 天=12312 吨（除盐水）
（2）除氧器正常运行参数取为压力0.48MPa，饱和温度为150℃，饱和蒸汽焓值为2746
KJ/KG，每年可回收的热量为：
Q=2746 KJ/KG ×12312 T×1000 KG=3.38×1010 KJ
燃煤标准发热量为29308 KJ/KG，则每年回收热量折合标煤为：
3.34×1010 KJ÷29308 KJ/KG÷1000 KG =1153 吨（标煤）
（3）输送泵功率为35KW，一年运行耗电量为35KW×24H×300天=25万kW.h；以0.5元
/kW.h计算，再加上维护费用约1万元，共计：25万kW.h×0.5元/kW.h+1万=13.5万元
全厂6台机组运行维护费用共计13.5万元×6台=81万元
综上所述，改造后全厂6台机组每年节省标煤共计为1153×6=6918吨；共计节省除盐水
为12312×6=73872吨。
2.吹灰疏水回收
2.1锅炉吹灰概况
我厂6台330MW级别的国产燃煤机组，每台锅炉布置有锅炉短吹灰器和长吹灰器，空
预器吹灰器，脱硝蒸汽吹灰器。其中锅炉短和长吹灰器每天吹灰一次约2小时；空预器每天
6次约9～12小时；1.2.5.6号锅炉脱硝蒸汽吹灰每天3次约3小时；3.4号机脱硝蒸汽吹灰每
周一次忽略不计。
从吹灰前疏水开始，一直到吹灰结束这段期间，就地观察定排扩容器附近冒汽量明显增
大，而锅炉本体、空预器、脱硝蒸汽吹灰时间合计较长（1.2.5.6号炉：2+9+3=14小时；3.4
号炉：2+12=14小时），吹灰蒸汽品质较高，因我厂吹灰疏水设计只有一路接至定排扩容器
直接排放，疏水漏汽没有回收，造成热量和工质的双重浪费，使机组补水率增加，经济性下
降，故可以实施改造为热量和工质完全回收。
表2：蒸汽吹灰器情况统计
图2：吹灰疏水回收改造示意图
2.2吹灰疏水回收方案
（1）经汽水分离器回收至凝汽器，缺点是容易发生漏真空问题，且不能回收余热，已较
少应用。
（2）回收至低加，增加系统复杂性，可靠性降低，投资和运行维护费用较高，已较少应
用。
（3）吹灰疏水经汽水分离器（或连排扩容器）后回收至除氧器，可完全回收吹灰疏水漏
汽的热量和工质，而且具有投资小、结构简单、运行可靠等优点，是目前应用较多的技术方
案。
综上所述，建议采用（3）经汽水分离器（或连排扩容器）后回收至除氧器方案，详见图
2，红色为改造需要新增加的设备。
2.3节能分析计算
吹灰疏水漏汽量两种估算方法：
A：据现场观察吹灰疏水漏汽在定排扩容器的冒汽量情况比除氧器排汽量略大（见后附照
片），参考除氧器排汽量1.71t/h计算：1.71t/h×14h=24t/d
B：参考同类型300MW亚临界机组的1025t/h锅炉，其吹灰疏水热试试验测量结果为
24t/d，详见参考文献03。
综上所述，每天的吹灰疏水漏汽量估算约为24t/d。
（1）以每年运行300天，则每年回收的蒸汽量（冷凝水）为：
24t/d×300天=7200吨（除盐水）
（2）由以上表2可知，正常吹灰时蒸汽参数为1.2-1.5MPa，300℃以上，吹灰疏水漏汽
参数取为1 MPa、180℃，其过热蒸汽焓值为2777 KJ/KG，则每年可回收的热量为：
Q=2777 KJ/KG×7200t×1000 KG=2×1010 KJ
燃煤标准发热量为29308 KJ/KG，则每年可回收热量折合标煤为：
2×1010 KJ÷29308 KJ/KG÷1000 KG =682 吨（标煤）
（3）一年的运行维护费用约为6万元（每台机约1万元）
综上所述，改造后全厂6台机组每年节省标煤共计为682×6=4092吨；共计节省除盐水为
7200×6=43200吨。
3.结束语
3.1综上两项改造合计节省标煤为6918吨+4092吨=1.1万吨；节省除盐水为73872吨
+43200吨=11.7万吨；以标煤700元/吨和除盐水10元/吨计算：1.1万吨标煤×700元/吨
+11.7万吨除盐水×10元/吨=887万元。
全厂一年运行维护费用约81+6=87万元。
改造后全厂6台机组每年总计节省1.1万吨标煤和11.7万吨除盐水，扣除运行维护费用
后净节省约800万元。
3.2经咨询武汉科林环保技术有限公司，一套300MW机组的KLAR乏汽回收装置均价为
55万元；而吹灰疏水回收只需要增加部分管道、阀门和汽水分离器，投资较小，根据其他电
厂改造情况估算为20万元；故总计为（55万+20万）×6=450万元。
全厂6台机组改造总计投资约450万元，半年左右即可收回投资。
3.3可以申请国家节能补贴为240元/吨×1.1万吨=264万元；申请深圳节水补贴最高50
万元。
3.4通过改造还大大促进了我厂去工业化进程，消除了除氧器和连排等附近冒白汽现象，
降低了噪音污染，对厂容厂貌有较大改观，可提升我厂内质外形、节能环保等社会形象。
参考文献：
[1]《妈湾电厂锅炉汽机运行规程》
[2]《电站除氧器余汽回收技术方案及效益》 崔修强（华电十里泉发电厂）
[3]《300MW燃煤机组锅炉综合升级节能改造实践》 顾孟祥 范朝光 谢辉 张剑茹 张希光
（太仓港协鑫发电有限公司）
