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中图分类号： TE08 文献标识码： A
1 概况
我公司位于甘肃省白银市靖远县境内吴家川朱家台,东南距靖远县城26公里,西南距白银市45公里。公司始建于1969年，经过45年的生产实践和不断创新，生产工艺不断得到完善，生产规模逐年扩大，生产效益明显提高，并拥有独立的外贸经营权。公司下设稀土生产、科研开发设计、氯碱化工及各种辅助生产单位10个，拥有先进的生产冶炼工艺、一流的分析检测设备及较强的科研开发能力。年产氯化稀土2.8万吨，拥有完善的稀土元素分组、分离生产线，混合、单一稀土金属生产线及稀土贮氢粉、抛光粉、高纯氧化铕、铈钕生产线及氯碱生产线，可生产各种单一及混合稀土氧化物、各种稀土盐类、抛光粉、打火石、稀土贮氢合金粉、钕铁硼磁性材料、稀土金属、氯碱产品等90个品种200多个规格的产品。
稀土分离工艺对环境温度要求较高，公司地处北方，一年10月初到来年4月下旬期间，生产工艺要求对厂房采暖，在稀土的分离处理过程中，也需蒸汽加热物料，正常生产对蒸汽需用量大，依耐性强，锅炉正常运行是生产正常的前提和保障。公司各类能源现消耗量大，2013年能源总消耗5.91万多吨标准煤,其中，生产用能5.86万吨标准煤，万元产值综合能耗0.39吨标准煤，属于国家和省上的重点用能单位,年用饱和蒸汽约33万吨。
2. 改造前情况
2.1.改造前锅炉运行情况
改前公司有工业蒸汽锅炉7台， 3台SHL20-13—AⅡ型双锅筒横置式链条锅炉， 4台SHL10-13—AⅡ型双锅筒横置式链条锅炉，总量为100t/h的锅炉。7台锅炉均为上世纪七十年代投入运行，运行期间虽对锅炉陆续进行了不少的小改小革，燃烧状况和出力均有了不同程度的提高，但总的效率还是达不到国家要求的标准。通过计量实测，SHL20-13—AⅡ型锅炉实际最大出力为18 t/h；SHL10-13—AⅡ型锅炉实际最大出力为6.5t/h。
2.2.改造前锅炉及配套设施存在的问题有：
a、锅炉燃烧效率低，受热面布置不合理，排烟温度高，出力低，远不到设计的额定蒸发量，锅炉热效率不足70%，达不到国家确定的工业锅炉75%以上的热效率要求。
b、均以到报废年限，但由于公司资金问题，还在继续使用；设备老化，设备维修费用逐年升高，万元产值维修费用达10%以上，超过国家规定7%。
c、炉渣含碳量高，有时甚至达到30%，出渣量大，产汽能力低，单位能耗量高。
d、为促使良好燃烧，迫使司炉人员在运行中频繁使用火勾拨煤，拨煤过程使漏煤增多，造成炉排掉落现象时有发生，锅炉运行形成恶性循环，司炉工劳动强度增大。
e、脱硫除尘、废渣、废水等环保措施不够完善，SO2、NOX、烟尘排放浓度不能完全达到排放指标。冲渣、除尘系统耗水量大，原锅炉的水力除渣、灰系统，需要大量的水，每年需用循环水总量为65.7万吨，补充新鲜水1.3万吨
2.3. 改造前锅炉运行负荷
北方地区锅炉运行分冬夏季，我公司地处北方，夏季只保证生产，运行台数较少，负荷低，锅炉有开有备，锅炉故障不对正常生产造成影响；冬季锅炉需满足生产生活两方面需要（我公司生活区已实现集中供热，由厂区锅炉房与厂区采暖统一供暖），冬季用汽量是夏季的三倍，冬季供暖高峰期，7台锅炉全部需高负荷胜至超负荷运行，有任何1台锅炉出现故障，就不能保证正常生产、生活。改造前锅炉房每年需投入大量的人力物力，在夏季对锅炉逐台进行大修，以确保冬季的运行。但锅爐的出力有限，高煤耗下的高负荷只能勉强维持生产生活所需，锅炉出力实际成了制约公司发展的瓶颈。
3. 改造后情况
3.1. 改造内容
为了公司更好更快的发展，2011年公司决定投入大量资金对锅炉进行彻底更新改造，新建2台DHX35-3.82/450-AⅡ型循环双流化床锅炉，包括锅炉上煤、点火油、脱硫除尘、废水废渣处理、配套80t/h脱盐水处理及80t/h锅炉给水除氧系统；2组CB3－3.43/1.57/0.69型汽轮机、2组QF-3-2型发电机发及配套的配电线路系统。循环流化床锅炉具有燃料适应性广、燃烧效率高、锅炉热效率高，可在床内直接脱硫、实现低NOx排放、燃料制备系统简单、负荷调节性大，易于实现灰渣综合利用等优点。改造所选用的循环流化床锅炉热效率为86.1%。
报废拆除4台SHL10-13—AⅡ型双锅筒横置式链条锅炉，对3台SHL20-13—AⅡ型双锅筒横置式链条锅炉全面进行了大修，做为新建锅炉的备用炉。
2012年年底，2台循环流化床锅炉及配套设施全面建成投产，2013年在公司最大新增用汽20t/h的情况下，锅炉稳定运行，保证了生产生活所需汽量。
3.2. 改造后锅炉运行情况
两台35t流化床锅炉产汽量以实际需用量为限，锅炉产出的过热饱和蒸汽经2组CB3－3.43/1.57/0.69型汽轮机、2组QF-3-2型发电机发电后，产出的0.69Mpa乏汽正好满足生产生活用热要求。
根据公司现有蒸汽用量及运行工况，冬季运行2台循环流化床锅炉；产3.82MPa的过热蒸汽70t/h，经发电后变为0.69Mpa饱和蒸汽70t/h，，一台20 t/h 的链条锅炉产0.69 MPa的饱和蒸汽10~18t/h，用于调节负荷变化。2台汽轮机纯背压运行，过热蒸汽全部发电。并考虑备用2台20 t/h 的链条锅炉，当其中1台双循环流化床锅炉出现故障时，同样可以满足生产。夏季根据生产量需要，以耗汽量定产汽量，运行1台或2台循环流化床锅炉。
2013年两台流化床锅炉实际产汽289526t,发电1845万Kwh，在冬季流化床锅炉不能保证用汽情况下，20t链条锅炉产汽38100t。
所发电量，也不上国家电网，用于公司用电。在满足生产生活用汽的同时，降低了外购需用电量；35t流化床锅炉较20t、10t锅炉能耗低，降低了吨蒸汽单耗；从能源总消耗量计算，降低了煤耗量，有效利用了发电后乏汽，余热全部利用，不产生热浪费情况。节能效果是很显著的。
锅炉设计参数与实际运行参数对比（见表1）
表1锅炉设计参数与实际运行参数对比
项目 锅炉设计参数 实际运行参数
额定蒸发量 35t/h 21-35t/h
额定蒸汽压力 3.82Mpa 3.82
额定蒸汽温度 450℃ 满负荷420-450℃60%负荷410-420℃
给水温度 102-104℃ 102-104℃
排烟温度 小于≤155℃ 满负荷120-130℃、60%负荷110-120℃
吨蒸汽消耗量 设计低位热值：Qnet.ar=5465Kcal/Kg时，
单耗146.5kg/t 使用煤种：Qnet.ar=5000～5500Kcal/Kg
单耗：149g/t
锅炉设计效率 ～86% 热工测试未做
煤种变化范围 Qnet.ar=5000～6000Kcal/Kg Qnet.ar=5000～6000Kcal/Kg
灰变形温度 ≥1100℃ ≥1100℃
灰软化温度 ≥1250℃ ≥1250℃
以上数据对比表明，各项指标已基本达到设计要求。但煤的单耗仍未达到设计要求，需要不断改进操作方法，摸索出更为合理的燃煤加渣量，以降低单耗。
4. 改造前后能效对比
4.1. 改造前后吨蒸汽能耗
（1）改造前吨蒸汽的综合能耗指标（见表2）
表2改造前吨蒸汽综合能耗
序号 能耗项目 耗能单位 消耗定额 能量折算值 折算能耗(MJ)
1 煤 t 0.223 22004 MJ/ t 4906.90
2 除氧水 t 1.05 385.19 MJ/ t 404.45
3 新鲜水 t 0.055 7.12 MJ/ t 0.392
4 电 Kw·h 15.76 11.84MJ/kW·h 186.598
5 合计 5498.34
（2）改造后吨蒸汽的设计综合能耗指标（见表3）
表3改造后吨蒸汽设计综合能耗
序号 能耗项目 耗能单位 消耗定额 能量折算值 折算能耗(MJ)
1 煤 t 0.1465 22004 MJ/ t 3223.586
2 除氧水 t 1.05 385.19 MJ/ t 404.45
3 新鲜水 t 0.030 7.12 MJ/ t 0.214
4 电 kw·h 23.07 11.84MJ/kw·h 273.149
5 合计 3901.399
4）改造后每千瓦时电的综合能耗指标（见表3）
表4 每千瓦时电的综合能耗
序号 能耗项目 耗能单位 消耗定额 能量折算值 折算能耗(MJ)
1 汽轮机油 g 3 43124MJ/ t 129.372
2 电 Kwh 0.0058 11.84MJ/ Kwh 0.069
3 合计 129.441
4.2. 节能量计算
第一、蒸汽综合能耗降低节能：本项目改造前吨蒸汽综合能耗为5.498GJ，改造后吨蒸汽综合能耗为3.901， 2013年流化床锅炉产汽289526吨，可节能：
节能量=总产汽量×（改造前能耗-改造后能耗）
=289526×（5.498-3.901）=462355.940(GJ)
以标煤计算，年可节标煤：
年节标煤=节能量/标煤热值=462355.940÷29.4=15726吨标煤
第二、与原有锅炉供应相同参数的蒸汽多发电节能：每千瓦时电的综合能耗129.441MJ，2013年汽轮机年发电量为1845万千瓦时,电能标煤耗以国家规定值3.66te/Kwh计年,年发电节能量为：
发电节能量=发电量×（电标煤耗-发电能耗）
=1845×（3.66-129.441÷29.4）=1370 （吨标煤）
二项合计节能17096吨标煤。
4.3. 节能分析
（1）、循环流化床采用二次风技术，加强炉内气流的扰动和混合，使炉内的氧气和可燃气体均匀混合，使化学不完全燃烧降低，提高了燃烧效率。二次风在炉内可形成烟气旋涡，一方面延长了悬浮细煤粒在炉膛中的行程，增加了悬浮细粒在炉内的停留时间，使其有较充分的时间燃烧，使不完全燃烧损失降低；另一方面由于气流旋涡的分离作用，使煤粒和灰粒甩回炉内，减少了飞灰逸出量，使机械不完全燃烧损失降低。二次风使炉内高温烟气充满度得到改善，缩小以至消除死滞区，提高了炉内受热面的利用率。
（2）、在尾部竖井烟道中设有二级省煤器，错列布置。下级省煤器后并列布置两级空气预热器。空气预热器有利于提高炉内温度，强化燃烧，减少不完全燃烧损失，同时也使烟气余热得到充分利用，减少了排烟热损失。
（3）、汽轮发电机组全背压运行，以消耗汽量定产汽量，乏汽全部被利用，发电所用过热蒸汽成本全部由蒸汽承担，发电成为富余产品，降低了能耗。
5. 结论
总之，在工业生产中，热电联产改造以耗汽量定产汽量是个节能減排、降低企业成本的好项目，其中锅炉运行是重中之重。为确保锅炉机组安全平稳经济运行，需更进一步加强精细化管理和精细化操作，力求锅炉能耗达到设计标准。并在以后运行中不断进行工艺改进及技术创新，降低消耗，以达到节能减排、效益最大化的目标。
参考资料：
《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》(GB/T12145-1999)
《锅炉房设计规范》(GB50041-92)
1 概况
我公司位于甘肃省白银市靖远县境内吴家川朱家台,东南距靖远县城26公里,西南距白银市45公里。公司始建于1969年，经过45年的生产实践和不断创新，生产工艺不断得到完善，生产规模逐年扩大，生产效益明显提高，并拥有独立的外贸经营权。公司下设稀土生产、科研开发设计、氯碱化工及各种辅助生产单位10个，拥有先进的生产冶炼工艺、一流的分析检测设备及较强的科研开发能力。年产氯化稀土2.8万吨，拥有完善的稀土元素分组、分离生产线，混合、单一稀土金属生产线及稀土贮氢粉、抛光粉、高纯氧化铕、铈钕生产线及氯碱生产线，可生产各种单一及混合稀土氧化物、各种稀土盐类、抛光粉、打火石、稀土贮氢合金粉、钕铁硼磁性材料、稀土金属、氯碱产品等90个品种200多个规格的产品。
稀土分离工艺对环境温度要求较高，公司地处北方，一年10月初到来年4月下旬期间，生产工艺要求对厂房采暖，在稀土的分离处理过程中，也需蒸汽加热物料，正常生产对蒸汽需用量大，依耐性强，锅炉正常运行是生产正常的前提和保障。公司各类能源现消耗量大，2013年能源总消耗5.91万多吨标准煤,其中，生产用能5.86万吨标准煤，万元产值综合能耗0.39吨标准煤，属于国家和省上的重点用能单位,年用饱和蒸汽约33万吨。
2. 改造前情况
2.1.改造前锅炉运行情况
改前公司有工业蒸汽锅炉7台， 3台SHL20-13—AⅡ型双锅筒横置式链条锅炉， 4台SHL10-13—AⅡ型双锅筒横置式链条锅炉，总量为100t/h的锅炉。7台锅炉均为上世纪七十年代投入运行，运行期间虽对锅炉陆续进行了不少的小改小革，燃烧状况和出力均有了不同程度的提高，但总的效率还是达不到国家要求的标准。通过计量实测，SHL20-13—AⅡ型锅炉实际最大出力为18 t/h；SHL10-13—AⅡ型锅炉实际最大出力为6.5t/h。
2.2.改造前锅炉及配套设施存在的问题有：
a、锅炉燃烧效率低，受热面布置不合理，排烟温度高，出力低，远不到设计的额定蒸发量，锅炉热效率不足70%，达不到国家确定的工业锅炉75%以上的热效率要求。
b、均以到报废年限，但由于公司资金问题，还在继续使用；设备老化，设备维修费用逐年升高，万元产值维修费用达10%以上，超过国家规定7%。
c、炉渣含碳量高，有时甚至达到30%，出渣量大，产汽能力低，单位能耗量高。
d、为促使良好燃烧，迫使司炉人员在运行中频繁使用火勾拨煤，拨煤过程使漏煤增多，造成炉排掉落现象时有发生，锅炉运行形成恶性循环，司炉工劳动强度增大。
e、脱硫除尘、废渣、废水等环保措施不够完善，SO2、NOX、烟尘排放浓度不能完全达到排放指标。冲渣、除尘系统耗水量大，原锅炉的水力除渣、灰系统，需要大量的水，每年需用循环水总量为65.7万吨，补充新鲜水1.3万吨
2.3. 改造前锅炉运行负荷
北方地区锅炉运行分冬夏季，我公司地处北方，夏季只保证生产，运行台数较少，负荷低，锅炉有开有备，锅炉故障不对正常生产造成影响；冬季锅炉需满足生产生活两方面需要（我公司生活区已实现集中供热，由厂区锅炉房与厂区采暖统一供暖），冬季用汽量是夏季的三倍，冬季供暖高峰期，7台锅炉全部需高负荷胜至超负荷运行，有任何1台锅炉出现故障，就不能保证正常生产、生活。改造前锅炉房每年需投入大量的人力物力，在夏季对锅炉逐台进行大修，以确保冬季的运行。但锅爐的出力有限，高煤耗下的高负荷只能勉强维持生产生活所需，锅炉出力实际成了制约公司发展的瓶颈。
3. 改造后情况
3.1. 改造内容
为了公司更好更快的发展，2011年公司决定投入大量资金对锅炉进行彻底更新改造，新建2台DHX35-3.82/450-AⅡ型循环双流化床锅炉，包括锅炉上煤、点火油、脱硫除尘、废水废渣处理、配套80t/h脱盐水处理及80t/h锅炉给水除氧系统；2组CB3－3.43/1.57/0.69型汽轮机、2组QF-3-2型发电机发及配套的配电线路系统。循环流化床锅炉具有燃料适应性广、燃烧效率高、锅炉热效率高，可在床内直接脱硫、实现低NOx排放、燃料制备系统简单、负荷调节性大，易于实现灰渣综合利用等优点。改造所选用的循环流化床锅炉热效率为86.1%。
报废拆除4台SHL10-13—AⅡ型双锅筒横置式链条锅炉，对3台SHL20-13—AⅡ型双锅筒横置式链条锅炉全面进行了大修，做为新建锅炉的备用炉。
2012年年底，2台循环流化床锅炉及配套设施全面建成投产，2013年在公司最大新增用汽20t/h的情况下，锅炉稳定运行，保证了生产生活所需汽量。
3.2. 改造后锅炉运行情况
两台35t流化床锅炉产汽量以实际需用量为限，锅炉产出的过热饱和蒸汽经2组CB3－3.43/1.57/0.69型汽轮机、2组QF-3-2型发电机发电后，产出的0.69Mpa乏汽正好满足生产生活用热要求。
根据公司现有蒸汽用量及运行工况，冬季运行2台循环流化床锅炉；产3.82MPa的过热蒸汽70t/h，经发电后变为0.69Mpa饱和蒸汽70t/h，，一台20 t/h 的链条锅炉产0.69 MPa的饱和蒸汽10~18t/h，用于调节负荷变化。2台汽轮机纯背压运行，过热蒸汽全部发电。并考虑备用2台20 t/h 的链条锅炉，当其中1台双循环流化床锅炉出现故障时，同样可以满足生产。夏季根据生产量需要，以耗汽量定产汽量，运行1台或2台循环流化床锅炉。
2013年两台流化床锅炉实际产汽289526t,发电1845万Kwh，在冬季流化床锅炉不能保证用汽情况下，20t链条锅炉产汽38100t。
所发电量，也不上国家电网，用于公司用电。在满足生产生活用汽的同时，降低了外购需用电量；35t流化床锅炉较20t、10t锅炉能耗低，降低了吨蒸汽单耗；从能源总消耗量计算，降低了煤耗量，有效利用了发电后乏汽，余热全部利用，不产生热浪费情况。节能效果是很显著的。
锅炉设计参数与实际运行参数对比（见表1）
表1锅炉设计参数与实际运行参数对比
项目 锅炉设计参数 实际运行参数
额定蒸发量 35t/h 21-35t/h
额定蒸汽压力 3.82Mpa 3.82
额定蒸汽温度 450℃ 满负荷420-450℃60%负荷410-420℃
给水温度 102-104℃ 102-104℃
排烟温度 小于≤155℃ 满负荷120-130℃、60%负荷110-120℃
吨蒸汽消耗量 设计低位热值：Qnet.ar=5465Kcal/Kg时，
单耗146.5kg/t 使用煤种：Qnet.ar=5000～5500Kcal/Kg
单耗：149g/t
锅炉设计效率 ～86% 热工测试未做
煤种变化范围 Qnet.ar=5000～6000Kcal/Kg Qnet.ar=5000～6000Kcal/Kg
灰变形温度 ≥1100℃ ≥1100℃
灰软化温度 ≥1250℃ ≥1250℃
以上数据对比表明，各项指标已基本达到设计要求。但煤的单耗仍未达到设计要求，需要不断改进操作方法，摸索出更为合理的燃煤加渣量，以降低单耗。
4. 改造前后能效对比
4.1. 改造前后吨蒸汽能耗
（1）改造前吨蒸汽的综合能耗指标（见表2）
表2改造前吨蒸汽综合能耗
序号 能耗项目 耗能单位 消耗定额 能量折算值 折算能耗(MJ)
1 煤 t 0.223 22004 MJ/ t 4906.90
2 除氧水 t 1.05 385.19 MJ/ t 404.45
3 新鲜水 t 0.055 7.12 MJ/ t 0.392
4 电 Kw·h 15.76 11.84MJ/kW·h 186.598
5 合计 5498.34
（2）改造后吨蒸汽的设计综合能耗指标（见表3）
表3改造后吨蒸汽设计综合能耗
序号 能耗项目 耗能单位 消耗定额 能量折算值 折算能耗(MJ)
1 煤 t 0.1465 22004 MJ/ t 3223.586
2 除氧水 t 1.05 385.19 MJ/ t 404.45
3 新鲜水 t 0.030 7.12 MJ/ t 0.214
4 电 kw·h 23.07 11.84MJ/kw·h 273.149
5 合计 3901.399
4）改造后每千瓦时电的综合能耗指标（见表3）
表4 每千瓦时电的综合能耗
序号 能耗项目 耗能单位 消耗定额 能量折算值 折算能耗(MJ)
1 汽轮机油 g 3 43124MJ/ t 129.372
2 电 Kwh 0.0058 11.84MJ/ Kwh 0.069
3 合计 129.441
4.2. 节能量计算
第一、蒸汽综合能耗降低节能：本项目改造前吨蒸汽综合能耗为5.498GJ，改造后吨蒸汽综合能耗为3.901， 2013年流化床锅炉产汽289526吨，可节能：
节能量=总产汽量×（改造前能耗-改造后能耗）
=289526×（5.498-3.901）=462355.940(GJ)
以标煤计算，年可节标煤：
年节标煤=节能量/标煤热值=462355.940÷29.4=15726吨标煤
第二、与原有锅炉供应相同参数的蒸汽多发电节能：每千瓦时电的综合能耗129.441MJ，2013年汽轮机年发电量为1845万千瓦时,电能标煤耗以国家规定值3.66te/Kwh计年,年发电节能量为：
发电节能量=发电量×（电标煤耗-发电能耗）
=1845×（3.66-129.441÷29.4）=1370 （吨标煤）
二项合计节能17096吨标煤。
4.3. 节能分析
（1）、循环流化床采用二次风技术，加强炉内气流的扰动和混合，使炉内的氧气和可燃气体均匀混合，使化学不完全燃烧降低，提高了燃烧效率。二次风在炉内可形成烟气旋涡，一方面延长了悬浮细煤粒在炉膛中的行程，增加了悬浮细粒在炉内的停留时间，使其有较充分的时间燃烧，使不完全燃烧损失降低；另一方面由于气流旋涡的分离作用，使煤粒和灰粒甩回炉内，减少了飞灰逸出量，使机械不完全燃烧损失降低。二次风使炉内高温烟气充满度得到改善，缩小以至消除死滞区，提高了炉内受热面的利用率。
（2）、在尾部竖井烟道中设有二级省煤器，错列布置。下级省煤器后并列布置两级空气预热器。空气预热器有利于提高炉内温度，强化燃烧，减少不完全燃烧损失，同时也使烟气余热得到充分利用，减少了排烟热损失。
（3）、汽轮发电机组全背压运行，以消耗汽量定产汽量，乏汽全部被利用，发电所用过热蒸汽成本全部由蒸汽承担，发电成为富余产品，降低了能耗。
5. 结论
总之，在工业生产中，热电联产改造以耗汽量定产汽量是个节能減排、降低企业成本的好项目，其中锅炉运行是重中之重。为确保锅炉机组安全平稳经济运行，需更进一步加强精细化管理和精细化操作，力求锅炉能耗达到设计标准。并在以后运行中不断进行工艺改进及技术创新，降低消耗，以达到节能减排、效益最大化的目标。
参考资料：
《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》(GB/T12145-1999)
《锅炉房设计规范》(GB50041-92)