基于能流分析的油田注汽鍋爐節能技術的開發與應用

武八鎖 趙學展 岳峰 張勇 咸朝軍 張玥 苗會清 段云 王洪玉 鐘小偉

（中石化股份勝利油田分公司注汽技術服務中心）

注汽鍋爐作為稠油熱采的核心設備，其所在注汽站是一個包含油、氣、水、電、熱等多種不同形式能量傳遞和轉換的復雜系統，能量傳遞和轉換水平高低直接影響注汽過程用能數量。能流分析技術特別適合于復雜系統用能水平的理論分析，通過對能量轉換、利用、回收環節評價，找出用能水平薄弱環節，提出有效的節能措施。

1 注汽鍋爐能流評價指標

注汽鍋爐能量轉換、利用、回收環節，主要涉及鍋爐、水處理、機泵、管線、配電等設備設施。

1.1 能量評價環節劃分

注汽站所需能量主要由外界輸入，轉換過程為電能轉換為動能和壓力能，燃料的化學能轉換為熱能。其中電能到動能和壓力能的設備為機泵、空壓機、鼓風機，燃料化學能到熱能轉化由爐膛實現。

注汽站核心工藝為水加熱轉化為濕蒸汽過程，對應的設備為鍋爐換熱器、輻射段、對流段，構成了能量利用環節。

注汽站能量回收環節包括伴熱蒸汽、煙氣熱量回收，同時包括再生水、工業鹽等物料回收過程。

1.2 能量評價指標建立

能量轉換環節的評價指標為能量轉換效率，計算式為：

式中：ηU——能量轉換效率，%；

EW——轉換環節直接損失能，kW；

EP——轉換環節外界的總供入能，kW；

Qin——井排來液供入能，kW。

能量利用環節的評價指標是能量利用效率，計算式為：

式中：ηT——能量利用效率，%；

EUD——利用環節損失的能量，kW；

EN——利用環節工藝總用能，kW。

能量回收環節的功能是盡可能從待回收能中回收循環能和輸出能[1]。其評價指標為能量回收效率，公式為：

式中：ηR——能量回收效率，%；

ER、EE和EO——分別為待回收能、回收循環能和輸出能，kW。

2 注汽鍋爐用能現狀分析

現以孤島注汽大隊1#活動注汽站為例，利用能流分析方法，結合現場調研數據，對各環節、裝置的能量平衡進行計算，以單方蒸汽能量為單位繪制汽氣大隊1#活動注汽站能流分布圖，如圖1 所示。以能流分布圖為基礎，對注汽鍋爐用能現狀進行分析并提出合理用能改進方向。

圖1 注汽大隊1#活動注汽站能流分布圖

2.1 能量轉化環節

在能量轉化和傳輸環節中，主要設備是爐膛、鼓風機、空壓機、柱塞泵、生水泵、增壓泵等。該環節轉化效率為70%，有30%的能量損失。能量損失主要包括機泵損失、鍋爐散熱損失兩部分，其中鍋爐的熱損失最大，占總能量損失的74.9%。因此決定能量轉化環節轉化效率的主要因素是鍋爐的熱損失和鼓風機、柱塞泵、生水泵等機泵效率，提高加鍋爐熱效率和機泵效率是提高轉化效率的關鍵[2]。

2.2 能量利用環節

注汽站能量利用過程，實際上就是燃料燃燒產生熱量吸收交換過程和電能轉化的機械能對來液能進行提升的過程，該環節能量利用效率為92.7%。

能量輸入構成為：轉化能744.76 kW，占該環節輸入能的96.12%；來液帶入能為30 kW，占總輸入能的3.88%；回收能為0。

能量輸出構成為：設備換熱損失55.824 kW，占總輸出能7%；設備輸出能186.52 kW，占總輸出能25.9%；蒸汽輸出能401.933 kW，占總輸出能55.9%；進入回收系統的伴熱蒸汽、煙氣散熱能、再生水輸出能130.48 kW，占總輸出能的11.2%。因此，決定能量利用環節效率的主要因素是設備換熱損失，提高各換熱系統換熱效率是提高能量利用環節效率的關鍵。

2.3 能量回收環節

回收環節得到的熱量包括伴熱蒸汽帶出的熱量和煙氣排放帶出的熱量，同時包括一部分外排再生水物料帶出的能量。由于伴熱蒸汽直接從鍋爐出口取的高品位蒸汽，對爐前燃油和油罐進行加熱后進行外排，其攜帶熱量為52.192 kW，由于未進行回收而損失掉。

為防止燃油鍋爐煙氣溫度低于露點（90 ℃）造成對流段酸化腐蝕，實際排煙溫度一般設置較高（立式對流段200 ℃、臥式對流段230 ℃）。這樣煙氣攜帶較大部分熱量（占輸入熱量的4%～8%），加上煙氣中水蒸氣攜帶的潛熱，損失熱量較大，為65.24 kW。

再生水包括沖洗用水、進鹽用水、置換用水三部分，占噸汽耗水總量的90.8%。該部分在沖洗后期，其水質已經達到給水標準，具備回收條件。同時，該部分水經生水泵加壓后，其獲得的能量為充分利用，直接進行外排，其損失的能量為13.048 kW。

3 注汽鍋爐節能技術

3.1 能量輸入環節

注汽站用電節點按設備用途可劃分為配電部分、主體設備、附屬設備和生活用電4部分。為實現電能高效轉換為機械能等所需形式能量，注汽大隊采取以下措施：

措施一：配電變壓器減容。原配備變壓器容量是按柱塞泵工頻啟動運行設計的，2000年后柱塞泵變頻器成為注汽站的標配，柱塞泵啟動電流和運行電流比工頻狀況下大幅降低，原變壓器容量明顯偏大，自身損耗占比大。根據注汽站設備配備電動機和其他電器設備額定功率和實測啟動/運行電流，優選了合理的變壓器容量，將原9 t/h 和11 t/h 注汽站配備的400 kVA 降為目前的250 kVA 變壓器，原15 t/h注汽站配備的500 kVA降為目前的315 kVA變壓器。

措施二：減少線路無功損耗。同時，全面檢修并投用無功補償，提高注汽站的功率因數。注汽大隊各活動注汽站無功補償裝置設置7個檔位，投運沒有明確指導。在GDD16-01 井注汽期間開展實驗，采集大量用電數據，對各檔位用電情況調查。通過能耗關系發現，正確選用無功補償檔位每天可實現節電20 kWh。

措施三：合理開展機泵降容。通過對注汽站現用設備核算功率和單機實測功率對比發現，在原設計的機泵配備都保留了一定的余量，如9.2 t/h注汽鍋爐：配備的柱塞泵額定排量一般為10.5～11.0 m3/h，柱塞泵理論功率與實測功率對比見表1。配備軟水器額定流量一般為12 m3/h 以上，生水泵額定排量一般為12.5 m3/h以上；除氧器額定流量一般為12 m3/h以上，增壓泵和真空泵余量較大；鍋爐配套供油泵，額定壓力2.5 MPa，額定排量2.5 m3/h；配套的空壓機2臺，都為15 kW電動機的額定壓力1.0 MPa，額定排量1.9 m3/h 以上。鍋爐實際運行蒸發量一般在5.5～9.0 t/h（即最低限制蒸發量和額定蒸發量之間），常用蒸發量一般在8.0 t/h 上下，配套的機泵容量偏大，空載損耗占比大，處于“大馬拉小車”的狀態。設備運行不同時段，對配套機泵有不同的要求。

表1 柱塞泵理論功率與實測功率對比

壓縮空氣。啟爐初期，介質霧化的鍋爐（如采用北美燃燒器時）采用空氣霧化需要大流量的壓縮空氣用于燃油霧化，正常運行期間投用蒸汽霧化后，壓縮空氣主要提高氣動儀表和水處理氣動閥使用，用氣量大幅減少。

生水泵流量。軟水器正常運行期間，生水泵流量與后面水汽流程的除氧器、鍋爐流量一致，流量在較小范圍；軟水器進入再生程序后，其出口流量需同時滿足后面除氧器、鍋爐使用需要和再生程序的反洗、置換、正洗用水要求，流量在較大的范圍。

綜合考慮以上因素，結合注汽站的實際工況，合理進行了注汽站配套機泵設備降容改造。柱塞泵、鼓風機、供油泵、除氧器的真空泵、增壓泵、鹽泵、排污泵等根據實際工況進行合理選擇，不保留余量。空壓機、生水泵等工況負荷變化較大的機泵設備，由原來的一用一備調整為一臺根據大流量工況選型，一臺根據小流量工況選型，由“兩大”改為“一大一小”。

措施四：減少保溫能量投入。因冬季設備停運后，需啟用電暖器、伴熱帶保溫，對各站冬季保溫情況進行測量，發現每天保溫耗電高達90 kWh，降低冬季等井時間可有效節電。

注汽站活動值班室、水處理操作間等地方安裝暖氣片，利用鍋爐加溫的廢蒸汽來取暖，以代替大功率電暖器。改造后，設備運行期間每站每天可節電100 kWh。

注汽站將溫度控制器應用到注汽鍋爐冬季施工的電暖器上，平均每站每日節電約10 kWh。

措施五：優化設備運行挖潛。現場測試15 kW的空壓機空載電流為10～11 A，打壓時空壓機電流約21 A，正常運行時只供給水處理設備，打壓與空載時間約1∶5，空壓機運行方式由連續運行改為間隙運行，減少空載耗電，按功率因數0.9 計算，一天空壓機可節電約102 kWh。

注汽井壓力的高低直接影響著用電單耗，初步統計注入壓力每提高1 MPa，單耗將上升0.3 kWh左右。為降低注汽用電單耗，根據注汽井史、施工方案、設備生產能力、壓力等級等，對井和鍋爐實施“雙向選擇”，避免大排量鍋爐注小排量井，盡可能的降低注入壓力，從而降低噸汽電耗。

3.2 能量轉化環節

1#活動注汽鍋爐為油汽兩用鍋爐，燃料以原油為主，其能量轉化過程為燃料燃燒釋放熱量的過程，影響燃料能量轉化的因素包括6個方面，分別為鍋爐產出蒸汽熱量、排煙熱損失、化學不完全燃燒熱損失、機械不完全燃燒熱損失、散熱損失和灰渣物理熱損失。對于油田燃油燃氣鍋爐，其中主要影響因素為Q2、Q3、Q5，其平衡方程式如下：

式中：Qr——燃料釋放熱量，kJ/kg；

Q1——鍋爐產出蒸汽熱量，kJ/kg；

Q2——排煙熱損失，kJ/kg；

Q3——化學不完全燃燒熱損失，kJ/kg；

Q4——機械不完全燃燒熱損失，kJ/kg；

Q5——散熱損失，kJ/kg；

Q6——灰渣物理熱損失，kJ/kg。

要提高能量轉化效率，首先應保證燃料充分燃燒，盡可能減少燃燒熱損失。為實現上述目標，注汽大隊主要采取了以下措施：

措施一：提高燃料燃燒效率。燃料空氣比的調整實際上就是過量空氣系數的調整，鍋爐排煙熱損失與過量空氣系數有很大關系，從降低鍋爐排煙熱損失角度出發，希望過量空氣系數越小越好，然而過量空氣系數的減小常會引起化學不完全燃燒損失和機械不完全燃燒損失的增大。從降低化學不完全燃燒損失和機械不完全燃燒損失角度出發，希望過量空氣系數越大越好，這樣就形成一個矛盾[3]。不過，從鍋爐熱效率反平衡計算法可知，只要鍋爐各項熱損失之和達到最小，就能保證最高的熱效率。因此，最合理的過量空氣系數應使Q2、Q3、Q5之和為最小，這個合理的過量空氣系數即為最佳過量空氣系數。確定最佳過量空氣系數之值可用曲線法求得，如圖2所示。

注汽鍋爐投產調試時，設定最佳過量空氣系數為1.05～1.20。同時，將油溫、油壓和霧化壓力最佳配合與過量空氣系數的調整同步進行，以滿足燃燒火焰好，鍋爐受熱面積灰慢，煙溫上升幅度慢，降低了排煙熱損失的目標。

圖2 確定最佳過量空氣系數之值

注汽鍋爐運行過程中，利用固定式氧化鋯煙氣分析儀和便攜式測氧儀，定期測定煙氣含氧量，使煙氣含氧量保持在3%～5%。及時調整油壓、油溫、霧化壓力、風門開度等，注意觀察火焰形狀顏色，保證燃料在爐膛高效燃燒。

措施二：尋找最優參數組合。為便于尋找鍋爐最優參數組合，把鍋爐參數按關聯關系分為四類，重點分析可以單獨調節，互不影響兩類；關系密切，相互影響兩類（鍋爐流量、對流段入口水溫、燃油溫度、燃油壓力、霧化壓力、風門開度等）。

由于鍋爐運行涉及參數較多，且互相影響，為提高試驗準確性和便于后期分析，遵循以下原則：

1）單參數調整及優化試驗，保持其他參數基本不變。

2）保持注汽干度恒定在73%±0.5，增強可比性。

3）確定好合適的參數調整次序，盡量降低互相影響。

4）所有參數錄取采取統一模式和標準，降低系統誤差和人為誤差。

滿足上述條件基礎上，借助6δ 管理中的JMP數據分析軟件，對鍋爐參數影響因子配對相關性統計見表2，通過關鍵因素的識別，找出鍋爐參數優化措施，實現鍋爐熱效率提升。

通過對鍋爐運行參數的優化調整，注汽大隊探索出鍋爐最佳運行工況，為保證鍋爐熱效率始終處于較高區間，制定了以下鞏固措施。

鍋爐運行期間，在注汽井壓力允許和施工方案設計要求下，應盡可能提高鍋爐排量；燃料為渣油時，為保證不發生對流段低溫腐蝕，對流段入口水溫在煙氣露點（90 ℃）左右，應控制在煙氣露點溫度5～10 ℃以上，即95～100 ℃。

油溫應保持在85～90 ℃，燃油壓力應保持在0.48 MPa 左右，霧化壓力與燃油壓力差值應在0.01～0.015 MPa，通過觀察火焰形狀、顏色確定。

煙氣含氧量應保持在3%～3.5%，應同時觀察火焰形狀、顏色和排煙溫度變化確定。

燃燒根據情況調整：火焰形狀、長度、顏色等；排煙溫度上升幅度的快慢；煙氣中O2的含量，從而確定三個參數的最佳配合值，并調整閥件使其穩定在最佳值上。

3.3 能量利用環節

注汽鍋爐能量利用環節包括鍋爐輻射段換熱、對流段換熱、給水換熱器換熱、爐前燃油加熱器換熱4 部分，提高該4 處換熱器換熱效率，是提高能量利用環節效率的關鍵。為此，主要采取了以下措施：

措施一：提高爐膛輻射換熱系數。鍋爐輻射段換熱過程是指爐膛中火焰的輻射和吸收。火焰一般由雙原子氣輻射換熱體（N2、O2、CO）、三原子氣體（CO2、H2O、SO2）和懸浮固體粒子（炭黑、飛灰、焦炭粒子）所組成。其中N2和O2對熱輻射是透明的，CO 等的含量一般很低，因此火焰中具有輻射能力的成分主要是H2O、CO2和各種懸浮的固體粒子[4]。對于燃油，發光火焰輻射主要靠炭黑;發光火焰輻射力一般比透明火焰大2～3倍。輻射換熱通常受火焰總黑度的影響，通過平均有效射程和輻射減弱系數表征。火焰的總輻射減弱系數K 可近似地認為等KCO2、KH2O、K 灰、K 焦炭等項減弱系數之和。實際運行過程中，采用合理過量空氣系數，提高燃燒完全程度，增加CO2比例。同時，結合蒸汽霧化，增加火焰中H2O含量，提高火焰輻射能力。

表2 鍋爐參數影響因子配對相關性統計

措施二：提高對流段對流換熱系數。影響對流換熱的因素是由影響流動和影響流體熱量傳遞因素綜合作用結果。主要有流體流動起因、流體有無相變、流體的流動狀態、流體的物性條件、換熱表面的幾何因素五個方面。鍋爐對流段換熱器屬于管程走蒸汽，殼程煙氣橫略沖刷的換熱方式[5]。

實際運行過程中，定期對對流段換熱器進行沖洗，去除聚結在換熱器翅片管上炭黑、飛灰等物質，防止因煙氣流道變小造成的煙氣流速增加，造成單位體積煙氣帶走熱量增大，換熱器管束數量不變前提下，煙氣溫度上升，造成對流換熱效率降低。

調整對流段入口水溫，控制高于煙氣露點的同時，盡量降低入口水溫，使煙氣攜帶熱量在對流段換熱過程中得到充分吸收。

措施三：提高套管換熱器換熱效率。注汽鍋爐給水換熱器、燃油加熱器均為套管式換熱器，該換熱器結構簡單，傳熱面積增減自如。傳熱效能高，適合高壓小流量液-液換熱。

套管式換熱器長期運行存在水垢沉積，污垢熱阻增加，使效率降低、能耗增加、壽命縮短現象。鍋爐運行過程中，嚴格監測換熱器冷熱兩側的水質，通過前端水質軟化處理，去除水質殘硬辦法，降低換熱器結垢可能，達到降低換熱器污垢熱阻目的。

給水預熱器為逆流換熱方式，按照對流段換熱器入口溫度在90～120 ℃的設計要求，盡可能降低冷側流體的溫度，使逆流時對數平均溫差最大。通過提高換熱器對數平均溫差的方法實現換熱效率提升。

換熱器阻力也是影響對換熱系數的主要因素。提高換熱流道內介質的平均流速，可提高傳熱系數，減小換熱器面積。但提高流速，將加大換熱器的阻力，增加柱塞泵的耗電量和設備造價。柱塞泵的功耗與給水流速的3次方成正比，通過提高流速獲得稍高的傳熱系數不經濟。當鍋爐運行流量比較大時，可采用調整旁通流量保證有較高的傳熱系數。實時監測換熱器前后壓降，當壓降超過0.2 MPa 后，采用高效、環保、安全、無腐蝕環保清洗劑進行清洗，有效去除水垢，提高換熱器高換熱效率。

3.4 能量回收環節

能量回收環節主要包括伴熱蒸汽、煙氣和再生水等能量，且該部分能量未進行回收，造成該環節能量損失較多。

措施一：伴熱蒸汽熱量梯級利用。注汽站伴熱蒸汽主要用于燃油加熱、油罐伴熱。高溫伴熱蒸汽（300 ℃）進行減壓到1 MPa后，通過爐前燃油加熱器，將50 ℃燃油加熱到100 ℃，經過換熱器后約120 ℃蒸汽進入油罐盤管換熱器，將30 ℃來油加熱到50 ℃，此時蒸汽約90 ℃，攜帶熱量品味已經降低，直接通入鹽池、水罐，對常溫鹽水和來水進行傳熱傳質，從而實現蒸汽熱量梯級回收。

措施二：燃氣鍋爐降低排煙溫度。燃氣鍋爐煙氣中蘊含著大量的顯熱和潛熱，充分回收煙氣中的熱量可以減少能源消耗。燃氣鍋爐煙氣的露點在55 ℃左右（過剩空氣系數在1.15時），煙氣含濕量較高，水蒸氣冷凝過程會放出大量的氣化潛熱，同時產生大量的水，其中水蒸氣潛熱約占天然氣所產生熱量的10%左右。注汽站油氣兩用鍋爐改燒天然氣時，可將排煙溫度從170 ℃降低到60 ℃，此時，可大大減少煙氣排放所帶出的熱量，同時可以回收煙氣中水蒸氣的潛熱，從而較大幅度回收煙氣散熱能。同時，所產生的冷凝水吸收煙氣中的污染物，減少了NOx和CO2的排放量。

措施三：再生水回收再利用。注汽鍋爐工藝水汽流程共有水源、儲水罐、樹脂軟化罐、除氧器、注汽鍋爐、注汽井6 個關鍵點，5 個中間過程，注氣站用水工藝流程框圖如圖3所示。耗水主要來自再生耗水，這是由于用于生水軟化的陽離子交換樹脂，在工作一段時間之后，需要再生，以恢復其正常的工作機能。再生耗水包括沖洗用水、進鹽用水、置換用水三部分，占噸汽耗水總量的90.8%；其他耗水，主要包括生活用水、清洗設備用水兩部分，占噸汽耗水總量的9.2%。

水處理再生過程運行時間長，再生頻繁，在使用的過程中發現，存在再生各步設置余量過大，沒有根據具體水質及時修訂設置的狀況；再生后期排出水已經達到鍋爐用生水的標準，而以往都是將這部分水外排掉，造成白白浪費。

1）應用PE管線，杜絕沿程水管線漏失。在用水輸送方面，采用了PE 管替代原有水龍帶管線，由于其零滲漏、抗磨損、耐腐蝕，降低了沿程用水漏失。平均每天每站減少管線漏失約5 m3。

2）按質判斷再生，充分利用樹脂效能。優化周期制水量。軟水器出廠設計是按照生水硬度為300 mg/L，實際生水硬度一般低于這個數值，設備到達設定制水量自動轉再生，浪費了一部分有效工作交換能力。在確保反洗效果的前提下，盡量多裝樹脂，提高周期的工作交換容量。根據測量的水源水硬度和軟水器一級罐樹脂裝填量計算工作交換容量，確定周期制水量。

定期分析優化再生各步驟結束標準，根據理論計算和實際應用情況，及時修正控制系統的再生各步驟的定時定量參數，減少再生用水量。通過再生參數的優化，降低每次再生用水量的同時，還大大降低了再生次數，即提高了周期制水量，由原來的兩天再生三次到現在的一天再生一次。

3）合理進行回收，減少再生污水排放。對于水耗主要是再生耗水的情況，應用了水處理再生節水減排裝置，針對水處理一、二級正洗外排水回收，降低再生用水總量，節水減排。

注汽鍋爐節水減排裝置由測量部分、控制部分、執行部分三部分和管線流程組成，其構成了一個單回路反饋控制系統。測量部分主要由一個電導率儀和一個電磁流量計構成，完成再生外排水流量和電導率的實時監測采集；控制系統信號取自水處理再生啟動和停止信號獨立運行，實現監測采集的信號輸出至控制器并能和設定值判斷比較，進而控制執行部分動作；執行部分主要有兩個氣動閥和管線流程組成，實現回收水進入水處理入口，節水裝置分解如圖4所示。

通過選擇合適的電導率測試儀，選擇合適的控制儀控制模塊，利用氣動控制閥作為執行機構。由于當電導率小于6 ms/cm 時，一、二級正洗外排水的礦化度低于700 mg/L，硬度低于25 mg/L，可以很好的滿足生水用標準。因此在水處理再生至正洗過程時，通過電導率自動測量，對外排水進行回收。目前，該項成果在注汽大隊進行了推廣，解決了活動鍋爐水耗較大的問題。水處理再生水回收工藝流程改如圖5所示。

圖3 注汽站用水工藝流程框圖

圖4 節水裝置分解圖

圖5 水處理再生水回收工藝流程

應用再生回收裝置，每次再生用水降為24 m3左右，回收水量近7 m3。以上三項措施，日節水約16 m3。

4 注汽鍋爐節能效果評價

注汽站實施上述節能措施后，能量輸入環節單位時間噸汽輸入電能減少11.6 kW，占總輸入電能的5%。能量轉化環節機泵損失減少7.326 kW，鍋爐散熱損失減少27.912 kW，總計37.238 kW，轉化效率提升20%。能量回收環節伴熱蒸汽回收能41.75 kW，煙氣散熱回收13.048 kW，再生水回收6.524 kW，總計61.322 kW，回收環節效率提高47%。

5 結論

1）通過環節能流分析結果得知，能量轉化、能量利用環節能量轉化和利用較高，分別為72.39%和96.6%，而第三環節的能量回收率比較低。造成注汽站系統效率低的主要因素可以歸納為以下方面：一是熱能利用率低，二是電能利用率低，三是未進行能源回收。按各因素影響系統效率的重要程度依次為：散熱損失、換熱損失、煙氣損失、伴熱損失和機泵損失。

2）針對能流分析結果，開發并實施了以下的節能措施：能量輸入環節通過注汽壓力、機泵功率反推，得出注汽站日常運行總功率，采用單機單表實測比照，找出功率不匹配節點，實施變壓器減容，油泵、排污泵、生水泵、柱塞泵電動機減容，鼓風機電動機調整，減少系統輸入電能；能量轉化環節實施過量空氣系數調整，結合煙氣含氧分析，提高爐膛燃燒效率提升，利用JMP分析軟件，根據鍋爐參數相關性分析結果，合理設置鍋爐參數運行區間；能量利用環節從輻射換熱、對流換熱和換熱效率等方面入手，采取提高輻射系數、減少傳熱熱阻、提高對流換熱系數等措施；能量回收環節，利用燃氣鍋爐煙溫露點低（55 ℃）的特性，降低鍋爐排煙溫度，實現煙氣攜帶熱量大量回收。伴熱蒸汽采用梯級匹配，多級乏汽再循環的辦法，實現伴熱蒸汽熱量充分回收。再生水采用自控回收系統，系統檢測水質和來水水質級別一致時，自動開啟回收系統，實現再生水能回收。