高背压供热改造材料解析.docVIP

国电榆次热电有限公司 #1机高背压供热改造交流材料 尊敬的各位领导、专家： 我公司#1机组高背压供热改造于2012年12月12日进入调试阶段，12月14日，逐步将运行背压升高至34kPa，现已进入正常运行方式，并运行稳定，就此系统改造后的经济性做如下汇报： 一、项目背景及工艺流程 1、建设背景 国电榆次热电有限公司工程属城市规划的大型热电联产项目，现安装有两台300MW级抽凝式空冷供热机组，用于提供晋中市现有和发展集中供热所需的热源，改善晋中市的城市环境，并相应为晋中市的经济发展提供电力。两台机组分别于2009年12月、2010年1月投入商业运行。设计总供热面积约1023×104 m2，热负荷约665MW。 我公司2011年的供热面积为820万平方米，2012年将增加到920-970万平方米。通过走访调研，由晋中市当地热力公司了解到，晋中市现有集中采暖供热面积为2000万平方米，目前还有约1000万平方米面积采暖仍采用的是分散自取暖方式，急待解决，并且城市规划到2015年全市集中采暖供热面积将达4000万平方米，当地采暖供热量需求潜力很大。 本项目针对厂内热网站部分进行综合改造，在供热期空冷机组高背压运行，排汽加热热网循环水，实现蒸汽热量的全部利用，变蒸汽废热为供热热量， 从1号机空冷汽轮机主排汽管上增设一旁路排汽至热网凝汽器，通过凝汽器表面换热来加热热网循环水回水，在凝汽器入口蒸汽管道上装有大口径真空电动蝶阀，在空冷岛上方原6列排汽支管中，原已有4列设有大口径真空电动蝶阀，布置于中部的2列原未装设阀门，本次改造在此2列处增设大口径真空电动蝶阀，这样，1号机组的全部6列排汽支管上均装有了隔离阀，便于机组在供热期运行时利用这些阀门，实现对空冷凝汽器的方便调整和切除；热网凝汽器的排汽凝结水接至原空冷凝结水回水母管至机组回热系统；热网凝汽器循环水进出水管道系统与原热网一次换热站循环水系统连接，在循环水系统增设一台循环水泵与原系统已有的5台并列运行，实现供热需求。原机组具有的五段抽汽供热系统保留，作为尖峰热负荷时调整采用。 在供热期间，当热网循环水供水温度要求低于69℃时，仅利用汽轮机排汽通过热网凝汽器加热循环水即可满足供热要求；在供热高峰期，当供水温度要求高于69℃时，除利用汽轮机排汽通过热网凝汽器加热循环水作为基本加热手段外，还需利用原五段抽汽供热系统，提供部分五段抽汽作为尖峰加热手段，继续加热循环水，从而达到外网要求的供水温度。 二、改造前后经济性对比 1、反平衡发电煤耗变化 改造 时间 1号机 2号机 全厂 机效 炉效 发电煤耗 机效 炉效 发电煤耗 热电比 发电煤耗 发电煤耗 （剔除热电 比影响） % % g/kWh % % g/kWh GJ/万kWh g/kWh g/kWh 前 2012.12.01-2012.12.12 49.53 92.59 270.88 50.79 91.76 266.59 19.22 268.7 -15.29 后 2012.12.15-2012.12.30 68.51 92.59 195.86 44.58 91.76 303.75 21.74 250.9 煤耗差值 -75.02 37.16 2.52 -17.8 2、反平衡供电煤耗变化 改造 时间 1号机 2号机 全厂 发电厂用电率 供电煤耗 发电厂用电率 供电煤耗 发电厂用电率 供电煤耗 供电煤耗剔除热电比影响 % g/kWh % g/kWh % g/kWh g/kWh 前 2012.12.01-2012.12.12 5.84 287.68 5.57 282.31 5.70 285.01 -13.01 后 2012.12.15-2012.12.30 4.77 205.67 6.36 324.38 5.56 266.46 煤耗差值 -82.01 42.07 -0.14 -18.55 备注： （1）计算数据来源：机效计算所取值均为DCS显示值，（主蒸汽流量经过修正），锅炉效率暂认为改造前后无变化，管道效率取99%。 （2）由于系统改造前后机组供热量与发电量发生变化，在对比改造前后煤耗变化时，剔除热电比的影响。 上述表中可知：系统改造后影响全厂供电煤耗降低约为13g/kWh，按照全年发电量为35亿千瓦时计算，根据2012年数据显示供热期发电量占全年发电量约为48%。供热期发电煤耗下降影响全年发电煤耗约为4.66g/kWh。预计全年标煤节约量为1.63万吨标准煤。由于计算煤耗数据取值时间正值供热严寒期，其经济效益体现并不明显，当供热初期、末期时，供热量较小情况下，高背压系统利用率会有所提高，其经济效益