汽机房供暖系统改造经济性分析

汽机房供暖系统改造经济性分析

田红杰 王智刚 李音龙 程飞 王雅辉

河北国华定州发电有限责任公司 河北定州 073000

摘要: 论述了定州电厂供热改造过程中汽机房供暖系统改造，由原来的汽水换热通过换热站进行供暖，改为由热网循环泵直接供暖。计算结果表明，在一个供热季内，对于额定负荷时通过采用直接供暖的方式，具有显著的经济效益。

关键词：汽水换热 直接供热 节能

一、前言

定州发电厂位于河北省保定市辖区定州市西南部12公里，电厂规划容量为4×600MW。

二期工程3、4号机安装2×660MW超临界空冷机组。汽轮机为哈尔滨汽轮机厂超临界、一次中间再热、单轴、二排汽直接空冷凝汽式，发电机为哈尔滨电机厂水氢氢、静态励磁发电机，锅炉为上海锅炉厂有限公司四角喷燃、超临界直流锅炉。两台机组分别于2009年9月3日及同年12月22日通过168试运行并移交生产。同期在三号机主厂房0米配套安装了小型换热站，为全厂各建筑提供采暖热负荷。

近年来随着定州城区快速发展，为满足电厂周边城市供热需求，2015年定州电厂进行供热改造，在一、二期主厂房中间位置建造热网首站，对定州和曲阳提供集中采暖热负荷。

本次改造拟取消电厂内部独立的小型换热站，电厂热负荷改由热网首站提供，以实现能量梯级利用和能源节约。

二、方案论证

小型换热站供热介质采用除盐水，设计供/回水温度为110℃/70℃，供水压力为1.0MPa。换热站设置两台汽水换热器，配套设置三台循环水泵、两台补水泵、两台凝结水泵、凝结水箱等设备。单台换热器换热量为3.2MW，汽源为0.46MPa的辅助蒸汽，取自三号机的辅汽联箱，最大采暖热负荷为6.4MW，蒸汽耗量约为9t/h。

热网首站2015年改造运行，供热介质采用高温热水，系统设计回水温度60℃，出水温度120℃；回水压力0.35MPa，出水压力2.20 MPa。首先改造的3、4号机单台机组最大抽汽量400 t /h，额定抽汽量300 t /h，气源为3、4号机汽轮机的中压缸排汽。最大供热量为580MW，目前供热量仅为488MW。随着1、2号机供热改造的完成，预计全厂额定供热能力为1200MW。

综上述知：现阶段供热首站有能力为电厂提供采暖热负荷。因此，本工程意在取消电厂独立的小换热站，由热网首站向电厂内提供采暖热负荷的方案是可行的。

三、项目内容

3.1 改造内容

本次改造拟取消电厂内的小型换热站，拆除换热器及其附属设备，仅保留采暖分、集水器。采暖分水器和采暖集水器由三号机主厂房内（26~27号柱间0米层）移至3号机主厂房煤仓间（19~20号柱0米层）。电厂内部采暖热源取自热网首站出水母管，减温减压后经采暖分水器向各建筑提供采暖热负荷。

3.2 改造原则

（1）在不影响热网首站供热能力的前提下，满足电厂内采暖热负荷的需求；

（2）尽量利用原有采暖管道和阀门，缩短改造周期，节省投资。

3.3 供汽改造后对现有热力系统的影响

本次改造仅将电厂内部采暖热负荷的热源由小型换热站改为热网首站，热负荷总量不变。因此对现有热力系统无影响。

4.4 改造后的节能效益

改造后，热网首站的热负荷增加6.4MW，对于首站内各辅助设备的影响可忽略不计。

取消小换热站后，每小时可节约抽汽量9t，节约热网补水量2.2t，各辅助设备（循环泵、凝结水泵、补水泵）节约厂用电量约20kwh。供暖季按2880小时计，全年可节约抽汽量25920t，节约补水量6336t，厂用电量节约57600kwh，同时节省了小型换热站的运行和维护。

4.5 节能效益的边界条件

由哈尔滨汽轮机厂编制的《河北国华定洲发电有限责任公司660MW机组抽汽改造可行性报告》里400t/h抽汽工况图、300t/h抽汽工况图、200t/h抽汽工况图可知各工况抽汽量和发电功率、汽耗等参数如下表：

根据上表，当抽汽量400t/h与抽汽量300t/h比较时，多抽汽100t/h，发电功率降低18008.9kw，折合1t/h的抽汽发电量约为180kwh；当抽汽量300t/h与抽汽量200t/h比较时，多抽汽100t/h，发电功率降低17889kw，折合1t/h的抽汽发电量约为179kwh；按照保守原则，本次抽汽改造的经济性分析，按照1t/h抽汽的发电量为170kwh计算。上网电价按0.37元/kwh，除盐水制水成本按10元/t计。

主要技术经济指标见下表所示：

从通过以上分析，项目静态投资回收期为0.31年，总投资收益率312.29%，具备良好的盈利能力，在财务上是可行。

四、评价结论

本次定州电厂内供热改造项目，不涉及新征地、拆迁、赔偿等外部条件，施工场地以及消防设施利用场内现有条件进行。项目改造完成后，不影响主设备的安全运行，不需新增定员，且具有良好的经济效益。定州电厂至厂外工业供汽改造项目从安全性的经济性都是可行的。