某某县热电厂循环水余热利用项目可行性研究报告2000年2月1日目录概述 (2)1.企业的描述 (4)2.工艺现状和相关的能耗情况 (4)3.建议的项目 (5)4.期望的能耗 (7)5.投资估算 (8)6.预计运行费用 (8)7.预计节能效益 (9)8.节能效果验证 (9)9.存在的设备供货商 (10)10.存在的设备安装承包商 (10)11.技术经济分析12．主要设备材料清单1、概述1.1县城及企业概况某某县隶属省日照市,位于半岛的西南部，东接胶南,西连莒县,南与日照接壤,北与诸城相邻.某某县热电厂位于城区的西北部,厂区东靠解放路,西临沿河路.该厂始建于一九六八年, 占地面积5.6万平方米，，最大供热能力90t/h.职工450人，其中各类专业技术人员60人。
原为小型火力发电厂.自一九八三年后改建为热电厂.厂在一九八五年建成规模为2×20t/h锅炉+2×1500kw背压式汽轮发电机组.为了适应外部热负荷逐渐增加的要求,该厂在九三年又进行了扩建,扩建机组的容量为2×35t/h锅炉+1×C6-3.43/0.981抽汽凝汽式汽轮发电机组,并于一九九六年建成投产.某某县热电厂通过不断地发展,逐渐成为某某县基础性行业和县城的唯一的热源厂，承担着城区30余家工业用户用汽和部分居民的采暖用汽供应。
该厂坚持国家的产业政策，以让“政府放心，用户满意“为目标，积极发挥热电联产，集中供热的优势，努力改善居民的生活条件，增加能源供应，减轻环境污染，取得了显著的经济效益和社会效益，1998年全厂实现销售收入4067万元，利税558万元，两个文明建设取得突出成绩，连续三年被县委县政府先进企业和十佳明星企业。
1996-1998年生产经营情况表见表-1表-12、存在问题2.1热电厂存在问题某某县热电厂的外供蒸汽基本上全部为工业用汽.随着市场经济的发展,部份采用热电厂蒸汽的工业用户由于生产的产品不能适销对路,或者是其他的原因停产、转产,造成了热电厂的外供蒸汽量逐渐下降,原有2×1500KW的背压汽轮发电机组就基本上能够满足外部负荷的需要, C6-3.43/0.981抽汽凝汽式汽轮发电机组基本上处于纯凝汽状态运行,系统效率较低,发电煤耗较高,严重影响了热电厂的经济效益.2.2县城居民采暖存在问题近几年来,某某县城的城市规模有了较大的发展,居民的居住水平也有了较大的提高,但是,大部分的单位仍沿独立的分散小锅炉进行供热的方式,这种方式供热存在以下3方面的问题：2.2.1单锅炉吨位都很小，一在4t/h以下。
其热效率太低，浪费了大量能源，又严重污染了环境，由于某些锅炉房设计不合理，管理水平差等原因，造成了供热质量低下等问题。
2.2.2 所有锅炉房都建在城区，除尘效率很低，严重污染了城区环境，给城区人民的身体健康带来很大损害。
2.2.3 现状锅炉房大部分无继续扩建的能力，新建中的生活区尚末形成需要的城市热力网，随着住宅小区的大量兴建，城区必然出现新的燃煤锅炉房，使本以恶劣的城市环境上加霜。
3、设计方案的确定根据企业部存在的对外供热不是造成经济效率不好的问题结合县城居民采暖存在的问题，本可行性研究提出采用抽汽凝汽式汽轮机在采暖期低真空运行供暖的方法,这样即增加了热电厂对外供热负荷问题,又取代了一批小型燃煤锅炉.不但具有较好的经济效益,而且具有较好的社会效益.该项目通过适当增加抽凝汽轮机组的进汽量、提高排汽压力和温度，使冷却汽轮机排汽的循环冷却水温度提高到70℃，由管道外供作为采暖热水，以回收原来经冷却塔排向大气的低温余热，达到节约能源、降低成本的目的。
该项目预计总投资1182万元。
项目实施后，在发电量不变的情况下，年节标煤9242吨，与分散小锅炉供热相比每年可减排CO2 3500吨、SO2100吨。
该项目技术成熟,风险较小。
因为该项目已成功地在省的几个热电厂等企业进行了实施，取得了很好的效益。
1. 案例企业的描述某某县热电厂是集供热、发电于一体的国有中二型企业.该厂始建于1968年，该企业作为城市的2. 工艺现状和相关的能耗情况五莲热电厂现有UG-20/3.82型正转链条锅炉2台，UG-35/3.82-M11型正转链条锅炉2台，1.5MW背压式汽轮发电机组2套、6MW抽汽凝汽式汽轮发电机组1套。
具备年供汽50万吨和年发电0.54亿kWh的生产能力。
该企业三年来的供汽和发电量见表-2：表-2由于热电厂外部蒸汽负荷的减少，造成C6-3.43/0.981抽汽凝汽式汽轮发电机组基本上处于纯凝汽状态运行，下表为该机组在纯凝汽工况时的运行工况参数见表-3表-33. 建议的项目近几年来,随着城市规模的不断扩大,居民的居住水平也有了较大的提高.分散的小型燃煤锅炉不但热效率较低,而且消烟除尘设施不够完善,所以造成了能源的浪费和环境污染.同时,随着环保要求的不断提高,当地政府已明令取消小型燃煤锅炉,代之以集中供热.所以,至1999年,已有大量的机关、企事业单位的办公设施和居民住宅等待集中供热。
针对以上的原因,本可行性研究提出采用热电厂抽汽凝汽式汽轮机在采暖期低真空运行供暖的方法,即解决了热电厂的热负荷问题,又取代了大量的小型燃煤锅炉。
用适当提高汽轮机排汽压力和温度的方法来提高循环冷却水的温度，充分利用低温能源进行供热，提高发电机组的能源利用率，这项技术从1991年起在已被几个热电厂采用，并取得显著经济效益。
本项目拟将循环冷却水的余热输送到城东，实现该地区的集中供热。
采取的主要技术措施如下：(1)不改动汽轮机原有系统，适当增加抽凝汽轮机组的进汽量、提高排汽压力和温度，使冷却汽轮机排汽的循环冷却水温度提高到70℃，不经过冷却水塔降温，而由管道外供作为供暖热水，基本上消除了电厂的冷源损失，可将热电厂的全厂热效率由25%左右提高到80%以上。
同时，由于低真空运行只是汽轮机的特殊变工况，汽机本体基本无需改动，并且可在低真空运行和正常的额定工况凝汽运行之间方便的切换。
充分利用低品质的热能用于供暖，使高品质的蒸汽供生产使用。
为了保证系统运行的安全性（汽机故障时管道的防冻），或在较寒冷的天气情况下增加供热能力，可在供暖循环水泵的出口增加尖峰热网加热器。
(2)．冬季供暖时汽轮机原来的循环水泵停止向冷却塔送水，改由新增加的3台型号为10SA-6F的单级双吸离心泵向热网供水，其中两台运行，一台备用。
Q=600m3/h、H=62.5MH2O,电机功率N=155Kw。
水泵的总功率比原冷却循环水泵增加约160kw。
而C6-3.43/0.981汽轮机的冷油器和空气冷却器的冷却系统则需新增加型号为IS150-125-250的水泵两台，一台运行,一台备用.该水泵的性能如下：Q=200m3/h、H=20MH2O,电机功率N=18.5Kw。
夏季则恢复原来的运行方式。
(3).热网循环水泵的出入口之间加设再循环管,做启动试运行时调试使用.热网循环泵安装在凝汽器的出口管路侧,使凝汽器不承受较高的压力,考虑到热用户和热电厂之间的高程差,凝汽器的水室侧仍需做加强处理,该问题已与设备生产厂家协商,所需费用已计入投资.(4)为防止循环系统结垢,影响凝汽器的传热效果,系统的补充水应采用软化水,补水量按系统循环量的 2.5%计算,热电厂的化学水处理车间有足够的余量,补充水为来自一级除盐系统的阳离子交换器的出水.(5) 设置两台型号为KL65-250A的变频补水泵作为系统定压补水使用.水泵的性能如下: Q=30.5m3/h、H=67MH2O,N=11KW.(6)热水管道采用双管敷设，采用聚胺脂保温，外套高密度聚氯乙烯管保护，全部采用直埋方式敷设,管道的热伸长采用轴向型波纹补偿器补偿和自然补偿相结合的方式.并在各主要的分支处设分支阀门.热用户将自己的供暖管道与主管道连接即可。
(7) 该主管线自热电厂向东走350m,跨过解放路向南折150m,继续向东走约700m,再向南折150m,然后向东穿过人民路直至富强路,至富强路路后,管线沿富强路西侧向南走约2000m.循环水供热管网采暖热用户表-4 表-44. 期望的能耗改为低真空供热后，提高了汽轮机的排汽压力和温度，为不减少发电量，将相应增加汽轮机的进汽量(增加的进汽量在汽机的允许围之)。
改造后冬季汽轮机低真空运行能耗状况见表-5 表-5改造后回收蒸汽凝结热81.77×0.95（换热效率）=77.68GJ/h，冬季一个采暖期回收余热77.68×120×24=2.237×105 GJ。
改造后汽轮机进汽量为38t/h，改造前进汽量为30.42t/h，改造后增加蒸汽量7.58 t/h。
折合锅炉蒸发量为7.8t/h。
5. 投资估算项目总投资1182万元,具体构成见表-6。
表-6单位：万元人民币6. 预计运行费用改为低真空供热后，锅炉辅机的电耗没有增加，其它的运行费用在改造前后也基本没有变化。
改造后热网循环水泵、汽机的冷油器及空气冷却器的冷却水泵和热网补充水泵的电功率平均增加约190kw.管道的正常维护费用很小，可由电厂承担。
汽轮机改为低真空运行后增加进汽量7.8t/h。
根据该厂98年冬季运行数据，锅炉吨蒸汽生产成本平均为45元/t.则改造后冬季增加运行费用190×2880×0.59+7.8 t/h×45元/t×2880 h =133.3万元。
7. 预计节能及环保效益7.1节能效益计算改为低真空供热后回收蒸汽热量77.68GJ/h，管网热损失5%计算，则可供热用户的热量为77.68GJ/h×(1-0.05)=73.796GJ/h.若采暖建筑物的热负荷指标取63.8W/m2(55Kcal/m2),可供采暖面积为32×104平方米。
与分散的小锅炉供热相比采暖期供热的节约标煤耗量为1915t；同时由于发电标煤耗率的降低,在采暖期发电的节约标煤耗量为2880×(600-176)×6000/106=7327t.7.2环境效益计算由低真空供热的热量为73.796GJ/h,若小锅炉的平均热效率取0.65,原煤的低位发热量取23000KJ/h, 该项目年可减排CO2 3500吨、SO2 100吨。
并减少了由此带来的烟尘的污染和原煤以及灰渣运输带来的污染.8. 节能效果验证在供热管道出水和回水温度、压力及流量仪表，并用以下方法确认该项目的节能量:改造后利用仪表记录得出循环热水的出水、回水温度、压力和循环流量，查出热水出水、回水焓值，计算采暖供热量。
计算公式如下：采暖供热量=（循环水出水焓值-循环水回水焓值）×热水循环总量(kJ) 年节标煤量=采暖供热量×（集中供热的标煤耗率-分散供热的标煤耗率）+采暖期的发电量×(纯凝汽时的发电标煤耗率-供热时的发电标煤耗率)9. 存在的设备供货商潜在的设备供应商见表7：表-7上述产品在有良好的信誉，用户对其价格和性能满意。