任振伟，周 敏

（华电渠东发电有限公司，河南 新乡 453000）

0 引言

华电渠东发电有限公司一期工程（2×330 MW机组）为新乡市的城市热电联产项目，要求渠东热电厂建成以后，设计集中供热建筑面积为1 100 m×104 m和210 t/h的工业抽汽能力，其中计划2010年实现380万m2的采暖面积和工业蒸汽量为150 t/h，即为本工程的近期发展采暖负荷，到2015年全部实现本工程的设计热负荷，即为本工程的远期发展热负荷。

按汽轮机抽汽参数，折合到电厂端后数值见表1。

表1 设计热负荷表 t/h

工业抽汽由汽轮机抽汽口接出的各一根DN700抽汽管道经减温器后汇合成一根供热蒸汽母管 （DN700）由主厂房固定端引至厂外各用汽点，设计总流量约200 t/h。

供热抽汽口接出的两根抽汽管道（2×DN1000）汇合成供热蒸汽母管（DN1400），均引至厂房固定端换热首站的供热联箱（DN1400），经支管分别接入热网加热器。

热网水系统采用母管制系统，设计设置4台约2 000 m2（25%的容量）热网加热器，4台流量约为 3 100 t/h，扬程 120 mH2O，功率 1 600 kW/台，三运一备，其中两台采用机械调速，两台采用定速水泵。可根据热负荷的变化进行质调和量调相结合调整，热网循环水设计供回水温度130/70℃，总流量9 300 t/h，出口总管管径DN1200。设置2台热网补水泵，按热网循环水量的0.5%对热网系统定压补水，安装在换热首站并起定压作用。

热网循环水泵驱动电动机耗用的是电厂的发电量（厂用电），是主机从煤经过一系列能量转换而成的，可有效节约供热企业庞大的电费开支。为进一步提高渠东热电厂一期工程建设综合水平和机组投产后的安全、经济指标，对热网首站所配热网循环泵驱动方式进行探讨和分析，即电动机驱动热网循环泵和汽轮机驱动热网循环泵方式，两个方案均采用母管制，系统补充水采用补水泵定压方式运行。

1 热网循环泵驱动方式分析

1.1 电动机驱动方式

该方案为常规方案，根据城市热网现状和近期的热负荷来配置热网加热器和循环泵，系统简单，同类设备型号一致，互换性强，便于检修维护，有利于分期施工。

加热蒸汽系统。热网加热器的加热蒸汽来自两台机组的五段抽汽，额定工作压力0.5 MPa，工作温度303℃，加热器不设备用，系统配置4台同容量热网加热器，当1台热网加热器故障时，其余几台加热器可满足75%的供热量。

热网加热器疏水系统。热网加热器的疏水经热网疏水泵引至高压除氧器，系统共配置4台型号为A460-7疏水泵，为“三运一备”。

热网循环水系统。70℃城市热网循环水回水经除污器和电动热网循环水泵进入热网加热器，加热到120℃后，供到城市热网系统。电动热网循环水泵采用两台采用液力偶合器调速和两台采用定速方式，达到节约电能的目的。系统共设置4台电动热网循环水泵，其中3台运行1台备用。

图1 热网循环水系统图

设备选型表2所示。

1.2 汽轮机驱动方式

汽动热网循环泵是采用热功联产工业汽轮机（小背压机）替代电动机作为动力装置直接驱动热网循环泵的成套设备。采用五段抽汽作为汽动泵汽源，排汽又可作为汽源满足热交换器供暖水加热蒸汽，因没有冷源损失，能效很高。提高了热交换的效率并有效节约企业用电消耗。并且通过对热功联产汽轮机的调节可实现循环泵的变速调节，消除了调节过程中的节流损失。

表2 设备选型一览表

加热蒸汽系统。热网加热器的加热蒸汽来自两台机组的五段抽汽，额定工作压力0.5 MPa，工作温度303℃。将4台并列运行的加热器设计成两两串并联的方式，部分四段抽汽通过背压式汽轮机做功驱动热网循环泵，排汽排入首级两台并联的热网加热器加热热网水，被加热后的热网水再进入下一级并联的两台热网加热器，经过另一部分的四段抽汽加热至要求的温度。具体联接方式如图2所示。

图2 联接方式图

热网加热器疏水系统。热网加热器的经过疏水泵送回到6号机组的除氧器，系统共配置4台疏水泵，为“三运一备”。

热网循环水系统。70℃城市热网循环水回水经除污器和电动热网循环水泵进入热网加热器，加热到130℃后，供到城市热网系统。电动热网循环水泵采用变频调速方式，达到节约电能的目的。系统共设置4台电动热网循环水泵，3台运行1台备用。

设备选型表3所示。

表3 设备选型一览表

2 热网首站布置

本期首站布置于主厂房固定端。由每台汽轮机供热抽汽口接出的两根抽汽管道 （2×DN1000）汇合成供热蒸汽母管（DN1400），均引至厂房固定端换热首站的供热联箱（DN1400），经支管分别接入热网加热器。热网循环水母管厂区内采用架空敷设。根据系统不同，本站共有两种布置方案。方案一为汽动热网循环水泵布置方案，方案二为电动热网循环水泵布置方案。两个方案的厂房大小一致，仅根据系统不同，设备的布置方式不同，检修维护条件也有所不同。

2.1 汽动热网循环水泵布置方案

根据热网系统情况，本着工艺流程合理，布置简洁，方便检修维护、降低工程造价等，将4台汽动热网循环水泵和两台高压热网加热器布置于厂房的一侧，2台低压热网加热器布置于厂房另一侧，高低压热网加热器的疏水泵各靠近加热器本体。水泵和加热器均有足够的检修空间，厂房宽敞舒适。

2.2 电动热网循环水泵布置方案

将4台电动热网循环水泵布置于厂房的一侧，4台热网加热器和4台疏水泵布置于厂房另一侧，厂房布置整齐，水泵检修方便，汽水管道布置简捷，但设备检修维护不方便，加热器没有足够的空间抽管检修。

3 节能效果分析

采用五段汽源作为背压汽轮机汽源的驱动方式与电动机驱动方式相比具有明显的节能效果。主要因为实现了能级梯度的最佳利用：五段抽汽作为热网加热器热源，具有一定的过热度和较高的能级品位，在加热网水的过程中，从热力学的观点看，具有较大的可用能损失，现通过背压汽轮机使这部分可用能得以利用。热网水在加热过程中主要吸收蒸汽的汽化潜热，对本系统使用的蒸汽而言，汽化潜热量约是过热热量的15倍，因此，采用五段抽汽作为汽源驱动循环水泵后，热网加热耗汽量增加很少，约增加2.1 t左右，此增加的2.1 t的汽量即可视为投入，产出则为节约的1 427 kW功率电量。

运用等效焓降计算，在主机定流量时此多耗的2.1 t蒸汽将减少上网电量约320 kW。因此采用此种方案，综合效益为净节约电量1 100 kW。按每年采暖期运行3 000 h，电价按0.40元/kW·h，供电标煤耗330 g/kW·h计算，额定采暖工况下，每年可节约电量332万kW·h，可节标煤1 096.4 t，可产生直接经济效益：1 100×0.40×3 000=132.0万元。具体计算过程表4所示。

表4 经济效益计算

项 目 数值 说明排汽压力/kPa 4.9 设计排汽焓/（kj·kg-1） 2 433 设计主机机械效率/% 0.97 设计发电机效率/% 0.98 设计主变效率/% 0.98 设计电动机效率/% 0.94 设计联轴器效率/% 0.97 设计线路效率/% 0.99 设计变频器效率/% 0.95 设计多耗汽少供电量/kW 320.460 717 4 计算电动机从网上取功/kW 1 427.896 676 计算运行小时/h 3 000 取值电价（不含税）/[元·（kW·h）-1] 0.40 取值供电煤耗/[g·（kW·h）-1] 330 取值年发电量/（亿kW·h） 16.5 取值年节约电量/（kW·h） 3 322 307.876 计算年节约标煤量/t 1 096.361 599 计算直接效益/万元 132.892 315 计算供电标煤耗降低/[g·（kW·h）-1] 0.664 461 575 计算厂用电率下降/% 0.201 351 992 计算

进一步计算表明可以降低设计供电煤耗0.664 g/kW·h，降低设计厂用电率0.20%。

4 结语

综上所述，从系统配置上看，汽泵和电泵各有优缺点，电泵系统简单，设备互换性强，检修维护方便，便于分期施工。汽泵系统复杂，设备种类繁多，无法分期施工，首站运行初期设备不在额定工况下运行，效率低，且汽泵运行时间较短，每年仅运行一个季度，检修保养工作量大，优点是首站内无高压电机，节约高压电缆及控制柜的造价，但由于增加了小汽机，整个首站的对外供热量相应减少。从设备投资上看方案一比方案二设备总体投资少；从技术上说，两种系统均可用。从布置上看，两个方案土建投资相当，只是根据设备不同布置方式不同。方案一每一台设备的检修空间都比较大，设备布置整齐。方案二设备布置整齐，但加热器无检修空间。