赵永臣　马天驰　李晓光　姜信杰　刘明超

摘 要：目前，我国许多城市普遍存在集中供热热源不能满足迅速增加的供热需求的情况，并且新建的大型热源投资费用高、建设周期长，并受城市环境容量的严重制约。热电联产作为一种被公认的成熟节能技术，被采用于热电厂生产之中。采用热电联合生产工艺，将有效减少转换过程中的冷源损失，较好实现能源梯级利用，从而达到节能目的；同时保证了发电、供热标煤耗率低于同等条件下的热、电分别生产的标煤耗率，充分体现了经济性、节能性、环保性的优点。该文选取了一典型的热电厂节能改造项目进行研究，分析改造之后的节能效益。

关键词：热电厂 节能改造 经济性 效益

中图分类号：TM6 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2015）11（a）-0098-03

Abstract：At present， many cities in our country ware generally concentrated in the situation that the heat source of central heating was not satisfied with the rapid increase of the heating demand，and the high investment cost and the long construction period ware needed in the new large heat source，and the urban environmental capacity was severely restricted. the heat and power was widely used in the production of heat and power plant as a kind of mature energy saving technology. Using the combined production process of heat and power， will effectively reduce cold source loss in the process of transformation and better realize energy cascade utilization， so as to achieve the purpose of energy saving； while ensuring the coal consumption rate of electricity production and heating was lower than the standard coal consumption rate to the same condition of heat and electricity production. the advantages of the economic， energy saving and environmental protection ware fully reflected. In this paper， a typical thermal power plants energy saving reconstruction project was studied，and the energy saving benefit of the reformation was analyzed.

Key Words：Thermoelectric power plant；Energy saving；Economy；Benefit

热电厂做为一次能源的消耗大户，需要的能源量也逐渐增多[1]，同时随着煤炭价格的上涨，国内部分热电厂出现了严重亏损。因此，降低能源消耗，提高企业经济效益，必须进行节能技术改造。文章结合中电投阜新发电有限责任公司1号机组低真空循环水供热改造工程，即对1号200MW机组进行低真空改造[2]，通过降低凝汽器真空度提高排汽温度用于加热热网循环水，充分利用排汽的汽化潜热，将冷源损失降低为零，实现对凝气机组排汽的余热回收利用[3]，可增加01号机组供热能力209MW，工程直接投资约2 281.52万元。

此次改造主要范围包括凝汽器低真空改造加热系统[4]、市政网（200MW机组）热网首站系统、1号机组辅机循环冷却水系统及外部管网（含回水母管及与现状管网并网）等配套设计。

该工程将为供热区域内现有负荷及新增项目进行集中供热，该设计遵循国家有关政策和法规，坚持社会效益和经济效益并举的方针，结合实际、合理布局，保证热源建设与城市总体规划相适应，满足城市热负荷发展需求。

1 改造的施工技术方案及工艺要求

此工程供热系统中供热负荷是主要的热负荷，而供热热负荷常随室外温度的变化而发生变化，供热调节的目的，在于使热源的供热与用户的热负荷相一致，防止用户出现室温过高或过低的现象。此工程采暖系统调节在热网首站和换热站位置进行。在热水管网实际运行时，将根据外部管网与热用户的连接方式及室外气象参数的变化，采取下列方式进行调节：（1）质调节：改变供热管网的供水温度，热网循环水流量不变；（2）量调节：改变热网循环水流量以满足供热要求，供水温度恒定；（3）分阶段改变流量的质调节：质—量调节。

此方案热力网运行推荐采用质—量调节[5]，具体工程方案如下：市网回水与鸿源网回水于厂内北墙处合并为DN1400回水母管（回水温度约50℃，压力0.15 MPa），与现市网DN1000供热管道共架敷设至1号机组汽机间，通过5 m平台设置电动卧式角通除污器一台对回水进行除污后进入凝汽器加热至70℃，凝汽器出水于-4.000 m层分为两路DN1000的支管分别进入1号机与2号机的热网循环泵加压至0.7 MPa后分别进入市政网加热器（200MW机组）及鸿源网加热器（350MW）加热后对用户进行供热，同时为保证供热的安全可靠性，通过设置旁通及联通阀门可恢复为原供热循环水系统。

低真空循环水加热系统及市网（200MW机组）热网首站改造主要涉及工艺、电气仪表、土建等专业设计。

工艺专业主要设计内容：

（1）凝汽器低真空加热系统：凝汽器供回水管道及除污器、安全阀放散排水。

（2）市政网（200MW）热网首站：热网循环泵进出水管路及加热器水侧管路。

（3）鸿源网供水母管：两个热网循环泵出水联箱各引一根DN800支线并入现市网DN1000回水母管作为凝汽器加热系统至鸿源网（350MW）热网首站的供水。

（4）冷却水系统：为保证1号机辅机的正常运行，由2号机循环冷却水供水母管引出跟DN600的冷却水供水管道，接入辅机供水母管；为保证1号机作为2号机夏季备用机组，改造后凝汽器供回水母管分别与循环冷却水母管相连，并设切断阀。

（5）汽动泵系统：改造后由于循环水流量由4 500 m?/h

增加到12 000 m?/h，现厂用电容量已不满足新增需求，同时为进一步降低厂用电量，提高能源利用效率，选用2台汽动热网循环泵，汽机进汽为两路汽源，排汽分别进入1号、2号机加热器。

2 设备选型

（1）热网循环泵：供热系统总循环水量为12 000 m?/h，1号机与2号机热网首站各负担循环水流量为6 000 m?/h，每个首站选用热网循环泵3台，循环泵运行参数为：

流量：Q=1 826/3 043/3 652 m?/h

扬程：H=78/70/61 m

其中，电动热网循环泵2台，电机功率800kW，运行方式为1用1备；三站一体式汽动热网循环泵机组1台套，汽轮机参数为：

背压式汽轮机功率：N=800 kW

汽耗量：Q=17～18 t/h

进汽压力：P1=0.6～0.7 MPa

排汽压力：P2=0.2 MPa

进汽温度：t1=400℃

排汽温度：t2=300℃

综上，1号机与2号机首站共设热网循环泵6台，其中电动泵4台、汽动泵2台，运行方式为4用2备，2台电动泵作为备用。

（2）热网加热器：为旧有系统，设备利旧接入改造后系统。

（3）电动除污器：除污器选用电动卧式角通除污器，内部滤网带有电刷清洗，进出口直径DN1400，设计压力PN1.0MPa，设计流量Q=12 000 m3/h。

（4）管道管径及壁厚：

管道管径均经过计算，由经济流速确定；管道壁厚均经过强度校核确定，可满足设计工况下安全运行。

（5）管道保温：为保障系统管道运行安全，提高管道使用寿命，管道采用预制保温管。

①对于架空敷设热水管道（温度t<300℃）：保温层材料采用超细玻璃棉管壳，保温厚度经计算选用经济保温厚度，保护层材料选用镀锌铁皮（δ=0.5 mm）。

②对于架空敷设蒸汽管道（温度300℃

③对于直埋热水管道（温度t<120℃）：采用聚氨酯预制保温管，保温层材料采用耐高温聚氨酯硬质泡沫塑料（耐温120℃）保温材料的预制保温管，外保护采用高密度聚乙烯外套。

（6）外部管网：外部管网设计主要内容为新敷设一根DN1400回水母管以及厂区热网与现市网与鸿源网并网等。

①管材选择：管材选用聚氨酯复合保温管，工作钢管采用电弧焊或高频焊焊接钢管。根据本期工程热媒设计参数及管道规格，推荐采用双面螺旋高频焊焊接钢管，管道材质采用Q235-B，管材工作压力为1.60 MPa，适用温度为≤300℃。

②管道阀门选择：本工程阀门采用三偏心双向金属硬密封蝶阀，阀门的工作压力等级按1.6MPa选取。

③管网敷设形式与补偿方式：厂区内部管网采用沿现有支架架空敷设，厂区外部管网采用直埋敷设，采用波纹补偿器进行补偿。

④管道管径及壁厚：管道管径均经过计算，由经济流速确定；管道壁厚均经过强度校核确定，可满足设计工况下安全运行。

3 改造后的效果及经济性分析

供热期在全厂发电量以及供热量不变的情况下，1号200MW机组进行低真空供热改造后，与改造前采用常规供热方式时的机组最大供热能力相比，1号机组年节能量100 846t标准煤。

3.1 余热利用分析

改造后可提高供热能力209 MW，采暖期全年运行小时数3 816 h，则可回收利用热量Q=209 MW×3 816 h=797 544 MW·h=2.87×109MJ，根据《综合能耗计算通则》（GB/T 2589—2008）中规定热力与标准煤换算系数0.03 412 kgce/1MJ计算改造可利用余热折算标准煤2.87×109×0.034 12=97 964 t。

3.2 节水分析

改造前，每座冷却塔风吹损失为25 t/h，蒸发损失为265 t/h、排污损失为44 t/h，总损失为334 t/h。改造后，电厂冬季停用一座冷却塔，其损失降为零，采暖期按1 440+2 160=3600 h，则每年节水334 t/h×3 600 h= 1 202 400 t。每吨循环水的能量折标值按0.14 kg/t（标煤）计算，则全年节标煤量为：1 202 400 t×0.14 kg/t=168 336 kg=168 t。

3.3 节电分析

（1）冷却水循环泵节电分析：改造前，冬季运行两台冷却塔循环水泵，电功率约为1 600 kW。采暖期按159天折合3 816 h计算，则每台泵年耗电；1 600 kW×3 816 h=6 105.6 MkW·h

改造后，冬季停运一台冷却塔循环水泵，则每年节约厂用电610.56 万kW·h。据《综合能耗计算通则》（GB/T 2589—2008）中规定电力与标准煤换算系数0.1 229 kgce/kW·h计算，则全年节标煤量为：610.56×104 kW·h×0.4 040 kgce/kW·h=2 467 t。

（2）汽动泵代替电动泵节电分析：汽动泵代替电动泵总容量为800 kW×2=1 200 kW，全年运行小时数3 816 h，则改造后可节电457.92万 kW·h，折合标准煤1 134 t；每台汽动泵耗气量为17 t/h，参数P1=0.6 MPa、t1=400 ℃、H=3 269 kJ/kg，排汽参数P2=0.2 MPa、t2=300 ℃、H=3 069.6 kJ/kg，背压机进出口△H=3 269-3 069=200 kJ/kg，计算汽机拖动做功消耗热量Q=17×103×200×3 816=1.3×107 MJ，根据《综合能耗计算通则》（GB/T 2589—2008）中规定热力与标准煤换算系数0.03 412 kgce/1MJ计算折算标准煤1.3×107×0.03 412=443.5 t。

综上，利用汽动泵全年节约标煤量=1 134-443.5×2=

247 t。

（3）总节能量：此项目合计年节能量标换算标准煤=97 964+168+2 467+247=100 846 t，节能效果显著。此工程为改造项目，利用原厂房消防系统可满足改造后需求。

4 结语

热电厂中热力设备和热力系统的节能改造是节能工作的重点，从文中各项措施可以说明，从热力设备和热力系统角度入手，节能改造易实现、见效快，且节能潜力巨大。伴随着传统能源的枯竭，热电厂作为消耗能源的最大行业之一，必须对热电厂主要设备进行节能技术改造。通过这些技术改造能够有效提高热电厂的热经济性及效益。

参考文献

[1] 王振铭.热电厂节能有效措施44例[J].热电技术，2008（1）：1-8.

[2] 朱奇，陈鹏帅，侯国栋.低真空循环水供热改造[J].热力发电，2013（3）：95-97.

[3] 吴河生，范朝光.300MW供热机组水环式真空泵系统技术改造[J].江苏机电工程，2010（9）：70-72，76.

[4] 谭旭东.滦河发电厂汽轮机组供热改造[J].汽轮机技术，2005（4）.

[5] 白东海，王蓉.热电厂供热改造方案的选择分析[J].山西电力，2014（5）：59-61.