银川热电公司＃1、＃2机组循环水供热分析

银川热电公司＃1、＃2机组循环水供热分析

高瑞明马丽萍

高瑞明马丽萍（宁夏银川热电有限责任公司）

摘要：采用低真空循环水供热的可行性及节能减排的效果

关键词：循环水供热节能减排热负荷

0引言

根据《银川市城市供热规划》中的供热现状，银川市采暖供热的大部分区域是靠现有的区域小锅炉房提供热源。银川热电有限责任公司向兴庆区和金凤区的部分区域供热，供热面积为450×104m2。随着银川市经济的迅速发展，企业居民不断增多，在银川热电有限责任公司供热区域内供热工程已严重滞后，不能满足建设发展需求。

随着国家《能源法》的颁布实施和世界能源的日益短缺，企业的节能工作显得越来越重要了。银川热电有限责任公司是一个热电联产，供热为主的小型热电厂，机组小、热效率较低，厂内的综合热效率仅为45%，其它热量白白损失掉了，而其中最大的就是凝汽器的冷源损失，约占总损失的55%（冷源损失率约为30%）。如何降低冷源损失，提高全厂热效率、达到节能挖潜的目的，是目前急待解决的问题。

银川采暖负荷大，银川热电有限责任公司供热能力有限，城区银川热电有限责任公司供暖范围内还有部分建筑供暖未纳入城市集中供热，以至于部分采暖热用户的热负荷由自备小锅炉供给。这些小锅炉独立分散、容量小、热效率低，给城市造成危害，又由于小锅炉所配的除尘设施不完善，导致烟尘、SO2排放超标，污染城市环境，危害人民身心健康。

对银川热电有限公司电厂及热网进行低真空循环水改造后，供热半径加大，供热能力提高，工况稳定，既可以缓解蒸汽供热的压力，又可以取缔小区采暖锅炉。低真空循环水供热的改造，可充分利用电厂热能，既节约了能源，又减少环境污染，社会效益以及经济效益明显。

1项目概况

银川热电有限责任公司＃1、＃2机组循环水供热工程，是银川城区采暖集中供热的扩建、改建项目，是银川市城建工程的一部分。银川热电有限责任公司＃1、＃2机组循环水供热工程的建设为银川城区的发展、人民生活的提高起到推动作用。

银川热电有限责任公司＃1、＃2机组循环水供热工程供热范围为银川城区部分采暖用户的集中供热。加热站供热能力为2×12MW汽机低真空循环水供热量(即供热量循环水量为3820t/h)，热力网供热能力为6164t/h的热水(65/50)℃，热力网干线总长3.225km。热力网通过供热分配站直接或间接与采暖用户连接，供热分配站为无人值守。热力网采取无补偿直埋方式敷设。系统采取变频补水泵定压。补水经过软化、除氧处理。

2现状分析

供暖现状银川市地处我国西北寒冷地带，每年从十一月开始到次年三年底有长达150天的采暖期，银川热电公司属热电联产、集中供热项目，除冬季采暖外，还向热用户提供工业用蒸汽及日常生活热水。

由政府规划部门确定的规划供热范围为：三一支沟以东，唐徕渠以西的银川高新技术开发区；唐徕渠以东、民族南街以西、解放街以南、南二环以北区域，由于热用户的要求，经市有关部门同意，银川热电有限责任公司的供热范围已超过解放街以南原规划范围，延伸至文化街。银川热电有限责任公司建有两期工程，共有6台锅炉，四台汽轮发电机组，总装机容量74MW，总供热面积可达450万平方米。

一期工程装机容量为：3台75T/h次高压煤粉锅炉＋2台12MW汽轮机组，及配套供热一次网、32座换热站，2002年供热达到满负荷。设计年发电量1.56亿千瓦时，供热量1.05×106GJ。一期工程于1998年开工建设，2000年投产。二期工程装机容量为：3台150T/H高压煤粉锅炉＋2台25MW汽轮机，并扩建供热一次管网系统及换热站。设计年发电量3.25亿千瓦时，年供热量2.0×106GJ。二期工程于2002年8月开工建设，到2003年9月逐步投入生产到2007年，已建成58座换热站，供热面积达400万平方米。

3热负荷调查及分析

根据电厂热源的供热能力，对现有部分采暖用户的供热改为低真空循环水供热(采暖用户的现供面积是热电厂的现有汽轮机抽汽蒸汽通过加热器换热所带采暖负荷)，并扩大供热规模，扩展新的采暖热用户。

3.1采暖热用户采暖负荷调查表。

根据《银川市集中供热规划》的观点，结合现场对现有采暖用户的用热负荷情况调查，根据银川市已实施的供热工程的运行实践,并结合当地的实际建筑结构,本工程所采用的建筑物综合采暖热指标为60W/m2，根据银川热电有限公司一期汽机低真空循环水供热的供热能力。

3.2本期工程的热负荷分配表。

根据热负荷表内的分析，已接入目前集中供热管网的供热面积为76.4万平方米，热负荷为41.8MW，其中热水参数为60/45℃的供热面积为28.9万平米，热负荷为17.34MW，热水参数为45/35℃的供热面积为47.8万平方米，热负荷为24.48MW。

3.3热负荷计算分析银川热电有限责任公司主机资料表明：2×12MW汽机为2000投运的青岛捷能动力集团生产的设备，主要技术参数见12MW汽机主要技术参数表；2×12MW汽机所配冷凝器技术参数表见2×12MW汽机所配冷凝器技术参数表。

本期工程计划改造2×12MW汽机低真空循环水供热运行。采暖季汽机低真空循环水供热运行，冷凝器作为热网加热器使用，利用机组排汽(参数为0.025MPa、65℃)加热采暖供热循环水；非采暖季汽机真空运行，冷却循环水通过原设计循环水系统上塔冷却。

若凝汽汽循环水出口温度加热到55℃，根据表3此时，排汽温度为65℃，排汽压力为0.025Mpa,凝器汽最小蒸汽流量为35t/h,每台凝汽器的最小供热量为：

Q1=G*(hc-hc′)=35*(2500-272.11)*1000=77.976Gj/h&pide;3.6=

21.66MW

两台凝器汽的供热量为Q小=2XQ1=2x21.66=43.32MW

若凝汽汽循环水出口温度加热到55℃,排汽温度为76℃，排汽压力为0.045MPa、，凝器汽最大排汽量为51.7t/h。每台凝汽器的最大供热量为：

Q1=G*(hc-hc′)=51.7*(2637-317)*1000=119.944Gj/h&pide;3.6=

33.3MW

两台凝器汽的供热量为Q大=2XQ1=2x33.3=66.6MW

2×12MW汽机低真空运行供热量为43.32－66.6MW。以采暖热指标为：60W/m2，可供最小的采暖面积为：72.2×104m2

可供最大的采暖面积为：111×104m2

通过计算近期将热负荷确定在76.4×104m2是合适的。

3.4换热站热媒参数分析加热站供水温度60℃，经过普通采暖系统换热后，回水温度为45℃，经过地暖系统换热后，回水温度为35℃，经混合后，加热站入口回水温度42℃，凝汽器入口水温为48℃。出口水温为55℃,在最冷月根据用户需要通过尖峰加热器将供水温度加热到60℃。为了防止在采暖初、末期采暖回水温度过高，引起凝汽器真空过低，在回水总管上设置2台15MW板换冷却器，降低回水温度，在供暖期，由于凝汽器供汽量较大，为保证凝汽器进水温度不超过45℃，同时也能根据采暖的初、中、末期用户的供水温度的需要，需要通用冷却器散掉多余的热量，利用原循环泵，一般开启1台即可，通过冷却器后，进入冷却塔。每个冷却器冷却侧进水量650t/h，进水温度一般≤18℃，出水温度≤28℃，被冷却侧进水量1300t/h，进水温度一般≤45－38℃，出水温度40－33℃。

冷却侧总流量为1300t/h，温度18－28℃，压力0.2－0.3MPa

被冷却侧总流量6000t/h（旁路3400t/h，冷却器支路2x1300t/h）压力0.2－0.3MPa，温度33－45℃。

热网循环水泵装在凝汽器出口管路侧，使凝汽器不承受较高的压力，凝汽器所承受的是0.2MPa左右的采暖回水压力。它和机组按额定工况运行时凝汽器所承受的循环水泵出口压力基本相同。

为了保证系统安全，防止冷凝器超压，在循环水泵入口母管上装设了重锤式安全阀，当回水压力达到0.25MPa时，安全阀排放，同时，取自回水母管上的压力信号自动开启通往水塔的电动阀门，向水塔放泄。

为了防止热用户暖气片和凝汽器铜管结垢，影响传热效果，在循环水供暖系统中装设加药装置。防垢剂为液态硅酸盐被膜剂，药品加入加药箱，通过2台柱塞式计量泵加入补充水管道中进入循环水供暖系统，使采暖循环水的PH值控制在8－9的范围内，以达到非常良好的防垢效果。

4.5节能减排分析

供热节约标煤量：TG标

Th标＝S×q×3.6&pide;Q标＝76.4×104×60&pide;106×3.6&pide;29.308＝5.68吨/小时

S(实际供热面积)＝76.4×104m2

q(采暖热指标)＝60W/m2

Q标标煤发热量)＝29.308MJ/Kg

一个供暖期5个月安150天计算，一年可节约标煤为：

TG标＝5.68×24×150＝20448吨

少发电增加标煤量：TF标

由于循环供热回水温度在30℃－40℃，引起凝汽器真空降低62Kpa－70Kpa，造成电负荷平均降低1.5MW。

Th标＝P×3.6&pide;Q标=1.5×3.6&pide;29.308＝0.19吨/小时

P(有功功率)＝1.5MW

Q标(标煤发热量)＝29.038MJ/Kg

TF标＝0.19×24×150＝684吨

少产生固废量：G(4347Kg)

G＝T标×Q标&pide;Q×15%=19764×29.308&pide;19.8×15%＝4347吨

T标(标煤)＝19764Kg

Q标(标煤发热量)＝29.308MJ/Kg

Q(原煤发热量)＝19.8MJ/Kg

15%(原煤灰含量)

减少SO2排放量S(319996Kg)

S＝1600×T标×Q标&pide;Q×0.69%=1600×19764×29.308&pide;19.8×0.69%＝319.996吨

T标(标煤)＝19764Kg

Q标(标煤发热量)＝29.308MJ/Kg

Q(原煤发热量)＝19.8MJ/Kg

0.69%(原煤含硫量)

通过以上分析采用循环水供热，年可年可节约标煤19764吨。减少SO2产生量319.996吨，减少固废产生量4347吨。

5结论

银川热电公司循环水供热于2008年10月28日正式投用,目前循环水供热系统热用户投入40万平方米，机组电负荷为11-12MW、真空为62－70Pa、主气压力4.9MPa、主气温度470℃、主气流量75-80t/h；循环水供热温度为53-56℃、回水温度为40-45℃、供水压力维持＜0.5MPa，回水流量1798-1819t/h、供热量76.3Gj/h。通过计算08-09年供暖期年可节约标煤9774吨。减少SO2产生量158.2497吨,减少固废产生量2150.1吨。由此可见＃1、＃2机组循环水供热改造达到了预期的效果。