热电厂供热首站扩容改造.doc

热电厂供热首站扩容改造摘要：本文针对鹤煤热电厂供热首站供热能力不足的问题，着重对汽轮机的供热及外管网的输送能力进行核算，围绕首站系统设备选型、控制方式及热网系统的安全运行等问题提出具体增容改造方案。首站扩容后热电厂的供热能力达到245mw，年节省标煤3.5104t，为促进淇滨新区发展作出了贡献。关键词：首站扩容 增效 节能1 概况城市集中供热是现代化城市中必不可缺的基础设施，也是城市公用事业的一个重要组成部分，在节约能源、减少城市污染方面具有至关重要的作用。鹤煤热电厂装有2135mw抽凝式热电机组。设计工业抽汽压力1.276mpa，工业抽汽温度446，抽汽量30t/h；采暖抽汽压力0.245mpa，采暖抽汽温度239；采暖额定抽汽量80t/h，采暖最大抽汽量120t/h。即热电厂设计最大供热能力为160mw，只能满足320万m2热用户的采暖需求。作为城区集中供热的唯一热源，因受热网首站容量的制约，已无法满足供热需求。因此，为提高对外供热量，增大集中供热面积，对热网首站进行扩容改造是当务之急。2 供热能力分析2.1 汽轮机最大抽汽能力根据制造厂提供的数据，机组最大供热工况额定蒸汽流量为445t/h，在供热工况下运行时，汽轮机高、中压汽封漏汽等各种损失、回热系统用汽总量为126.61t/h；保证汽轮机中压缸安全的中压缸排汽压力为0.245mpa、低压缸最低蒸汽通流量为70t/h。为保证汽轮机最大供热工况运行时调节级及各监视段压力、供热蝶阀后压力、供热抽汽压力等参数完全在汽轮机叶片允许压力范围之内，在保证抽30t/h工业蒸汽的情况下，采暖抽汽最大抽汽量为190t/h，若无工业抽汽采暖最大抽汽量可达220t/h，能保证机组安全运行。考虑到两台机同时供汽及系统故障等因素的影响，两台机组可靠供热抽汽量为340-360t/h，即231-245mw。2.2 抽汽管网管径核算单台机组的采暖抽汽管径现为dn900，采暖抽汽量为170t/h，则：d=（）代入数据，则有：0.92=v=69.62m/s管道内蒸汽流速经核算为69.62m/s。蒸汽管道热介质的最大允许流速为80m/s，推荐流速为35m/s60m/s。综合机组运行情况、管线较短各方面情况分析，该段管道造成的压力降较小，对热经济性影响不大，完全可以满足运行要求。3 供热首站扩容改造方案结合上述分析，为使改造后热网首站供热能力达到供热热源所能提供的245，综合考虑热网首站系统设备性能、运行稳定性等因素，制定如下改造方案：增设slowr300-710b型热网循环水泵一台，增设lrjw1800-1800热网加热器一台，增设250nw443型热网疏水泵二台（新增设备技术参数见下表）。新增热网循环水泵、热网加热器与原设备采用并联接入方式，可根据热负荷需要随时进行调整。新增热网疏水泵独立于原热网疏水系统，采用一运一备运行方式，单独负责输送新增热网加热器疏水。两路疏水在疏水母管汇合经过疏水调节阀后送入除氧器。为解决热网循环水量瓶颈问题，将原厂区内dn700循环水管段更换为dn800循环水管，同时将热网回水管上安装的3000m3/h 热网除污器改为4500m3/h流量的自动反冲洗过滤器。热控系统部分对现有的热网dcs系统（xdps-400+）硬件部分进行扩容升级，同时进行dcs软件的组态编程。电气部分采用与热电厂现有开关相配套的型号和厂家，便于运行人员操作及检修人员的安装和维护。4 改造后热网首站运行2011-2012年度供热期内改造完成后的热网首站投入运行。改造后的首站系统运行稳定，热负荷调节快速灵活，供热能力完全满足当前网内420万m2热用户的采暖需求。为试验改造后热网首站的最大供热能力，2012年1月30日联系热力公司相关人员进行了热网首站最大出力试验。通过试验数据可知，考虑热网首站设备换热器、热网循环水泵、热网疏水泵的安全、稳定性后，热网首站扩容改造后热电厂实际采暖供热能力达到245mw，供热面积可达500万m2。5 经济及社会效益5.1 经济效益热网首站扩容改造完成后，采暖供热能力达到245mw，一个供热期内供热量可增加120104gj，按照38元/gj（含税）热价计算，一个供热期可多售热费4500万余元。热网首站扩容改造后机组平均热效率提高7.5%，每年可节省标煤3.5104t。若标煤按900元/t计算，年综合效益3150余万元。5.2 社会效益热网首站扩容技术改造完成后，采暖供热能力达到245mw，满足鹤壁新区约500万m2供热需求，有效缓解淇滨区供热紧张局面。另外，可避免热力公司供热一站、二站燃煤锅炉供热所带