关于对电厂1号机组冷端强化换热改造项目进行投资的可行性报告.docx
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关于对电厂1号机组冷端强化换热改造项目进行投资的可行性报告
关于对XX电厂1号机冷端系统强化换热改造合同能源管理项目进行投资的可行性报告
技术研发事业部
2012年10月15日
技术部分
一、项目背景
XX电厂1号机冷却塔于2005年3月竣工投产，随机组连续运行。
冷却塔芯部件随着时间积累，出现不同程度的缺陷，影响冷却塔的换热性能。
虽然经过多次局部性修复，仍然无法完全恢复冷却塔的换热性能。
加之冷却塔投产安装实行均匀配水，不能充分利用冷却塔的换热能力。
冷端系统一方面由冷却水冷却形成真空，另一方面由真空泵抽出漏入凝汽器的空气及不凝气体以维持真空，在热季工况下真空工作液温度因冷却水温度较高而处于较高状态，因工作液温度对真空泵抽吸能力的影响显著，为了消除因冷却水温度较高引起的真空泵抽吸能力下降，采用加装热泵换热器强化真空泵的抽吸能力是一种行之有效的方法，对机组经济性有很大的提高。
二、改造内容及技术
实施1号机冷却塔塔芯部件改造，更换全部塔芯部件，以满足塔芯部件优化布置和优化配水的条件要求，降低冷却塔出水温度，提高冷却塔的运行效率和运行稳定性。
对真空泵抽吸能力的强化显著影响机组的经济性，加装热泵换热器改造即可提高机组真空，又可防止真空泵发生气蚀，一举两得。
主要设备清单：
序号
名称
型号规格
材质
单位
数量
备注
1
配水管吊架
φ160
1Cr18Ni9Ti
套
1504
总计：
4992套。
φ200
1Cr18Ni9Ti
套
2192
φ250
1Cr18Ni9Ti
套
1152
φ300
1Cr18Ni9Ti
套
144
2
除水器
波160－45型
PVC
米2
6000
3
喷溅装置
TP-2-18.5
ABS
套
2216
总计：
9894套。
反射Ⅲ－1型喷嘴20
ABS
套
3836
TP-2-20
ABS
套
150
TP-2-22
ABS
套
3692
4
淋水填料
双斜波
PVC
米3
8000
5
配水管快速接头
φ160
ABS
套
38
总计：
240套。
φ200
ABS
套
133
φ250
ABS
套
61
φ300
ABS
套
8
6
配水管大小头
φ300/φ250
PVC
只
16
均为偏心大小头。
φ250/φ200
PVC
只
192
φ200/φ160
PVC
只
312
7
填料托架
玻璃钢
米2
4400
原始面积4400米2,
8
集装式热泵换热器
不锈钢
套
1
9
蒸汽减温减量喷淋装置
不锈钢
套
1
冷水塔强化换热技术是采用云南电科院技术，该技术在云南省多个火电厂进行了改造，并获得了很好的效果。
风水匹配强化换热技术的改造目标为在设计换热能力（100%）的基础上，使冷却塔换热效率提升不低于20%，即达到设计值的120%以上，使出塔水温降低达到1.5～3℃；真空泵加装热泵换热器强化抽吸力改造目标在热季工况使凝汽器真空提高0.5kPa以上。
真空泵辅助冷却技术原理是通过降低水环真空泵的工作液的温度，提高真空泵的效率，在许多电厂都有实施业绩。
部分业绩清单：
项目
淋水面积
m2
塔总高度
m
进风口高度
m
改前冷却能力
%
改后冷却能力
%
华电昆明电厂#1塔
4000
100.2
8.024
93.7
127.0
华电昆明电厂#2塔
4000
100.2
8.024
96.2
134.0
国电小龙潭电厂#7塔
4500
105
7.8
98.5
133.4
国电小龙潭电厂#8塔
4500
105
7.8
97.2
130.9
华电巡检司电厂#6塔
4500
105
7.8
95.4
128.3
国电小龙潭电厂#3塔
4500
105
7.8
97.9
131.8
国电小龙潭电厂#4塔
4500
105
7.8
98.2
133.9
改造后，煤耗可降低2克左右，年节约标准煤3000吨。
三、节能效益计算
3.111号机冷端系统强化换热改造项目节能效果检测原则：
3.1.1按《技术条件书》和《工业冷却塔测试规程》（DL/T1027-2006）要求分别进行改造前和改造后冷却塔性能试验，以及在热季工况、机组在各典型负荷下，机组真空在真空泵工作液热泵换热器及真空泵吸入蒸汽减温减量喷淋装置投入与切除状态下变化量试验，以改造前、后冷却塔冷却水温降、真空提高值等技术指标确定改造的能耗基准、改造后节能效益。
3.2冷却塔性能试验及真空泵强化抽吸能力试验对机组负荷和相关测试条件的选择以甲方、乙方、试验单位共同商定的试验大纲为准。
3.2.111号机冷端系统强化换热改造项目相关试验由乙方组织和委托经广东省经信委认可且具有相关资质的专业第三方实施。
试验方案须由甲方、乙方双方认可。
试验费用由乙方承担。
3.311号机冷端系统强化换热改造项目节能效益计算
3.3.111号机冷端系统强化换热改造项目主要针对冷却塔及真空泵冷却系统，本项目改造后节能效益核算以本项目工程完成后真空提高值折算成发电标煤耗降低值（即节能率）为准。
3.3.2为便于公平、科学计算，通过冷却塔试验测试出改造前、后冷却水温降值换算成机组真空提高值和真空泵强化抽吸力改造后投、切时真空提高值，两者提高的真空提升值来计算汽轮机热耗率降低值（单位：
KJ/kWh），双方同意以试验结果为准。
3.3.3改造前冷却塔冷却能力的确认：
按以上约定，以改造前冷却塔性能试验确认的11号机组冷却塔冷却水温降，评价冷却塔实际冷却能力以下式计算：
改造前冷却塔冷却能力（%）=
×100%。
3.3.4改造后冷却塔冷却能力的确认：
改造完成机组运行且满足试验条件后即进行冷却塔性能试验，确定改造后冷却塔实际冷却能力（%）=
×100%。
3.3.5冷却塔改造前、后冷却能力提升值的确认：
在同等条件下，“冷却塔改造前、后冷却能力提升率”=
×100%。
3.3.6冷却塔改造前、后冷却水温降增加值的计算：
“冷却塔改造前、后冷却水温降增加值”=“同等条件下冷却塔冷却水设计温降值”×（“改造后冷却塔实际冷却能力（%）”-“改造前冷却塔冷却能力（%）”）。
3.3.7改造前冷却塔性能试验在本合同签署后在双方确认的时间内完成。
改造后冷却塔性能试验在本项目工程竣工满足试验条件双方确认的时间内完成。
3.3.8冷却塔改造前、后凝汽器压力降低值的确定：
根据凝汽器工作压力在不同排汽温度下与循环水温度的关系，即：
3.3.9计算排汽温度在实际运行中可能的范围内，循环水温变化1℃对机组背压的影响如下表所示：
可得到冷却塔改造前、后凝汽器压力降低值（单位：
kPa）。
3.3.10真空泵加装热泵换热器强化抽吸能力改造前、后凝汽器压力降低值的确认：
在同等机组条件下，“改造前、后凝汽器压力降低值”=“热泵换热器系统退出后凝汽器压力值”-“热泵换热器系统投入后凝汽器压力值”。
3.3.11冷端系统强化换热改造前、后热耗降低值的确定：
根据厂家提供的背压对热耗修正曲线，核算冷端系统强化换热改造前后热耗变化率。
根据电厂完成的全面热力性能试验报告确定不同负荷下对应汽轮机实际热耗值（单位：
kJ/kWh），“冷端系统强化换热改造前、后热耗降低值（单位：
kJ/kWh）”=“不同负荷下对应汽轮机实际热耗值（单位：
kJ/kWh）”ד热耗变化率”。
3.3.12冷端系统强化换热改造热耗降低值与发电标煤耗降低值折算，以发电煤耗降低值核算冷端系统改造后汽轮机热耗降低对机组发电标煤耗的影响，需综合考虑锅炉、发电机、管道效率三因素，其中锅炉效率以试验结果为准，发电机效率和管道效率皆以“99%”为计算数值。
计算公式：
发电标煤耗降低值（g/kWh）=
3.4结算周期内冷端系统改造节能率的确认：
结算周期内机组实际发电量除以运行时间得到机组平均负荷值，以此平均负荷值在“机组负荷与热耗关系表”中对应核算冷端系统改造热耗降低值，并计算本项目的发电标煤耗降低值（即节能率）。
3.4.1结算周期：
以三个月为一个结算周期进行节能效益分成结算。
3.4.2结算周期内本项目节约发电标煤总量计算：
11号机冷端系统强化换热改造项目节能效益分享与支付办法
在效益分享期间双方按以上约定办法来计算分享期间每个结算周期的节能效益。
3.4.3每结算周期到期后一周内，双方核算该结算周期11号机组发电总量并计算出该结算周期节能效益总量，以此作为节能效益结算依据。
节能效益总量（元）＝节约发电标煤总量（吨）×标准煤单价（元/吨）。
标煤单价固定按1000元/吨。
3.4.5节能效益分享期自本项目性能验收试验报告出具后次日起计算，节能效益总分享期为6年（合计72个月）。
分享期间节能效益分享比例按6年报价：
分享期
第一年
第二年
第三年
第四年
第五年
第六年
甲方
0
0
10%
10%
15%
25%
乙方
100%
100%
90%
90%
85%
75%
分享期结束且本项目设备、技术资料应无偿移交甲方。
3.4.6在每一结算周期结束后一周内，乙方按上述分享比例和上述核算办法确认的节能效益向甲方发出书面付款请求，叙明付款金额、付款方式。
3.4.7甲方在收到上述付款请求和甲方开具相应收款发票之后10个工作日内，将相应的服务费款项支付给乙方。
3.4.8如双方对任何一期节能效益的部分存在争议，该部分的争议不影响对无争议部分的节能效益的分享和相应款项的支付。
对于争议部分由双方协商解决，协商超过60日仍无法解决的，则由双方均认可的第三方机构终局检测确认。
3.4.9如甲方未按照本合同的规定及时向乙方支付款项，应当承担相应违约责任。
每逾期1日按欠款总额的1‰向乙方支付违约金。
四、投资回报
本项目总投入810万元，费用清单如下：
序号
子项目名称
子项目内容简述
投资费用
1
11号机冷却塔强化换热改造
1）采用目前最先进的CFD技术对冷却塔进行全三维传热传质数值计算：
得到塔内湿空气与循环水的速度场、温度场、压力场、湿度场。
2）根据计算结果，按“风－水匹配”原则在塔内进行冷却风与循环水按湿空气冷却能力进行配水，并进行配水后重新计算，找到循环水出塔水温最优值状态对应的配水与填料布置方案。
3）根据计算结果进行相应配水与填料改造。
4）更换填料托架。
5）更换除水器。
6）更换配水管及吊架。
约695万元，
2
11号机真空泵加装热泵换热器强化抽吸力
1）设计安装一套真空泵工作液热泵换热器向真空泵换热器提供温度在10～15℃的冷却水，保证真空泵随时处于高效工作区。
2）在真空泵吸入端管道加装蒸汽减温减量喷淋装置，通过调节其喷淋水量，保证真空泵吸入口蒸汽流量减少20%，真空泵运行电流下降不低于10A。
约115万元
投资回报率计算：
项目计算期
建设期
运营期
合计
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
节能效益分享款（税前）
-650
223.2
223.2
200.88
200.88
189.72
167.4
555.28
累计分享款
223.20
446.40
647.28
848.16
1,037.88
1,205.28
增值税及附加
0.00
0.00
0.00
32.42
31.04
27.39
90.84
维护费
5
5
10
10
10
15
15
70.00
投资净回收额
0
-650
218.20
218.20
190.88
158.46
148.68
125.01
409.44
利率
6.65%
6.65%
6.65%
6.90%
6.90%
7.05%
7.05%
7.05%
7.05%
7.05%
折现系数
1.07
1.14
1.21
1.31
1.40
1.50
1.61
1.72
1.85
1.98
折现值
0
-650
204.59
191.84
157.35
121.34
106.50
83.07
0.00
0.00
0.00
214.70
运营期
6
静态投资回收期
3
净现值
214.70
净现值率
33.03%
动态投资回报率
5.51%
投资收益率
10.50%
内部收益率
18.06%
获利指数
133.03%
静态投资回报率
14.24%
加装热泵换热器投资回收期未计算！
五、风险分析
1、发电量风险
本次投资按年发电量15亿度电计算，负荷率为60%。
根据XX电厂07年-11年平均发电量为17.5亿度电。
考虑未来几年由于受西电东送的影响，所以取低值，但是对于发电企业从来都没有停止向中调多争取电量的努力。
因此认为今后六年低于15亿度的机会比较少。
2、改造效果风险
此次采用的技术能在原来设计的基础上提高20%以上效果，而目前韶关厂的冷水塔效率只有设计效率的80%多，根据此前在云南改造情况，大部分电厂改造效果都超过设计能力的20%，小部分还达到30%以上，因此该风险也比较小。
六、结论
经过以上分析，该项目投资是可行的。
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