昌吉三期电厂330MW机组余热回收初可研报告.docx
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昌吉三期电厂330MW机组余热回收初可研报告
昌吉热电厂
330MW供热机组乏汽余热回收利用项目
可行性研究报告
二〇一二年五月
摘要
华电新疆发电有限公司昌吉热电厂是昌吉市重要热源，拥有2×330MW热电联供机组，随着集中供暖面积的逐步扩大，以及节能减排压力的增加，亟需寻找备用热源和节能新措施。
从避免冷源损失，回收汽轮机排汽余热用于供热的角度，本报告分析了通过将#1机的五段采暖抽汽作为吸收式热泵的驱动力，回收汽轮机排汽冷凝热的方案。
根据昌吉热电厂接带的供热面积发展情况，本项目拟分阶段对乏汽余热进行回收。
2012年采暖期电厂接带供热面积约为450万m2，一期工程拟采用3台吸收式热泵，回收乏汽余热49.36MW，按采暖热负荷指标为60W/m2计算，可增加供热面积约82万m2。
同时在不增加能量输入的基础上，年可增加对外供热量73.8万GJ，相当于电厂每年可节约2.74万吨标煤。
当昌吉热电厂接带面积达到1100万m2时，进行二期工程实施，以回收剩余乏汽余热的回收工作。
二期工程拟采用5台吸收式热泵，回收乏汽余热85.26MW，按采暖热负荷指标为60W/m2计算，可增加供热面积约142万m2，同时在不增加能量输入的基础上，年可增加对外供热量127万GJ，相当于电厂每年可节约4.73万吨标煤。
本方案回收利用乏汽余热供热，按22元/m2的直供价格计算，折算为24.86元/GJ，一期工程每年供热销售收入可以增加约1834万元；增加设备引起的用电损失和运行维护费用约86万元；回收乏汽余热减少上空冷岛的乏汽量而节约的风机用电20万元。
综合分析本方案带来的年税后收益约1084万元。
本项目一期工程需要的初期投资约为6282万元，税后收益约1084万元，动态投资回收期约5.79年。
期工程每年供热销售收入可以增加约3126万元；增加设备引起的用电损失和运行维护费用约95万元；回收乏汽余热减少上空冷岛的乏汽量而节约的风机用电33万元。
综合分析本方案带来的年税后收益约2043万元。
本项目一期工程需要的初期投资约为5765万元，税后收益约2097万元，动态投资回收期约2.75年。
关键词：
乏汽余热热泵改造
1概述
1.1项目概况
华电新疆发电有限公司昌吉热电厂位于新疆北疆电网的乌昌负荷中心，是乌昌负荷中心的主力电源之一，同时也是乌昌城网中的一座重要热电厂。
该热电厂2×330MW投产后，不仅可满足乌鲁木齐市、米东区和昌吉州及北疆地区的国民经济和社会发展对电力的需求，在北疆地区做到就地平衡。
同时该工程的建设有利于加强受端网架及加强北疆电网结构，对提高乌鲁木齐核心电网的供电安全和供电质量具有重要意义。
华电新疆发电有限公司昌吉热电厂装机为2×330MW燃煤亚临界直接空冷供热式汽轮发电机组，配2×1180t/h亚临界、自然循环、一次中间再热、固态排渣、煤粉锅炉，以及相应的生产辅助、附属设施。
一期工程于2009年10月开工建设，2011年11月第一台机组投产发电并开始带供热，2011年12月第二台机组投产发电。
采暖抽汽参数定为0.43MPa（a），248℃，汽源来自1、2号汽轮机5段抽汽，每台机组额定采暖抽汽量370t/h。
采暖供热方式为：
由汽轮机抽出的加热蒸汽送至厂内的热网首站，经热交换后，加热蒸汽的凝结水通过热网疏水泵输送回主厂房汽水系统。
热网首站的外网（热水管网）采用软化水做为采暖热负荷的供热介质，经加热蒸汽加热后的高温水经厂外热网送至各小区的换热站，经热交换后，将换热后95℃的低温水经小区内热网送至热用户。
现昌吉热电厂2×330MW机组是昌吉市供热的主要热源之一，目前接带的供热面积共约为170万m2，预计到2012年达到650万m2，到2013年达到800万m2。
随着昌吉市的发展，集中供热的面积将逐渐增加，昌吉三期将承担越来越重大的供热压力。
从机组设计五段抽汽量、热网设备设计参数看，昌吉电厂供热能力虽未达到饱和。
但由于缺乏备用热源，集中供热工作存在很大安全隐患，若昌吉热电厂机组设备稍有闪失，即可能造成大面积停暖事故，都将对居民正常采暖产生巨大安全威胁与恶劣的社会影响。
近年来，随着社会的日益发展与进步，国家对资源节约、环境保护、能源的综合利用等方面的要求逐步提高。
《中华人民共和国国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》提出了“十二五”期间单位国内生产总值能源消耗降低16%，单位国内生产总值二氧化碳排放降低17%。
这是贯彻落实科学发展观，构建社会主义和谐社会的重大举措；是建设资源节约型、环境友好型社会的必然选择；是推进经济结构调整，转变增长方式的必由之路；是提高人民生活质量，维护中华民族长远利益的必然要求。
火电厂低温乏汽的能量约占电厂耗能总量的30%以上，充分利用这部分能量可以为昌吉热电厂利用2×330MW供热机组进一步拓展供热市场的提供支持，同时也能增加电厂的供热安全裕量，对企业发展的是一个良好机遇。
因此本项目的实施不仅会使昌吉热电厂节能减排目标责任的履行情况得到进一步的保证，更会对企业的可持续发展产生积极影响和促进作用。
本项目将利用昌吉电厂现有厂区内的场地，分两期进行供热机组的乏汽余热回收，一期安装3×41.01MW的热泵，回收现有一台330MW供热机组部分乏汽余热49.36MW，可增加供热面积约82万m2，满足规划供热面积450万m2的需求，二期安装5×42.50MW的热泵，回收现有剩余乏汽余热85.26MW，可新增供热面积约142万m2，满足规划供热面积1200万m2的需求。
通过两期工程实现乏汽余热回收并用于供热，提高现有机组的供热能力和经济性。
1.2编制依据
本项目可行性研究报告的编制依据下列文件和资料开展工作：
《中华人民共和国能源法》（征求意见稿）；
国家发展改革委员会有关产业政策、节能政策和法规；
《采暖与通风空气调节设计规范》GB50019-2003；《建筑设计防火规范》GB50016-2006；《蒸汽、热水型溴化锂吸收式制冷机》；《溴化锂吸收式制冷机安全规范》；《工业金属管道工程施工及验收规范》GB50253—2010；
《工业金属管道工程施工质量验收规范》GB50184—2011；
《现场设备、工业管道焊接工程施工规范》GB50236—2011；
建设单位提供的经确认的其它资料
1.3工作简要过程
我院受建设单位的委托，开展昌吉热电厂330MW供热机组乏汽余热回收利用项目可行性研究工作。
为保证本项工作的顺利开展，我院结合本项目情况，组成项目组，项目组成员主要包括：
主管总工程师、项目经理、专业主管和专业主设人等。
为进一步了解现场实际情况，与建设单位有关人员沟通主要设计原则和思路，我院有关专业人员多次赴昌吉电厂进行现场调查，进一步落实项目建设的外部条件。
现场调查中，我们重点踏勘了厂区、空冷系统、热力系统等；与建设单位有关人员就本项目的设计原则和思路交换了意见。
1.4工作组织
本可行性研究报告由华电电力科学研究院负责编制，参加本报告编制的人员包括：
主管总工程师、项目经理、专业主管和专业主设人等，具体为：
主管总工程师：
项目经理：
专业主管和专业主设人见表1.4-1。
参加本报告编、校人员
表1.4-1
序号
专业
专业主管
主要设计人
1
热机
2
电气一次
3
电气二次
4
照明
5
通讯
6
结构
7
建筑
8
总交
9
暖通
10
水工结构
11
供水
12
给排水
13
热控
14
环保
15
技经
16
工程地质
17
水文气象
2热负荷分析
2.1热负荷现状分析
本项目供热范围包括昌吉市中山西路以南、石河子路以北、三屯河东干渠以东、长宁路以西地区和乌伊东路以北、中山东路以南、绿洲北路以东、河滩北路以西地区。
供热范围内2005年现状建筑面积为214万m2、2010年建筑面积将达到621万m2、2020年建筑面积将达到1231万m2。
目前昌吉热电三期接待的面积约为376万平方米，其中供热首站接带约170万m2，其他206万m2由换热站热水炉接带，到2012年下半年，该部分热水炉接带面积将由热电厂首站直供。
同时，热电厂正积极拓展市场，保守估计2012年下半年接带450万m2，2013年接带面积达到800万m2，2014年接带面积达到1200万m2。
昌吉市现状建筑的综合热指标为84W/m2。
根据《城市热力网设计规范GJJ34－2002》及昌吉市城乡建设委员会于2004年发布了文件昌市建发（2004）99号《转发自治区建设厅关于进一步加强节能建筑外墙外保温体系质量监督管理的通知》，并考虑供热系统由于监控水平不高会存在局部水利失调现象，在留有余地的前提下确定新建居住建筑热指标45W/m2，其他公共建筑热指标取70W/m2，依据各类建筑所占比例，计算出规划建筑综合采暖热指标为55W/m2。
昌吉市冬季采暖期按室外环境温度+5℃为计算期，从当年10月25日供热至次年4月15日，采暖期约173天。
采暖期室外平均温度-9.5℃，室外采暖设计温度-25℃。
本项目采暖供热面积在2010年为620.7万m2，其最大热负荷为403.41MW，近期2011年两台机组投产时最大热负荷为491MW，2015年（中期）总热负荷约为570MW，远期2020年华电昌吉新热电厂供热区域中每平米采暖供热面积最大热负荷约为60W，其最大热负荷为738.82MW。
近期2011年供热最大热负荷：
491MW
近期2011年供热平均热负荷：
491×（18+9.5）/（18+25）=314.1MW
近期2011年供热最小热负荷：
491×（18-5）/（18+25）=148.4MW
近期2011年采暖最大负荷利用小时为：
173×24×（18+9.5）/（18+25）=2655.3h
近期2011年采暖供热量：
Q=314.1×106×3600×4152/109=469.5万GJ
远期每平米采暖供热面积最大热负荷：
738.82×106/（1230.54×104）=60W
远期供热平均热负荷：
1230.54×104×60×（18+9.5）/（18+25）=472.18MW
远期供热最小热负荷：
1230.54×104×60×（18-5）/（18+25）=223.21MW
远期采暖最大负荷利用小时为：
173×24×（18+9.5）/（18+25）=2655.3h
远期年采暖供热量：
Q=472.18×106×3600×4152/109=705.77万GJ
2.2供热可靠性
本项目由于利用汽轮机低压缸排汽作为第一类溴化锂吸收式热泵的低温热源，汽轮机的五段抽汽为第一类溴化锂吸收式热泵的驱动汽源，为了提高本项目的可靠性，无论是作为驱动汽源的五段抽汽还是作为低温热源的汽轮机乏汽，均与1号机组和2号机组相连，两台机组互为备用。
因此本330MW空冷机组乏汽余热回收利用项目提高了昌吉电厂的供热可靠性。
2.3电厂水质分析
图2-1热网循环水试验单
昌吉热电厂的热网水补水主要是由化学软化水箱来的补充水，不含钙、镁离子，同时，由于是新建热网，运行时间短，一次网水质较好。
根据热网日常监测水质报告，热网循环水的浊度和硬度等符合标准要求。
经与热泵厂家联系，该厂的水质较好，对余热回收系统及热泵本体不存在影响。
电厂热网循环水水质报告单如图2-1所示。
3厂址条件
3.1厂址概述
3.1.1厂址地理位置
昌吉市城区位于乌鲁木齐市以西，准噶尔盆地南沿，距乌鲁木齐市中心36公里，是自治区首府乌鲁木齐通往北疆各地的交通要道，位于东经87˚16΄30˝—87˚21΄之间，北纬
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