背压机和热水锅炉比较热机.docx

1、背压机和热水锅炉比较热机石家庄光华热电有限公司15、16号机暂缓关停并对16号机进行背压机改造方案与新建热水锅炉方案及新建背压机方案比较工程咨询（甲级）：20320070011 ISO9001 质 量 认 证：05008Q10073R1L 工程设计（甲级）：030001-sj ISO14001 环 境 认 证：05008E20043R1L 工程勘察（甲级）：030001-kj GB/T28001职业健康安全认证：05008S10046R1L2011年03月 石 家 庄1 概述1.1 任务依据石家庄光华热电有限公司发给河北省电力勘测设计研究院的委托书。 石家庄光华热电有限公司16号汽轮机组改造工

2、程可行性研究报告。业主提供有关资料。专业有效规程规范等。1.2 工作过程2011年3月5日，石家庄光华热电有限公司委托我院对15、16号机暂缓关停并对16号机进行背压机改造的方案与同等级供热能力的新建热水锅炉方案及新建背压机方案进行技术经济比较。1.3 工程概况石热公司现安装有13台锅炉，包括四台220t/h煤粉锅炉，四台410t/h循环流化床锅炉，两台220t/h循环流化床锅炉，两台168MW尖峰热水炉，一台240t/h燃气尖峰锅炉。安装有七台汽轮机，均为供热机组，包括两台25MW抽汽背压机组，两台25MW背压机组，两台200MW双抽机组，一台125MW单抽机组（即16号汽轮机）。根据石家庄

3、市人民政府办公厅关于2011年城区热源热网建设的建议（市政办函【2011】1号文），暂缓关停石热公司15、16号机组。本报告的任务是对15、16号机暂缓关停并对16号机进行背压机改造的方案与新建2168MW热水锅炉方案，及与新建250MW背压机方案作技术经济比较，结合项目的初投资、供热能力、发电能力、运行管理及投资回报等方面，得出推荐方案。1.4 设计范围1） 对石热15、16号机组现状及16号机改造后的热负荷进行分析，并提出同等供热能力的热水锅炉方案和背压机方案。2） 对三个供热方案进行论证并计算各方案的热经济指标。3） 对三个供热方案作技术经济比较。2 热负荷2.1 热负荷现状石热公司有两

4、种热负荷，分别是工业负荷和居民采暖负荷，2010年，石热公司有工业负荷550t/h，居民采暖负荷2506万平方米。所辖管网覆盖京广铁路以东广大区域，包括制药、纺织、化工、印染等大型工业企业，省、市党政机关和直属单位，省会主要商贸区、大专院校、医疗单位、大型居民住宅区等。在供热发展的早期，集中供热的主要目的是解决工业热负荷，石热公司采用蒸汽进行供热，在政府决策向建筑供热时，仍采用了蒸汽供热的方式。2000年以后，石热公司陆续建成了八期2200MW双抽供热机组和2168MW热水锅炉，并配套建设了完善的高温热水管网。为减少能耗，增强供热能力，减少蒸汽采暖负荷缺口，石热公司自2005年以来，每年对蒸汽

5、管网进行高温水网供热改造约150万平方米。2010年，石热公司采暖负荷按照供热介质分类，包括蒸汽采暖负荷和高温水采暖负荷，蒸汽采暖负荷为1384万，高温水采暖负荷为1122万。 石热公司热负荷分类统计表 表2.2-1 热负荷分类合计工业蒸汽负荷(t/h) 采暖蒸汽负荷(万)采暖高温水负荷(万)工业550 t/h；采暖2506万550138411222.2 热源现状石热公司现安装有13台锅炉，包括四台220t/h煤粉锅炉，四台410t/h循环流化床锅炉，两台220t/h循环流化床锅炉，两台168MW尖峰热水炉，一台240t/h燃气尖峰锅炉。安装有七台汽轮机，均为供热机组，包括两台25MW抽汽背压

6、机组，两台25MW背压机组，两台200MW双抽机组，一台125MW单抽机组（即16号汽轮机）。石热公司的汽网供热能力1146t/h（其中，供工业蒸汽550t/h，其余供居民采暖汽网），采暖水网供热能力为782MW。各现状热源的装机容量及供热能力如下表： 石热公司现状热源统计表 表2.1-1 参数热源编号锅炉型号汽轮机型号汽网供热能力(t/h)水网供热能力(MW)1、2号热水炉2x168MW燃煤热水炉/02x168七期12、13号汽轮发电机组2x220t/h高温高压煤粉锅炉2x25MW抽汽背压汽轮机2x600七期14、15号汽轮发电机组2x220t/h高温高压煤粉锅炉2x25MW背压汽轮机2x1

7、630尖峰炉240t/h燃气锅炉/240016号汽轮发电机组2x220t/h循环流化床锅炉1x125MW单抽汽轮机1000八期21、22号汽轮发电机组4x 410t/h循环流化床锅炉2x200MW双抽汽轮机2x1802x223合计11467822.3 15、16号机暂缓关停，并对16号机进行改造后两机组的供热能力 表2.2-1 参数热源编号锅炉型号汽轮机型号汽网供热能力(t/h)水网供热能力(万平米)机组状态七期15号汽轮发电机组220t/h高温高压煤粉锅炉25MW背压汽轮机1630暂缓关停，维持现状16号汽轮发电机组2x220t/h循环流化床锅炉1x70MW抽汽背压式汽轮机100300（采暖

8、排汽量约230t/h）暂缓关停，并进行背压机改造合计263300由上表可见，采暖综合热指标按50W/m2计算，15、16号机暂缓关停，并对16号机进行改造后两机组的供热能力为700万平米。本报告即以此供热面积为基础进行装机方案选择和比较。3 装机方案根据本工程热负荷情况，结合业主委托书推荐方案，拟定备选装机方案如下：方案一：1x70MW抽汽背压式汽轮机(改造）+1x25MW背压汽轮机（暂缓拆除）+3x220t/h高温高压煤粉锅炉（暂缓拆除）方案二：新建2x168MW循环流化床热水锅炉方案三：新建2x50MW背压机+2x300t/h高温高压煤粉炉3.1 方案一：1x70MW抽汽背压式汽轮机(改造

9、）+1x25MW背压汽轮机（暂缓拆除）+3x220t/h高温高压煤粉锅炉（暂缓拆除）3.1.1 本方案设计思路本方案拟暂缓关停石热15、16号机组，并对16号机进行背压机改造。3.2.1.1 16号机背压机改造方案1）汽轮机本体改造方案为：汽轮机排汽压力取.20.25MPa.a，拆除低压缸通流部分，改造低压转子，高中压缸通流部分维持现状，将汽轮机由抽凝机改造为抽背机组。机组改造后，发电机端功率约70MW，在供100t/h汽网蒸汽的同时，还可承担约300万平米的水网采暖面积。2）在汽机房A列外增设换热首站，汽轮机背压排汽将热网循环水加热至110（回水70），然后汇入供热母管，送至二级换热站。热网

10、站循环水量为.4200t/h。换热站配三台循环水泵，两台运行，一台备用。3）热网循环水泵入口采用补水泵定压。热网补水泵间断运行，补充系统水量。补水系统只考虑本期热网的补水能力。正常补水量为系统循环水量的2%，正常补水量为：100t/h。4）其余系统，如水工、电气、热控等相应调整，详见石家庄光华热电有限公司16号汽轮机组改造工程可行性研究报告。3.2.1.2 15号机组暂缓关停，并维持现状，可供163t/h的汽网蒸汽，与16号机提供的100t/h汽网蒸汽一起，可承担约400万平米的汽网采暖面积。3.1.2 供热可靠性改造后的16号机组承担：1）汽网150万平米基本采暖热负荷，低于全厂所承担汽网总

11、采暖热负荷的20%；2）水网300万平米的基本采暖热负荷，低于全厂所承担水网总采暖热负荷的30%。因此，当16号机故障停机时，厂内其余热源还可承担区域70%以上的采暖热负荷，供热可靠性是有保证的。15号机组承担汽网250万平米的的采暖热负荷，低于全厂承担汽网总采暖热负荷的30%。因此当15号机组故障停机时，厂内其余热源还可承担区域70%以上的汽网采暖热负荷，供热可靠性是有保证的。3.1.3 本方案主机技术条件1）3x220t/h高温高压煤粉锅炉（暂缓关停）主要技术参数型式：循环流化床锅炉型号：HG-220/9.81-L.PM23额定蒸发量：220t/h主蒸汽温度：540主蒸汽压力：9.81MP

12、a给水温度： 215排烟温度： 135锅炉保证效率：91.5%脱硫效率： 大于90%炉架结构： 全钢结构2）1x70MW抽汽背压式汽轮机（改造后）主要技术参数汽轮机型式：高压单缸、冲动、抽汽背压式调节方式：喷咀调节额定功率：70MW转速：3000r/min转子旋转方向：从机头看为顺时针工作电网频率：50HZ蒸汽初压：8.83MPa蒸汽初温：535额定排汽压力：0.2MPa.a额定排汽量：230 t/h额定供热抽汽压力：0.883MPa.a额定供热抽汽量：100 t/h额定工况进汽量：424t/h3）1x25MW背压式汽轮机（暂缓关停）主要技术参数汽轮机型式：高压单缸、冲动、背压式调节方式：喷咀

13、调节额定功率：25MW转速：3000r/min转子旋转方向：从机头看为顺时针工作电网频率：50HZ蒸汽初压：8.72MPa蒸汽初温：535额定排汽压力：0.69-1.18MPa.a额定排汽量：163 t/h额定工况进汽量：201.4t/h3.2 方案二：2x168MW循环流化床热水锅炉3.2.1 本方案设计思路本方案2168MW循环流化床高温热水锅炉，所供热水参数：110，1.6MPa，与一期热水网参数相同。两台热水锅炉将与厂内现有热网并列运行，通过(供)热水母管送至各用户，可供采暖336MW。采暖综合热指标取48W/m2，可供约700万m2的采暖面积。循环热水系统采用母管制，热网70回水由回

14、水管道引入锅炉房循环水泵间内，经滤水器过滤后由热网循环水泵升压后送至锅炉加热成110高温热水，然后汇入供热母管，送至二级换热站。每台锅炉额定负荷循环水量为4000t/h。本期工程设计循环水量为8000t/h。每台锅炉配二台循环水泵，本期工程共配五台循环水泵，四台运行，一台备用。热网循环水泵入口采用补水泵定压。热网补水泵间断运行，补充系统水量。补水系统只考虑本期热网的补水能力。正常补水量为系统循环水量的2%，正常补水量为：160t/h；事故补水量为系统循环水量的4%，事故补水量为320t/h。本方案考虑在拆除现有15、16号机组的场地上建设。主厂房布置采用6m柱距，总长度63.5m，锅炉间为半露

15、天布置，各间跨距分别为：煤仓间9.0m，锅炉间31.6m，锅炉间后墙柱中心至烟囱中心距离为44.5m，煤仓间A列至烟囱中心线距离85.1m。3.2.2 供热可靠性当1x168MW高温高压循环流化床锅炉故障时，厂内现有机组的水网供热能力（采暖供热量782MW）和本期另一台热水锅炉（采暖供热量168MW）一起可承担全厂水网80%以上的采暖热负荷。3.2.3 本方案主机技术条件热水锅炉的主要技术规范如下：型号： QXF168130/70/1.6M（暂定） 型式： 循环流化床热水锅炉 额定供热量： 168MW 额定供水温度： 130 额定回水温度： 70 设计压力： 1.6MPa， 设计热效率： 90

16、.32， 空气预热器设计进风温度： 20 锅炉本体水侧阻力： 150KPa 锅炉排烟温度： 140热风温度： 2303.3 方案三：2x50MW背压机+2x300t/h高温高压煤粉炉3.3.1 本方案设计思路两台50MW背压机组（配2x300t/h高温高压煤粉炉），背压为0.4MPa，额定排汽量2x300t/h，排汽温度175.1。扣除给水除氧加热用汽，可供采暖抽汽量2x230t/h，供热能力295MW。当采暖综合热指标取42W/m2，可供约700万m2的采暖面积。两台机组共用一个换热首站。循环热水系统采用母管制，热网70回水由回水管道引入换热首站，经滤水器过滤后由热网循环水泵升压后，至热网加

17、热器加热至110后汇入供热母管，送至二级换热站。热网循环水量约为7000t/h。热网站共配四台循环水泵，三台运行，一台备用。热网循环水泵入口采用补水泵定压。热网补水泵间断运行，补充系统水量。正常补水量为系统循环水量的2%，正常补水量为：140t/h；事故补水量为系统循环水量的4%，事故补水量为280t/h。本方案考虑在拆除现有15、16号机组的场地上建设。主厂房布置采用7m/9m柱距，除检修跨和热网首站采用9m柱距外，其余均采用7m柱距。汽机房及除氧间（包括换热首站）总长度75.2m，锅炉间为半露天布置，各间跨距分别为：煤仓间10.5m，炉前通道6m，锅炉间38.748.7m，锅炉最后一排柱中

18、心至烟囱距离54.364.3m。汽机房A列至烟囱中心距离为136.5156.5m。3.3.2 供热可靠性在300t/h锅炉过热器出口设置旁路管道和减温减压装置，当一台50MW背压机组故障停机时，可通过锅炉过热器出口旁路管道经减温减压至换热站，保证采暖用汽100%备用。当一台300t/h高温高压煤粉炉故障时，厂内现有机组的水网供热能力（采暖供热量782MW）和和本期另一台背压机组（供采暖汽230t/h）可承担全厂80%以上的采暖热负荷。3.3.3 本方案主要技术条件1）锅炉主要技术参数项目单位参考数据型号/待定型式/高温高压自然循环煤粉炉最大蒸发量t/h300过热蒸汽额定压力MPa(a)9.81

19、过热蒸汽温度540给水温度230排烟130锅炉保证效率%90燃烧方式/四角切圆最低不投油稳燃负荷/ 40%2）汽轮机主要技术参数序号项目名称单位数值1机型/单缸、单轴、背压式2型号/B50-8.83/0.43额定进汽量t/h2964额定功率MW505进汽压力MPa(a)8.836进汽温度5357背压MPa.a0.48额定排汽量t/h230.59排汽温度175.110汽耗kg/kWh5.874 方案比较4.1 供热能力方案一供热量约350MW，方案二供热量为336MW，方案三供热量为295MW，因此从供热能力上看，方案一最优；方案二次之；方案三供热能力最小。三个方案在都承担700万平米供热面积的

20、情况下，方案一的采暖综合指标为50W/m2；方案二的采暖综合指标为48W/m2；方案三的采暖综合指标为42W/m2。也就是说，在承担相同采暖面积700万平米的情况下，方案一的供热质量最好；方案二次之；方案三最差，且需要在低温天气的情况下通过其他热源调峰满足热负荷的需求。4.2 发电能力方案一每年采暖期发电量2.736x108kw.h，由于发电煤耗率较低，可为电厂带来可观的经济效益。方案二不具备发电能力，且辅机要消耗现有机组的厂用电。方案三每年采暖期发电量2.88x108kw.h，略高于方案一。由于发电煤耗率较低，可为电厂带来可观的经济效益。4.3 技术可靠性方案一16号机的背压机改造采用成熟可

21、靠的改造方式，只拆除低压缸通流部分，高中压部分基本不动，因此可靠性较高。方案二的168MW循环流化床热水锅炉属于常规供热用锅炉，国内除三大主机厂外，武锅和杭锅也具备设计和制造能力，技术成熟。经咨询三大主机厂，方案三的2x50MW背压机+2x300t/h高温高压煤粉炉，均属系列产品，三大主机厂在设计和制造上不存在问题。4.4 运行管理方案一只需对现有16号机组的汽轮机本体相关系统作局部调整并新增热网系统即可，改造工作量小，非汽轮机本体系统基本维持原样。电厂运行人员已对15、16号机运行多年，有成熟的运行和维护经验。方案二的主机为高温热水炉，热力系统仅为热网循环水系统，属于低参数的热力系统，系统简

22、单，可靠性好，便于运行和维护。方案三需新设汽轮机的本体轴封和油系统、发电机的氢油水系统、汽轮机附属的热力系统（如给水系统、主蒸汽系统、辅助蒸汽系统、冷却水系统等）、锅炉的汽水系统、热网首站系统、脱硫系统等，相当复杂，需要调动大量人力资源去维护和管理。因此，方案一在运行管理上优于后两个方案。4.5 项目工期和进度方案一仅局部改动16号机的热力系统，增加的设备较少，项目审批程序也较为简单，可在预定时间内完成设计、招标、施工和调试，对于缓解供热区集中采暖的供需矛盾有积极的意义。方案二由于系统简单，设备数量较少，可在预定时间内完成设计、招标、施工和调试，有利于快速缓解供热区集中采暖的供需矛盾。方案三属

23、于热电联产项目，审批程序较方案一繁琐，且本方案系统复杂，设备众多，设计、招标、施工和调试均较方案一复杂的多，从项目可研、审批至机组并网发电保守估计需要2年。因此，从项目进度考虑，本方案难以弥补现阶段因15、16号机关停而造成的热负荷缺口。4.6 热经济指标方 案单位方案一方案二方案三1x70MW抽汽背压式汽轮机(改造）+1x25MW背压汽轮机（暂缓拆除）+3x220t/h高温高压煤粉锅炉（暂缓拆除）2x168MW循环流化床热水锅炉2x50MW背压机+2x300t/h高温高压煤粉炉锅炉型号3x220t/h高温高压煤粉炉2x168MW循环流化床热水炉2x300t/h高温高压煤粉炉锅炉蒸发量t/h3

24、x220/2x300发电功率MW70+25=9502x50=100设备利用小时数h288028802880额定采暖排汽量（水网）t/h230/2x230额定汽网供汽量t/h100+163/年采暖供热量GJ/a2389500+1360700=375020036002003160900年发电量Kw.h/a2.736x10802.88x108发电年均标煤耗率g/kw.h172/168供热年均标煤耗率Kg/GJ41.238.5540.8综合厂用电率%18.3/19.8年耗厂用电量Gw.h49.633.357年供电量Kw.h2.24x10802.31x108年标煤耗量万t19.27 13.8817.08

25、机组热效率%83.788.583.9采暖期热电比/3.8/3.055 投资估算及财务效益分析6 结论及建议1）从投资估算及财务效益分析可以看出，方案二和方案三项目运营成本较高，项目盈利清偿能力水平低，在财务上不可行。因此在政府不落实政策的前提下，不推荐采用方案二和方案三。2）通过投资估算和财务效益分析，方案一由于仅对部分系统进行改造，项目初投资远低于后两个方案，总投资收益率达到？%，项目在财务上是可行的。3）暂缓关停15、16号机并对16号机进行背压机改造，既可以增加石家庄热电公司供热能力约300万，缩小供热区域的供热缺口，又能实现节能降耗和国有资产的保值增值。该方案在供热能力、技术可靠性、运行管理和项目进度方面均优于另两个方案，因此方案一是缓解近期区域供热矛盾最有效的办法。4）根据以上分析，本报告推荐方案一：1x70MW抽汽背压式汽轮机(改造后）+1x25MW背压汽轮机（暂缓拆除）+3x220t/h高温高压煤粉锅炉（暂缓拆除），即暂缓关停石热15、16号机组并对16号汽轮机进行背压机改造。