高温水供热系统进行混水换热技术改造应用和节能分析.doc

高温水供热系统进行混水换热技术改造应用和节能分析
随着近几年煤炭、水等价格的大幅上涨，供热成本大大增加，必须探求节能的新路子。经分析发现，一级网回水温度高，一方面导致管网输送的热量不能充分利用，增加了输配成本；另一方面也不利于汽轮发电机的安全运行。
因此，威海热电厂对高温水供热系统进行了混水技术改造，在高温水管网不更新、不扩径、不增加的情况下，一级网回水温度由70℃降低到50℃，增加了管网热量输送能力，最大限度降低供热运行成本

1概述
威海热电厂目前的生产规模为八炉八机，其中，七台机组为抽凝机，总容量195MW。改造前冬季供暖采取两种模式，即低温循环水供热和高温水供热。低温循环水供热是汽轮发电机组采用低真空运行方式，提高机组循环冷却水温度，使机组循环水参数满足供暖需要，直接用于建筑采暖。供暖面积750万平方米，设计供回水温度为65/50℃。高温水供热是在热电厂内设有供热首站，利用热电厂新蒸汽（0.8MPa、280℃），经汽——水换热器换热，高温水经一级网循环至二级换热站，在各二级站经水——水换热器加热低温热水，低温热水经二级网对用户供热。供暖面积350万平方米，一级网设计供回水温度为125/70℃，二级网设计供回水温度为65/50℃。

2供热系统的混水换热改造
混水换热系统改造内容主要包括对二级换热站改造、敷设循环水热力主管道、采用计算机智能监控与运行调节等。二级换热站由传统水——水换热改造为混水换热，供热系统连接方式由间接连接变为直接连接。改造后，混水换热系统主要由变频混水泵、混水器、流量控制器、电动控制阀和自动控制系统组成。二级换热站改造前、后工艺模式分别见图1、图2。

3混水换热供热系统的运行
混水换热将原有二级换热站独立热网改造为直接连接热网。机组凝汽器循环水系统与首站调峰加热器系统采用并联方式，既可同时运行，又可独立运行。混水换热供热系统基本流程见图3。
在冬季供热的初、末寒期，室外气温较高，可直接利用机组循环水热量进行供热；当室外气温比较低或所带供热面积比较大，机组循环水供热量不能满足供热要求时，首站调峰加热器投入使用，调峰加热器与凝汽器同时运行，一部分水进入调峰加热器，通过蒸汽加热提高其温度，这样可以保证一级网供暖温度符合要求。二级站进行混水换热运行，用户的回水一部分经混水循环泵加压与一级网供水混合，作为二级网供水直接到用户，一部分回水通过一级网回水管道送到厂内凝汽器加热。二级混水换热站混水循环泵为变频调节泵，利用热网自动控制系统，根据天气温度的变化调节流量和温度，来保证用户室内供热效果。

4节能减排效益分析
（1）加热蒸汽量变化
高温水一级网循环流量4800t/h，回水至汽轮机凝汽器加热提高15℃左右（汽轮机凝汽器进出口水温温差），则每小时利用热量为：
4800×1000×15×4.18×103=301GJ
采暖期136天，则采暖期利用热量为：
301×24×136=98.2万GJ
0.8MPa、280℃蒸汽焓值为3.099GJ/t，全年可节省蒸汽31.7万吨，按供汽标煤耗130kg/t计算，全年可节省标煤4.12万吨。
（2）用电量变化
改造前二级站用电量为：790×24×136=258万kWh
改造后二级站用电量为：948×24×136=309万kWh
因循环水量增加，增开热网循环水泵2台（2×1250kW），负荷按80%计算，用电量为：
1250×2×0.8×24×136=653万kWh
采用低真空方式运行，停开冷却塔循环水泵1台（500kW），则少用电量为：
500×24×136=163万kWh
则改造后增加用电量：653+309-258-163=541万kWh
按发电煤耗400g/kWh计算，多耗标煤2164吨
（3）机组效率影响
因加热高温水，需一台30MW的汽轮机作为热源，采取低真空运行方式，汽轮机真空降低后，汽耗增加，影响发电约15%，则采暖期影响发电量：
30×24×136×15%=1469万kWh
按厂发电煤耗400g/kWh计算，多耗标煤5876吨。
（4）用水量变化
汽轮机低真空运行，冷却水不经过冷却塔，避免了水的蒸发损失，采暖期间每天节水约1500吨，采暖期可节水20万吨。
综上计算，改造后年可节约标煤3.32万吨，按每吨标煤700元计算，则年节省资金2324万元；节水20万吨，折合74万元，合计节省资金2398万元，节能效果可观；同时可减少二氧化碳及氮氧化物排放量8.3万吨，减少硫化物排放量684吨，减少烟尘粉尘排放量95.7吨，减排效果显著。

5结论：将传统水——水换热改造为混水换热，可以实现：
（1）缩小换热温差小，增加换热量，显著减少换热站占地面积和投资；
（2）拉大一级网供回水温差，提高管网供热能力，大幅降低一次管网的投资；
（3）充分利用一级网的资用压