330MW热电联产机组余压利用方案研究与分析

2节能效果分析

2.1功热汽轮机运行条件

两种方案的功热汽轮机工作条件如表1所示。可知，方案二功热汽轮机实际进汽量不足额定值一半。现按照相关规程，对三种方案的节能效果进行分析。

经统计，取供暖期为150天，上网电价为0.3634元/kW˙h，标煤价格取三年购煤平均价格，为516.1元/t，供热期间机组平均负荷按230MW计算，年发电量为144667万kW˙h，异步发电机效率为94%。

供暖期，机组运行的相关参数如表2所示。

2.2改造方案的经济性分析

由表1和表2运行参数，结合电厂供热工况热平衡图，可计算得到表3所示结果。

2.2.1经济性分析

由表3可以看出，方案一系统增加的总发电功率为（5610.65×2=11221.3）kW，方案二减少耗电的总功率为（990.44×2=1980.88）kW，方案三节电总功率为13202.19kW。方案一、方案二和方案三新增功热汽轮机在一个采暖季的总节电量分别为4039.67万kW˙h、713.11万kW˙h和4752.78万kW˙h，一个采暖季节电的总收益分别为1468.02万元、259.15万元和1727.16万元，参考机组全年统计发电量，折算全年综合厂用电率分别降低2.792%、0.493%和3.285%，折合供电煤耗分别降低8.88g/(kW˙h)、1.57g/(kW˙h)和10.45g/(kW˙h)。

2.2.2增加煤耗

由于功热汽轮机的排汽焓较原热网加热器的进汽焓略有下降，为保证相同的供暖能力，方案一采用功热汽轮机的供热系统需增加采暖抽汽量18.22t/h。根据供热工况热平衡图，折合增加的主蒸汽量约为8.99t/h，增加量仅占THA工况下主蒸汽流量的0.92%，现有锅炉能够满足要求。若供电煤耗按318g/(kW˙h)计算，则采暖季THA工况下锅炉主蒸汽增加8.99t/h所增加消耗的标煤量约为2.92g/(kW˙h)，一个采暖季总煤耗费用增加约为124.60万元，折合全年增加消耗的标煤量约为1.22g/(kW˙h)。

方案二中2200kW功热汽轮机未满负荷运行，该汽轮机整个采暖季平均需增加采暖抽汽量3.0t/h，一个采暖季总煤耗约增加20.48万元，折合全年增加消耗的标煤量约为0.20g/(kW˙h)。

方案三中两类汽轮机整个采暖季平均需增加采暖抽汽量21.22t/h，一个采暖季总煤耗约增加145.08万元，折合全年增加消耗的标煤量约为1.42g/(kW˙h)。

2.2.3综合节能效益

综合分析表3可知，方案一一个采暖期的综合节能效益约为1343.42万元，折合全年供电煤耗降低7.66g/(kW˙h)，方案二一个采暖期的综合节能效益约为238.67万元，折合全年供电煤耗降低1.37g/(kW˙h)，方案三一个采暖期的综合节能效益约为1582.08万元，折合全年供电煤耗降低9.03g/(kW˙h)。方案一和方案三的节能量和节能收益远大于方案二。

2.2.4方案实施需要考虑的因素

（1）从可行性来看，三种方案都有应用实施案例，有工艺实现的可行性和安全性，在保证集中供热的前提下，利用采暖蒸汽的压损，降低厂用电率，实现节能降耗。

（2）从运行角度考虑，2台6000kW发电用功热汽轮机在全采暖期可满负荷运行；2台2200kW驱动热网循环泵用功热汽轮机长期在低于额定负荷的工况下运行，需根据热网负荷和热网水量变化调节运行。

（3）从工程技术角度考虑，方案一机组规模较大，而且具有发电系统，改造工程的复杂度及工程量大于方案二。方案三综合方案一和方案二，系统复杂度及改造工程量最大。

（4）从投资收益角度考虑，方案一和方案三均具有较高的财务收益率和较短的投资回收期。而方案二由于系统长期在低于额定负荷的工况下运行，项目投资收益率和回收期都不如其他两种方案。

3结论

通过对该供热机组组增设背压式汽轮机三种方案探讨，进行经济性分析，发现三种方案均达到利用机组供热压损目的，实现了蒸汽能量的阶梯利用，降低了机组能耗。其中方案一和方案三的节能效益远大于方案二。方案三一个采暖季的综合节能效益为1582.08万元，虽增加煤耗1.42g/(kW˙h)，但折算全年供电煤耗后，则降低煤耗9.03g/(kW˙h)。但方案三和方案一前期投资和改造难度较大，收益高。方案二则投资小，投资回收期较长。

参考文献

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延伸阅读：

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