背压机与热水锅炉比较热机.docx
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背压机与热水锅炉比较热机
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）：
20320070011IS09001质量认证：
05008Q10073R1L
工程设计（甲级）：
030001-sjIS014001环境认证：
05008E20043R1L
工程勘察（甲级）：
030001-kjGB/T28001职业健康安全认证：
05008S10046R1L
債河省电门勘剧设计册背蹴
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2011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2x168MW热水锅炉方案，及与新建2x50MW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2X200MWR抽供热机组和2X168MV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1384万卅，高温水采暖负荷为1122万卅。
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）
米暖蒸汽负荷
（万卅）
采暖高温水负荷
（万卅）
工业550t/h;
采暖2506万川
550
1384
1122
2.2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
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
/
0
2x168
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
2x60
0
七期14、15号
2x220t/h高温高
2x25MW背压
2x163
0
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）
汽轮发电机组
压煤粉锅炉
汽轮机
尖峰炉
240t/h燃气锅炉
/
240
0
16号汽轮发电
机组
2x220t/h循环流
化床锅炉
1X125MW单抽
汽轮机
100
0
八期21、22号
汽轮发电机组
4x410t/h循环
流化床锅炉
2X200MW双抽
汽轮机
2x180
2x223
合计
1146
782
2.315、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咼温咼
压煤粉锅炉
25MW背压汽
轮机
163
0
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
100
300（采暖排汽
量约230t/h）
暂缓关停，并进
行背压机改造
合计
263
300
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）+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。
321.116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0.2〜0.25MPa.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300万平米的水网米暖面积。
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110C（回水70C）,然后汇入供热母管，送至二级换热站。
热网站循环水量为.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》。
3.2.1.215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：
540C
主蒸汽压力：
9.81MPa
给水温度：
215C
排烟温度：
135C
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：
535C
额定排汽压力：
0.2MPa.a
额定排汽量：
〜230t/h
额定供热抽汽压力：
0.883MPa.a
额定供热抽汽量：
100t/h
额定工况进汽量：
424t/h
3）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：
535C
额定排汽压力：
0.69-1.18MPa.a
额定排汽量：
163t/h
额定工况进汽量：
201.4t/h
3.2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2X168MW循环流化床高温热水锅炉，所供热水参数：
110C,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70C回水由回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110C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：
QXF168-130/70/1.6-M（暂定）
循环流化床热水锅炉
168MW
130C
70C
1.6MPa,
90.32%,
20T
150KPa
140°C
230C
型式：
额定供热量：
额定供水温度：
额定回水温度：
设计压力：
设计热效率：
空气预热器设计进风温度:
锅炉本体水侧阻力：
锅炉排烟温度：
热风温度：
3.3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175.1C。
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70C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，至热网加热器加热至110C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38.7〜48.7m,锅炉最后一排柱中心至烟囱距离54.3〜64.3m。
汽机房A列至烟囱中心距离为136.5〜156.5m。
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
最人蒸发量
t/h
300
过热蒸汽额定压力
MPa（a）
9.81
过热蒸汽温度
C
540
给水温度
C
230
排烟
C
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
/
B50-8.83/0.4
3
额定进汽量
t/h
296
4
额定功率
MW
50
5
进汽压力
MPa（a）
8.83
6
进汽温度
C
535
7
背压
MPa.a
0.4
8
额定排汽量
t/h
230.5
9
排汽温度
C
175.1
序号
项目名称
单位
数值
10
汽耗
kg/kWh
5.87
4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2.88x10"kw.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
万案一
万案一
万案三
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咼温咼压
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咼温咼压煤
粉炉
锅炉蒸发量
t/h
3x220
/
2x300
发电功率
MW
70+25=95
0
2x50=100
设备利用小时
数
h
2880
2880
2880
额定采暖排汽
量（水网）
t/h
230
/
2x230
方案
单
位
万案一
万案一
万案三
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咼温咼压
煤粉炉
额定汽网供汽
量
t/h
100+163
/
/
年采暖供热量
GJ/a
2389500+1360700=3750200
3600200
3160900
年发电量
Kw.h/a
2.736X108
0
2.88X108
发电年均标煤
耗率
g/kw.h
172
/
168
供热年均标煤
耗率
Kg/GJ
41.2
38.55
40.8
综合厂用电率
%
18.3
/
19.8
年耗厂用电量
Gw.h
49.6
33.3
57
年供电量
Kw.h
2.24X108
0
2.31X108
年标煤耗量
万t
19.27
13.88
17.08
机组热效率
%
83.7
88.5
83.9
采暖期热电比
/
3.8
/
3.05
5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
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300万卅，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。
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