背压机与热水锅炉比较(热机).doc

1、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21 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

2、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

3、 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 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

4、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，3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，

5、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，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 万550 1384 11222.2 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

6、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

7、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 04参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 / 240 016 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4x 410t/h 循环流化床锅炉2x200MW 双抽汽轮机2x180 2x223合计 1146 7822.3 15

8、、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100300（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

9、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53.1 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。3

10、.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

11、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

12、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61）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：9.81MPa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：

13、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：喷咀调节额定功率：25MW转速：3000r/min7转子旋转方向：从机头看为顺时针工作电网频率：

14、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

15、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，锅炉间为半露天布置，各间跨距分别为：煤仓间 9.0m，锅炉间

16、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8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： 90.32，空气预热器设计进风温度： 20

17、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，至热网加热器加

18、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 38.74

19、8.7m，锅炉最后一排柱中心至烟囱距离 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9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

20、循环煤粉炉最大蒸发量 t/h 300过热蒸汽额定压力 MPa(a) 9.81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/h 2964 额定功率 MW 505 进汽压力 MPa(a) 8.836 进汽温度 5357 背压 MPa.a 0.410序号 项目名称 单位 数值8 额定排汽量 t/h 230.59 排汽温度 175.110 汽耗 kg/kWh 5.874 方案比较4.1 供热

21、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

22、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