高温水供热系统进行混水换热技术改造应用和节能分析

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GJ0.8MPa、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头，减少换热器阻力造成的循环动力消耗，大幅降低一级网和二级网的循环动力消耗；（4）一级网回水温度降低，提高了厂内发电机组低真空运行安全性