热电厂供热首站扩容改造
摘要：本文针对鹤煤热电厂供热首站供热能力不足的问题，着重对汽轮机的供热及外管网的输送能力进行核算，围绕首站系统设备选型、控制方式及热网系统的安全运行等问题提出具体增容改造方案。首站扩容后热电厂的供热能力达到245mw，年节省标煤3.5×104t，为促进淇滨新区发展作出了贡献。
关键词：首站扩容增效节能
1 概况
城市集中供热是现代化城市中必不可缺的基础设施，也是城市公用事业的一个重要组成部分，在节约能源、减少城市污染方面具有至关重要的作用。
鹤煤热电厂装有2×135mw抽凝式热电机组。设计工业抽汽压力1.276mpa，工业抽汽温度446℃，抽汽量30t/h；采暖抽汽压力0.245mpa，采暖抽汽温度239℃；采暖额定抽汽量80t/h，采暖最大抽汽量120t/h。即热电厂设计最大供热能力为160mw，只能满足320万m2热用户的采暖需求。
作为城区集中供热的唯一热源，因受热网首站容量的制约，已无法满足供热需求。因此，为提高对外供热量，增大集中供热面积，对热网首站进行扩容改造是当务之急。
2 供热能力分析
2.1 汽轮机最大抽汽能力
根据制造厂提供的数据，机组最大供热工况额定蒸汽流量为
445t/h，在供热工况下运行时，汽轮机高、中压汽封漏汽等各种损失、回热系统用汽总量为126.61t/h；保证汽轮机中压缸安全的中压缸排汽压力为0.245mpa、低压缸最低蒸汽通流量为70t/h。为保证汽轮机最大供热工况运行时调节级及各监视段压力、供热蝶阀后压力、供热抽汽压力等参数完全在汽轮机叶片允许压力范围之内，在保证抽30t/h工业蒸汽的情况下，采暖抽汽最大抽汽量为190t/h，若无工业抽汽采暖最大抽汽量可达220t/h，能保证机组安全运行。考虑到两台机同时供汽及系统故障等因素的影响，两台机组可靠供热抽汽量为340-360t/h，即231-245mw。
2.2 抽汽管网管径核算
单台机组的采暖抽汽管径现为dn900，采暖抽汽量为170t/h，则：d=（■）■
代入数据，则有：
0.92=■
v=69.62m/s
管道内蒸汽流速经核算为69.62m/s。蒸汽管道热介质的最大允许流速为80m/s，推荐流速为35m/s～60m/s。综合机组运行情况、管线较短各方面情况分析，该段管道造成的压力降较小，对热经济性影响不大，完全可以满足运行要求。
3 供热首站扩容改造方案
结合上述分析，为使改造后热网首站供热能力达到供热热源所能提供的245ｍｗ，综合考虑热网首站系统设备性能、运行稳定性等因素，制定如下改造方案：
增设slowr300-710b型热网循环水泵一台，增设lrjw1800-1800热网加热器一台，增设250nw44×3型热网疏水泵二台（新增设备技术参数见下表）。新增热网循环水泵、热网加热器与原设备采用并联接入方式，可根据热负荷需要随时进行调整。新增热网疏水泵独立于原热网疏水系统，采用一运一备运行方式，单独负责输送新增热网加热器疏水。两路疏水在疏水母管汇合经过疏水调节阀后送入除氧器。
为解决热网循环水量瓶颈问题，将原厂区内dn700循环水管段更换为dn800循环水管，同时将热网回水管上安装的3000m3/h 热网除污器改为4500m3/h流量的自动反冲洗过滤器。
热控系统部分对现有的热网dcs系统（xdps-400+）硬件部分进行扩容升级，同时进行dcs软件的组态编程。
电气部分采用与热电厂现有开关相配套的型号和厂家，便于运行人员操作及检修人员的安装和维护。
4 改造后热网首站运行
2011-2012年度供热期内改造完成后的热网首站投入运行。改造后的首站系统运行稳定，热负荷调节快速灵活，供热能力完全满足当前网内420万m2热用户的采暖需求。
为试验改造后热网首站的最大供热能力，2012年1月30日联系热力公司相关人员进行了热网首站最大出力试验。通过试验数据可知，考虑热网首站设备换热器、热网循环水泵、热网疏水泵的安全、稳定性后，热网首站扩容改造后热电厂实际采暖供热能力达到
245mw，供热面积可达500万m2。
5 经济及社会效益
5.1 经济效益
①热网首站扩容改造完成后，采暖供热能力达到245mw，一个供热期内供热量可增加120×104gj，按照38元/gj（含税）热价计算，一个供热期可多售热费4500万余元。
②热网首站扩容改造后机组平均热效率提高7.5%，每年可节省标煤3.5×104t。若标煤按900元/t计算，年综合效益3150余万元。
5.2 社会效益
热网首站扩容技术改造完成后，采暖供热能力达到245mw，满足鹤壁新区约500万m2供热需求，有效缓解淇滨区供热紧张局面。
另外，可避免热力公司供热一站、二站燃煤锅炉供热所带来的环境污染，对节约能源，改善生活环境，提高居民生活质量作出重大贡献。
参考文献：
[1]邹华生，钟理，伍钦.《流体力学与传热》.华南理工大学出版社.2006-1.
[2]赵镇南.《传热学》.高等教育出版社.2008-6.
第一章概述 1.1 项目概况 1.1.1项目名称 XX热电厂循环水供热改造工程 1.1.2项目建设单位 项目承办单位：XX煤焦有限公司 1.1.3项目编制单位 1.1.4 项目建设总投资 建设项目总投资约1628.4万元。 1.1.6 项目建设规模及内容 本项目为XX煤焦有限公司4×6MW机组循环水供热技术改造工程，主要解决以下区域冬季采暖供热： ①明源煤焦有限公司内部建筑冬季采暖，采暖面积5万m2。 ②明源煤焦蔬菜大棚冬季采暖，现有30万m2，2011扩建30万m2，共计60万m2。 ③郭道镇规划建筑面积30万㎡。 本项目设计热力网供回水温度为65/52℃热水，供热管线采用架空敷设和直埋敷设相结合，管径规格从DN80～DN800,供热半径为3km。本项目年利用冷却水塔散热损失50万GJ。 项目建设内容包括循环水供热主管网建设改造、用户区域管网改造、循环水泵房建设及4×6MW机组改造四个大部分。 1.1.7 项目建设目的 主要是利用4×6MW热电机组的冷却塔散热损失解决冬季采暖，以便实现热能的最大化利用及污染物的减排和水资源的节约，最终解
决冷却塔冷源损失问题，进一步提高能源利用率，实现企业可持续发展。 1.2 编制依据 （1）《城市热力网设计规范》CJJ34-2002； （2）《全国市政工程投资估算指标》（HGZ47-108-2007年）建设部； （3）《建设项目经济评价方法与参数》（2006年）； （4）《山西省建设工程其它费用暂行标准》； 1.3 编制范围 根据热负荷的分布和热源为低真空循环水的特点进行工程方案设计研究。工程内容为低真空循环水供热热源、循环水泵房、热源至各供热用户管线的设计研究。 本期方案研究的范围包括： 1）明确热源，并对热负荷作出预测。 2）提出低真空循环水供热工程技术改造方案。 3）对各主要工艺系统及辅助系统工艺方案设想评选。 4）提出投资估算。 1.4 主要技术经济指标 表1-1 主要技术经济指标 序号项目单位数量备注 一总供热面积万㎡65+30 本工程投资不包括郭道镇30万m2建设费用 二改造机组数目台 3 满足65万m2供热要求三年减少发电量×104KW.h 293.6 改造3台机组 四工程总投资万元1628.4 本工程投资不包括郭道镇30万m2建设费用 1 固定资产投资万元1613.4
大学生电厂实习报告 时光飞逝，转眼间我已经在大学里度过了两近两年。一直期盼着的“电厂实习”终于到来。短短两周的时间里有太多值得我回头去品味。 去电厂的前一天晚上，我们就准备好了行李以及一些食物，差点兴奋的一晚没睡着。星期一的早上我们动本两个班级搭载汽车从学校出发，中午左右到达xx电厂。两个小时的车程并没有打消同学们的热情，到了电厂后，我们跟随老师来到了“xx工程学院”实习专用住宿楼。在安排了寝室后，又领到了换洗好了的被子，虽然每个寝室只能7人公用一个暖壶，但是，开水房距离寝室很近，所以住宿问题基本解决。随后，班长给我们每人发了一张消费卡，午饭时间，我们见识到了电厂工人的高素质！排队打饭，井然有序。食堂的饭菜非常可口，餐具看起来也非常干净！用起来放心，吃起来舒心！特别是食堂门口的小超市非常给力，里面的货物应有尽有！感谢学校为我们提供的良好吃住环境，这样一来大家学习就更加有劲头了！ 第一天下午，一位老师为我们讲了一堂关于入厂安全以及对xx火电厂简单介绍的课，同学们对于这个新奇的地方充满了学习兴趣，紧跟老师思路。最后我们还实行了安全考试，由此可见，火电厂对于安全生产的重视水准和对我们高度负责的态度。第二节课我们就直接跟随领队老师进场参观了，同学们都佩戴了白色安全帽，一个个有模有样的。简单的在外面看完大体轮廓后，我们首先来到了运煤皮带处，一共两条，上方各悬挂磁铁用来除掉不能燃烧的杂质，接着我们来到了磨煤机房，磨煤机直接坐落在地上，感觉很热，，然后我们跟随老师爬到了传说中的12.6米高层，三台汽轮机依次横卧，非常壮观！很多同学忍不住争相靠近拍照留念，汽轮机的外壳非常美观整洁，里面包含了高中压合缸，低压缸，发电机以及励磁机。过热蒸汽进入的地方发出尖锐的响声，靠近窗户两台低压加热器，汽轮机另一侧便是三台高压加热器。然后透过玻璃门我们还参观了宽敞明亮的集控室，集
热电厂供热首站扩容改造 摘要：本文针对鹤煤热电厂供热首站供热能力不足的问题，着重对汽轮机的供热及外管网的输送能力进行核算，围绕首站系统设备选型、控制方式及热网系统的安全运行等问题提出具体增容改造方案。首站扩容后热电厂的供热能力达到245mw，年节省标煤3.5×104t，为促进淇滨新区发展作出了贡献。 关键词：首站扩容增效节能 1 概况 城市集中供热是现代化城市中必不可缺的基础设施，也是城市公用事业的一个重要组成部分，在节约能源、减少城市污染方面具有至关重要的作用。 鹤煤热电厂装有2×135mw抽凝式热电机组。设计工业抽汽压力1.276mpa，工业抽汽温度446℃，抽汽量30t/h；采暖抽汽压力0.245mpa，采暖抽汽温度239℃；采暖额定抽汽量80t/h，采暖最大抽汽量120t/h。即热电厂设计最大供热能力为160mw，只能满足320万m2热用户的采暖需求。 作为城区集中供热的唯一热源，因受热网首站容量的制约，已无法满足供热需求。因此，为提高对外供热量，增大集中供热面积，对热网首站进行扩容改造是当务之急。 2 供热能力分析 2.1 汽轮机最大抽汽能力
根据制造厂提供的数据，机组最大供热工况额定蒸汽流量为 445t/h，在供热工况下运行时，汽轮机高、中压汽封漏汽等各种损失、回热系统用汽总量为126.61t/h；保证汽轮机中压缸安全的中压缸排汽压力为0.245mpa、低压缸最低蒸汽通流量为70t/h。为保证汽轮机最大供热工况运行时调节级及各监视段压力、供热蝶阀后压力、供热抽汽压力等参数完全在汽轮机叶片允许压力范围之内，在保证抽30t/h工业蒸汽的情况下，采暖抽汽最大抽汽量为190t/h，若无工业抽汽采暖最大抽汽量可达220t/h，能保证机组安全运行。考虑到两台机同时供汽及系统故障等因素的影响，两台机组可靠供热抽汽量为340-360t/h，即231-245mw。 2.2 抽汽管网管径核算 单台机组的采暖抽汽管径现为dn900，采暖抽汽量为170t/h，则：d=（■）■ 代入数据，则有： 0.92=■ v=69.62m/s 管道内蒸汽流速经核算为69.62m/s。蒸汽管道热介质的最大允许流速为80m/s，推荐流速为35m/s～60m/s。综合机组运行情况、管线较短各方面情况分析，该段管道造成的压力降较小，对热经济性影响不大，完全可以满足运行要求。 3 供热首站扩容改造方案
电厂循环冷却水的低位废热回收利用 1电厂循环冷却水分析 当前，电厂的汽轮发电机组绝大多数是凝汽式。汽轮机利用高温高压蒸汽做功，它的热力循环中必须存在冷端，即蒸汽动力循环中汽温最低的点位。对凝汽式机组来说，蒸汽经汽轮机全部叶轮做功后，成为乏汽，排至排汽缸，进入汽机冷端——凝汽器，乏汽温度25~45℃。在凝汽器这个非接触式冷却器中，乏汽经管壁传热至循环冷却水，释放凝结潜热，变成凝结水后被重返锅炉。凝汽式机组的主要热损失是冷端损失，所失掉的热量超过了汽机用于做功的热能。因排汽凝结所造成的单位蒸汽流量的热损失(一般为2303kJ/kg。如：对600MW机组，蒸汽量2000t/h，凝汽失热约4·6×109kJ/h，折合标准煤157t/h)对热机生产过程是不可避免的。 保证汽机冷端功效的是流经凝汽器吸收乏汽凝结潜热的循环冷却水。冷却水有两个来源：一是取至自然水域；二是来自电厂的冷却塔。吸收乏汽余热的冷却水排放至江、河、湖、海等自然水域，经与环境水体的掺混和对大气的散热，将大量的余热弃置水域(排水问题)，自身得以冷却；发电厂再自水域中尽可能少受该余热影响的水区抽取新的、低温循环冷却水(取水问题)，以保障凝汽器的冷却效果，这即是所谓的“水面冷却”，或称“一次循环冷却”问题。如电厂所处地域水源匮乏，则必须采用冷却塔来冷却循环水，冷却水携带的余热经冷却塔释放到大气，冷却后的循环水再送入凝汽器冷却乏汽，这是所谓的“冷却塔冷却”，或称“二次循环冷却”问题。发电机组不停止运行，循环冷却水则一刻不停地将大量余热弃置于环境，造成了能源的浪费和明显的环境热影响。 火电厂的燃料燃烧总发热量中只有35%左右转变为电能，而60%以上的热能主要通过锅炉烟囱和汽轮机凝汽器的循环冷却水失散到环境中。相比之下，循环冷却水携带走的废热量又占其中绝大部分。而由于循环冷却水的温度低(冬季20~35℃，夏季25~45℃)，属于50℃以下的低品位热源，采用常规手段对其回收利用的效率较低，所以长期以来对这部分能量的回收利用没有引起足够重视。由此不仅造成了大量的能量浪费，而且加剧了环境污染。因此，采用先进的技术手段，对这部分能量加以回收利用，是非常必要的。
热电厂供热须知 一、供热时间为每年11月下旬至次年4月上旬，具体日期视天气变化由供热主管部门确定，供热天数为136天。 二、每年4月15日至10月20日为办理暖气停供、开启手续时间，办理手续时需携带房产证、身份证，逾期不予办理。以前年度欠费用户,在办理停供、开启手续前，应补交欠费及滞纳金。老系统用户不办理开启、停供手续，用户须进行分户控制改造。 三、每年11月1日至11月20日为交纳供热费时间。单元阀用户以单元为单位到威海热电厂客服中心交费，分户控制用户，可到威海热电厂客服中心或商业银行任意营业网点一次性交纳供热费。逾期未交者，每逾期一天加收应交供热费1‰的滞纳金。 四、每年11月1日至11月20日为调试送水打压时间（一般情况下，不再另行公告）。每年11月1日前，用户必须确保室内供热设施完善，如有问题，请提前与威海热电厂客服中心或供热站联系维修。调试期间，用户可与所属供热站联系，了解具体的送水打压时间，调试当天必须家中留人。如果您是单户阀用户，家中无人，可以提前将阀门关闭。因家中无人或系统不完善给自身或他人造成损失的，由责任人自负。 五、请您自觉爱护供热设施，严禁私自改动供热设施、安装水嘴、私开供热阀门等。安装换热器用户，须到威海热电厂客服中心办理手续。用户如果不执行有关规定，热电厂将按有关规定给予处罚，由此造成的一切后果由用户承担；造成重大后果的，移交司法部门处理。 六、您的供热方式为热电厂汽轮机循环水供热，供热质量稳定、安全、可靠。因供热热水中已加入化学药品，具有一定危害性，敬请广大用户：严禁放水！否则由此造成的一切后果均由用户自负。因放水导致供热系统事故的，移交司法机关依法追究经济和法律责任。 七、供热期间，在用户房屋保温正常，且供热设施符合采暖设计技术规范的情况下，室内供热温度为18℃±2℃。 八、特殊环境用户，因其建筑采暖能耗大，热环境差，供热期间，执行协议供热温度。 九、供热期间，我厂配备专业维修抢险队伍，设立厂及供热站服务热线电话，24小时为您服务： （一）热电厂供热服务热线：5817755； （二）各供热站及维修电话如下：
邢东热电厂循环水供热操作规程 编写: 审核： 批准： 2007年10月31日
一、总则： 1、汽轮机低真空循环水供热其实质是将热用户的暖汽片代替了冷却塔进行散热，低真空运行是为了获得较高的出水温度。机组循环水供热后，可实现在锅炉蒸发量不变的工况下，提高机组供热能力提高了机组的循环热效率，是一项节能降耗工程。 2、此项工程的关键技术是如何保证机组在低真空下的运行安全。从叶片方面采用低真空运行后，汽轮机的排汽压力提高，在同样质量流量下，排汽比容将大大降低，汽机的排汽容积显著降低后，对末级特别是最末级叶片是有危险性的，任何一种叶片的设计都有最小的容积流量，当小于这个数值时，汽动特性将急剧恶化，效率将大大降低，涡流引起鼓风损失及附加其它损失,汽流被加热，使排汽缸温度升高，影响轴承标高，危及轴系的振动安全性，当容积进一步减少，末级叶片产生的功等于消耗的功时，末级将不再输出功率，此工况称为零功率工况，如果容积流量再减少，末级将在鼓风工况下运行，温度急剧上升，这种工况必须避免。同时在小容积流量下工作可能出现叶片的气动弹性失稳，发生失速颤振，使动叶片受力大幅增加，而损坏叶片，发生断裂。同时，动叶的根部回流将冲刷根部出汽侧危及叶片安全。从轴向推力方面讲真空的下降，将引起轴向推力的增加，只要推力瓦块的温度在安全数值以内即可。 综合所述，保证机组在低真空下运行安全，关键是保证末级的容积流量不能过小，低压缸流量不能过小，我们表计反映的低压缸流量是质量流量，不等同于容积流量，在不同的真空情况工作的汽机运行人员严格按厂家的低真空工况计算的数据，保证低压缸的流量。 3、机组循环水供热后，循环水将加压后送给外网用户，如果外网失水过大将严重影响机组安全和经济性。设计外网的回水压力0.2MPa，当低于此压力时，自动变频稳压补水泵将向回水管补水，以确保凝汽器安全用水。 4、循环水供热后，原循环泵压力不能满足供热需压头，在尖峰站新配热网4台扬程81m的循环泵，一旦出现水泵运行工况下跳闸，将可能出现循环水压力升高，使凝汽器超压，为此，在系统中，设立两个730型持压泄压安全阀（启跳压力在0.25MPa）和一个电磁泄压阀（启跳压力在
郑州电力高等专科学校教务处教学简报 2008年第1期（总第8期） 教务处高教研究室编 （2008年1月15日） 本期目录 2007—2008学年第一学期教师测评工作总结 2007年立项的校内精品建设课程阶段检查情况通报 动力系06级认识实习督导复查工作小结 我校三部教材入选普通高等教育“十一五”国家级教材规划
2007—2008学年第一学期教师测评工作总结 开展教师教学效果的评价工作，是教学督促和检查的重要内容之一，对提高教育教学质量，督促检查和了解教师的授课情况，准确掌握教师的教学动态，推进科学的教学管理模式，规范教师教学行为具有重要作用。2007—2008学年第一学期的学生对教师测评工作，是在总结上个学期网上评教经验的基础上进行的，现将有关情况总结如下。 一、组织情况 本学期学生评教时间从2007年12月17日～2008年1月8日。我校普通全日制专科各个年级学生在此时间内上机参加评教。为方便学生网上评教，由学校教务处统一组织安排下午课外活动时间、晚自习、周末以班级为单位到学校实验楼501机房参加评教活动。 各系（部）高度重视评教工作，及时将有关要求传达到每一位学生，使每个同学都按要求参加网上评教。本次的学生评教工作得到各系（部）的重视与支持，进展比较顺利。在各系（部）的精心组织下，学生对教师的测评工作是本着认真严肃的态度进行的，也反映了许多教学中存在的问题和真实情况。 二、结果统计与分析 除中澳班班级和因为参加实习等原因未参加测评外，此次网上评教使用的是我校的教务管理系统（由浙江正方公司结合我校的实际情况开发的教务管理软件系统），效果良好，并在实践中逐步改进。本学期参加网上评教的学生共3050名，应参加评教而未参加评教学生148人。其中2005级评价率为90.97%，2006级评价率为97.15%，2007级评价率为98.67。共对全校承担的本学期理论课程教学的（含行政代课人员和外聘教师）196名教师共计485门课程进行了测评，剔除有效评教价数在10人以下课程，共有478门课程196名教师接受了评价。经过分析统计，分数结果分布如下： ≥95分者75名占38.3%； 93～95分者103名占52.6%； 90～93分者18名占9.1%；
热电厂供热系统故障应急预案 1总则 1.1编制目的 为及时、有效地处理供热系统故障，避免或减少因供热系统故障带来的不良影响，确保安全、可靠、持续供热，特制订本应急预案。 1.2编制依据 《中华人民共和国突发事件应对法》（主席令第六十九号） 《电力安全事故应急处置和调查处理条例》（国务院599 号令） 《关于印发《电力突发事件应急演练导则（试行）》等文件的通知》（电监安全[2009]22 号）《关于印发《电力企业应急预案管理办法》的通知》电监安全【2009】61 号 1.3适用范围 本应急预案适用于xxx 热电厂。 2故障类型和危害程度分析 2.1供热系统故障定义 是指因热电联产机组或所辖热网系统发生故障，导致供热质量降低或供热中断，影响到用户的正常生产与生活，带来不良影响。 2.2本厂供热系统概况： 供热机组概况：包括机组型号、供热介质（热水、蒸汽），设计参数（温度、压力）等内容。 供热系统主管道分布：包括管网敷设图、管网材质、敷设方式、防腐、保温型式、补偿类型和方式、管网分段和分支阀门的类型和连接方式、热力站系统和其它设备情况等。 本企业负责管辖的范围及危险点分析：主要指与地区供热公司的设备划分，危险点分析包括阀门渗漏、补偿器腐蚀破坏、支架锈蚀、易损管段等内容。 2.3故障类型及现象分析： 2.3.1供热机组设备故障，导致供热汽源中断或不能满足热网需求。 2.3.2燃料中断或燃煤质量恶化，导致供热机组出力严重不足或被迫停运。 2.3.3厂用电中断或全厂失电，导致供热机组、热力站系统不能正常运行。 2.3.4热网主管道、主设备损坏无法在10 小时内修复，使整个热网系统退出运行。 2.4预警级别和信息发布：Ⅰ级预警：供热机组因全厂停电、厂用电中断、燃料中断、火灾事故、重大
汽轮机原理及运行 随着工业生产的蓬勃发展，工业污染物的排放，对大气、自然环境的影响和危害越来越大。国家为保护环境，加大了对工业生产污染物排放的监管力度，国务院专门召开会议部署全国节能降耗减排的工作。我省焦化、炭黑、水泥等高温冶炼企业比较多，这些企业在生产过程中必然产生大量焦煤气、热量，而这些能源和热能大都没有被再利用，而以不同的排放方式，白白地浪费掉了，还造成了大气环境污染。事实上，要做到脱硫除尘、净化排放，必须将余热温度降到250゜C以下才能实现，而排放的余热全都在250゜C上，是根本无法脱硫除尘的。那么，唯一的办法就是将余热再利用，首选发电，实现能量再利用，既提高了原材料利用率，又净化了排放物，大大减少CO2、SO2排放量。 一直以来，这样的好事为什麽没有企业做呢？原因就在于，利用余热、余气进行发电的机组功率较小，不易并入大电网，或是地处与系统弱联系的区域，根本无网可并。自发自用，单独运行，又苦于发电机组不能稳定运行。故而形成目前不能不生产、可排放又超标的困难局面。 余热减排发供电微电网稳定运行综合控制系统的研发，是针对利用余热发电、热电联产的自备电厂运行不稳定、耗能高的问题而进行的。主要应用于焦化、炭黑、水泥等高温冶炼企业，利用余热发电、热电联产的自备电厂的微电网设
备在线数字化状态检测与监控的工艺改造，彻底改造通过气门排放蒸汽调节负荷的传统方法，实现了既稳定运行，又节能降耗减排。其适用范围和区域主要是产生余热、余气的高温冶炼企业，电网覆盖薄弱地区、电网末端或电网未到达区域，自建的供、用电微电网。 针对这种状况，山西博赛克电力技术有限公司潜心研究开发余热减排发供电微电网稳定运行综合控制系统技术，彻底解决了这些发电机组的运行不稳定问题，真正实现了无网支撑、无忧运行，被称为“自备电厂的革命性技术”，具有国内领先水平。是一项电力、电网节能降耗技术。 其社会经济意义主要是：能为上述状况提供完整的工艺改造解决方案，可使这些企业的余热自备电厂的发电设施充分发挥效能，既节能又高效，净化污染物排放，而且用电用户可以使用到与大电网等质的电能，满足生产、生活需求。山西省长治地区沁新公司2×6000KW煤矸石自备电厂的工艺改造和2×12MW焦化余热自备电厂建设，都是采用了余热减排发供电微电网自稳定综合控制系统技术。 事实雄辩地说明，应用该技术改造余热自备电厂通过气门排空进行负荷调节的传统方法，彻底解决了自备电厂运行的弊端，使之高效节能、安全稳定运行。肯定可以带动一大批焦化、炭黑、水泥等高温冶炼企业，充分利用余热、余气进行发电。一是由于余热、余气的充分利用，提高了原材料
循环冷却水热泵技术 一．技术原理及特点 热泵技术是近几年在我国得到广泛应用的一项节能型新技术。其工作原理是利用低温水为热源，达到向建筑物供冷和供暖的目的，实质上是一种以消耗一部分高质能(机械能、电能或高温热能等)作为补偿，通过热力循环，把环境介质(循环冷却水)中存贮的低品位能量加以发掘、利用的装置，因此它可以充分利用地址能量而节约高位能量。热泵作为一个能量的“搬运工”，可以实现能量的逆向传递，即由低温物体向高温物体的传递的功能。循环冷却水热泵技术是水源热泵，常见的有压缩式和吸收式两种。 1.吸收式热泵 工作原理：吸收式热泵依据产生工质蒸气热源的不同分为两种形式(如图所示):第一类是工质蒸气的发生需要消耗部分高质热能；第二类产生工质蒸气的热量是由低品位的余热热源提供。中国在应用中以第一类为主，它由蒸发器、吸收器、发生器、冷凝器以及溶液换热器等设备组成。在蒸发器中，利用近一半的废热使水蒸发，生成的水蒸气进入吸收器被浓工质吸收，吸收时放出的热量返回生产过程重新利用；吸收水蒸气后的稀工质溶液，流经溶液换热器并与浓工质溶液换热后进入发生器；在发生器中利用另一半废热将稀溶液蒸浓，蒸发的水蒸气进入冷凝器冷凝，放出的热量被冷却水带走排向环境；冷凝器流出的凝液及发生器流出的浓工质溶液，分别用泵送回蒸发器和吸收器,进行循环。 图1 吸收式热泵工作原理图
技术指标：致热系数值一般在2.0左右，即消耗1份蒸气，可从低温热源提取1份热量，供给热用户2份的热量，比应用板式换热器或者气水换热器供暖消耗蒸气量减少一半。 吸收式热泵的优点是，可能利用温度不高的热源作为动力；除功率不大的溶液泵外没有转动部件，耗电量低，无噪声。缺点是热效率低，一般适合于规模大的供热系统。 2.压缩式热泵 工作原理：低温低压的制冷剂(常用氟利昂类等工质)通过蒸发器从低位冷源吸热蒸发升温后进入压缩机，被绝热压缩成高温高压蒸汽，然后进入冷凝器向高位热源放热冷凝后，经过节流膨胀阀绝热节流降温降压成低干度的湿蒸汽，再通过蒸发器从冷源吸热蒸发，如此循环。 图2 压缩式热泵循环流程图 技术指标：它的致热系数值将近3.5，也就是消耗1份电能可从低温环境提取2.5份热量，供给用户3.5份热量。 压缩式热泵较吸收式热泵设备简单，控制便捷，但需要消耗优质的电能，在具备蒸气源的区域采用吸收式蒸气动力热泵投资少，运行费用低，节约蒸气50%，效果显著。 可见两种热泵机组各有优缺点，应该结合地区和环境实际，统筹规划，本着技术上可行，经济上合理的原则选择合适的热泵机组加以应用。
电厂实习报告1500字范文 时光飞逝，转眼间我已经在大学里度过了两近两年。一直期盼着的“电厂实习”终于到来。短短两周的时间里有太多值得我回头去品味。 去电厂的前一天晚上，我们就准备好了行李以及一些食物，差点兴奋的一晚没睡着。星期一的早上我们动本两个班级搭载汽车从学校出发，中午左右到达xx电厂。两个小时的车程并没有打消同学们的热情，到了电厂后，我们跟随老师来到了“xx工程学院”实习专用住宿楼。在安排了寝室后，又领到了换洗好了的被子，虽然每个寝室只能7人公用一个暖壶，但是，开水房距离寝室很近，所以住宿问题基本解决。随后，班长给我们每人发了一张消费卡，午饭时间，我们见识到了电厂工人的高素质!排队打饭，井然有序。食堂的饭菜非常可口，餐具看起来也非常干净!用起来放心，吃起来舒心!特别是食堂门口的小超市非常给力，里面的货物应有尽有!感谢学校为我们提供的良好吃住环境，这样一来大家学习就更加有劲头了! 第一天下午，一位老师为我们讲了一堂关于入厂安全以及对xx火电厂简单介绍的课，同学们对于这个新奇的地方充满了学习兴趣，紧跟老师思路。最后我们还实行了安全考试，由此可见，火电厂对于安全生产的重视水准和对我们高度负责的态度。第二节课我们就直接跟随领队老师进场参观了，同学们都佩戴了白色安全帽，一个个有模有样的。简单的在外面看完大体轮廓后，我们首先来到了运煤皮带处，一共两条，上方各悬挂磁铁用来除掉不能燃烧的杂质，接着我们来到了磨煤机房，磨煤机直接坐落在地上，感觉很热，，然后我们跟随老师爬到了传说中的12.6米高层，三台汽轮机依次横卧，非常壮观!很多同学忍不住争相靠近拍照留念，汽轮机的外壳非常美观整洁，里面包含了高中压合缸，低压缸，发电机以及励磁机。过热蒸汽进入的地方发出尖锐的响声，靠近窗户两台低压加热器，汽轮机另一侧便是三台高压加热器。然后透过玻璃门我们还参观了宽敞明亮的集控室，集
热电厂供热及供电标煤耗率计算 是热电企业财务统计、成本计算、审核审计工作的前提。当前各热电企业，在数据交流和上报时可能会发现一些问题，主要是计算公式不尽相同，致使同样的原始资料数据，计算结果可能不一致，或者会出现一些不应该有的错误。这种情况使我们无法正确进行财务评价，也无法对热电成本正确性进行评价。 现有关于供热、供电标煤耗率计算主要取自浙江省标准“热电厂煤耗和厂用电率计算方法”（浙江省标准计量局发布 1991年12月20日实施），在这以后，国家已发布了一系列有关文件和计算公式，例如： 国家四部委急计基础[2000]1268号文； 2001年1月11日三部委发布的“热电联产项目可行性研究技术规定”，最近发布的文件与前述“省标”对某些计算公式不完全相同。现将计算中可能遇到问题及对这些公式理解提出一些看法，供热电行业有关同仁参考与研究。 二．对供热及供电标准煤耗率计算方法理解： 1．浙江省标准局1991年发布的“热电厂煤耗和厂用电率计算方法”（以下简称“煤耗计算”与同时发布的“小型热电厂成本计算方法”（以下简称“成本计算”）是当时同时发布，又必须同时应用的2个标准，后者的“成本计算”必须应用前者的“煤耗计算”数据，因此，前者是成本计算的前提。 2．对供热标煤耗率br的理解： “煤耗计算”中公式 （9）中 br=Br/Qr×103 其中： br 供热标煤耗率kg/GJ
Br 供热耗标煤量t Qr 对外总供热量GJ 上式中Br；Qr的计算如下： Br=Bb·αr αr=Qr/Qh 其中： Qh 为锅炉总产汽热量GJ 其中一部分通过汽轮机或通过减温减压器对外供热， 另一部分通过汽轮发电机发电。 αr 为供热比，表示对外供热占总锅炉产汽热量百分比。 Bb为热电厂总耗标煤量， 以上这个公式br仅考虑了总耗煤量的一次分摊，而厂用电量，没有考虑进去。标准“成本计算”在计算供热燃料费用的成本时，又加入了供热厂用电所需燃料费，这个又称为二次分滩，所以原标准“成本计算”中是考虑了二次分摊，但供热标煤耗率br没有考虑二次分摊。2001年三部委发布的“热电联产项目可行性研究技术规定”（以下简称“技术规定”）已在这个br计算公式中考虑了二次分摊。 公式如下： brp=34.12/ηgLηgd+εrbdp （书中公式17-20） 其中： brp 全厂年平均供热标准煤耗率kg/GJ ηgL 锅炉效率% ηgd 管道效率%
热电厂循环冷却水供热探讨 摘要：本文介绍电厂利用循环冷却水增加供热能力的方案。详细阐述了方案的设计思路。认为循环冷却水供热是可行的，可以提高电厂热电联产的供热效率，达到节能减排的目的。 1 引言 当前，在节能减排、保护环境政策的要求下，各城市都在积极建设热电联产工程达到节能减排、保护环境的目的。同时，电厂也在不断通过技改，提高供热效率，增加对外供热量。 本文以工程实例，阐述电厂利用循环冷却水增加供热量的技术方案。望得到广大同仁指正。 2 工程项目概况 2.1 电厂概况 哈密二电厂位于新疆哈密市西北方向，直线距离约10kM。二电厂历史总装机容量344MW，分别为一期2×12MW汽机配75t/h锅炉，二期2×25MW汽机配130t/h锅炉和三期2×135MW汽机配420t/h锅炉。目前，电厂已拆除#1、#2、#4机组，仅保留3#机锅炉作为供热调峰热源。同时，#5、#6机组供热抽汽量350t/h。一期厂房已改建成市区供热首站。目前，二电厂是哈密市热电联产工程唯一的供热电厂。 前两个采暖季，市区供暖期最大抽汽量为260t/h左右。 2.2 项目建设背景 位于二电厂东北方向、市区北部的石油基地，在石油系统主副业
分离的改革要求下，决定将基地供热交由城市热电联产系统供热。石油基地供热负荷180MW（含发展预留热负荷）。 为同时向哈密市区和石油基地供热，二电厂采用通过技术改造提高供热效率，增加对外供热能力的方式解决，并新建石油基地供热首站。 3 工程方案 3.1 设计参数 ⑴ 一次热网供回水温度 根据石油基地多年实际供热运行数据，本工程确定一次热网供回水温度：125/55℃；二次热网供回水温度：75/50℃。 ⑵ 电厂循环冷却水参数 #5机组循环冷却水系统为单元制。单台机组循环水量约为8000t/h，供回水温度：28/35℃。 3.2 方案概述 本案利用电厂供热蒸汽作为驱动热源，循环冷却水作为低温热源，采用蒸汽吸收式热泵机组+热网加热器制取高温热水为石油基地供热。 改造前，#5机组汽轮机乏汽余热通过循环冷却水系统，送入湿冷塔冷却，余热散入大气。降温后循环冷却水再次进入汽轮机吸收乏汽余热，周而复始。改造后，利用蒸汽吸收式热泵机组，将循环冷却水中的乏汽余热提取对外供热，此部分循环冷却水不再进入湿冷塔冷却，直接进入汽轮机再次吸收乏汽余热，周而复始。
火电厂汽轮机设备及运行 0-1 火电厂朗肯循环示意图 1-2 蒸汽在汽轮机中膨胀做功，将热能转换为机械能； 2-3 蒸汽在凝汽器中凝结成水； 3-4 给水在给水泵中升压； 4-1 工质在锅炉中定压加热。（4’-1’+2’-1 为一次再热式汽轮机在锅炉内的吸热过程） 第一章 概述 第一节 汽轮机的分类和国产型号 一、汽轮机分类 （一）按工作原理分 （1）冲动式汽轮机 （2）反动式汽轮机 冲动式汽轮机与反动式汽轮机比较 1. 反动级的汽流特点和结构特点 ? 反动级的反动度 ? 反动级的汽流特点 级的速度三角形左右对称，蒸汽在两种叶栅通道中流动情况基本（动叶栅用相对坐标系）。因此，静叶片和动叶片可采用同一叶型，简化了叶片制造工艺，且余速利用系数较高，提高了汽机的相对内效率。这样的静叶片和动叶片互称镜内映射叶片。 ? 结构特点 由于叶栅前后压差较大，为了减小轴向推力，不采用叶轮，而是将动叶装在转鼓的外缘上。与此相对应的隔板，也没有大幅面的隔板题，而是一个径向尺寸不大的内环，称之为持环。 反动级动静间的轴向间隙可取得大一些（一般为8—12mm)，轴向间隙增大使动叶进口处汽流趋于均匀，降低了汽流对叶片的激振力；且允许较大的胀差，对机组变负荷有利。 而冲动式汽轮机由于动叶入口速度高，一般级内的间隙均取得较小（如5—7mm ）。 2. 反动级与冲动级的效率比较 ? 叶栅损失 反动级动叶入口蒸汽速度低，蒸汽在动叶栅中为增速流动，且转向角度小，使附面层增厚 S T
趋势变小，既降低了叶型损失，也减小了端部损失。因此反动级的叶栅损失明显小于冲动级，这是反动级的最大优点。 ?漏汽损失由于反动级采用转鼓式结构，隔板内径较冲动级大，增大了隔板漏汽面积和漏汽量；同时由于动叶前后压差大，所以叶顶漏汽损失也增加。 3.整机的特点 ?喷嘴调节的反动式汽轮机调节级通常采用冲动级，以避免“死区”弧段漏汽损失太大； ?采用平衡活塞来平衡部分轴向推力，增加了轴封漏汽损失，这是反动式汽机的主要问题； ?在同样的初终参数下，反动式汽轮机的级数比冲动式多。但由于冲动级隔板较厚，所以整机轴向尺寸倒不一定长。 如上汽300MW，35级；东汽冲动式28级。 二）按热力特性分 （1）凝汽式汽轮机(N) 排汽进入凝汽器 （2）背压式汽轮机（B）排汽压力高于大气压力。一般用于供热，以热定电； （3）调整抽汽式汽轮机（C、CC) 可同时保证热、电两种负荷单独调节 （4）抽汽背压式（CB) （5）中间再热式能提高排汽干度；合理的选择再热压力还可提高平均吸热温度，提高朗肯循环效率。三）按主蒸汽参数分 （1）高压汽轮机主蒸汽压力6~10MPa； （2）超高压汽轮机主蒸汽压力12~14MPa； （3）亚临界汽轮机主蒸汽压力16~18MPa； （4）超临界汽轮机主蒸汽压力>22.2MPa 二、国产汽轮机型号 ΔXX——XX——X 例：N600—24.2／538／566 CC50-8.83/0.98/0.118 第二节N300-16.7/538/538汽机简介 亚临界、单轴、一次中间再热 双缸排汽 高压缸：1个单列调节级+11个压力反动级 中压缸：9个压力反动级 低压缸：2×7个压力反动级 给水回热系统：3高加+1除氧+4低加 末级叶片长度：869mm 额定新汽流量：907 t/h 保证净热耗率：7921kJ/kW.h 背压： 4.9kPa(进水温度20 ℃) 给水温度（TRL工况）：273 ℃ 2 ×50％容量的汽动给水泵+50%容量的启动及备用电动给水泵 热耗率保证 机组THA工况的保证热耗率不高于如下值：7572kJ/(kW.h) THA工况条件下的热耗率按下式计算不计入任何正偏差值） 汽轮机能承受下列可能出现的运行工况： a) 汽轮机轴系，能承受发电机及母线突然发生两相或三相短路或线路单相短路快速重合闸或非同期合闸时所产生的扭矩 b) 机组甩去外部负荷后带厂用电运行时间不超过1分钟 c) 汽轮机并网前能在额定转速下空转运行，其允许持续运行的时间，能满足汽轮机启动后进行发电机试验的需要 d) 汽轮机能在低压缸排汽温度不高于80℃下长期运行。当超过限制值时，应投入喷水系统使温度降到允许的范
基于热泵技术的热电厂循环水余热回收方案研究 发表时间：2018-10-01T19:15:42.717Z 来源：《基层建设》2018年第26期作者：陈永山 [导读] 摘要：传统的热电厂进行供热的时候，能源选用上通常是煤、石油、天然气这样的能源，供热效率较低，且会产生一些对人类有害的气体。 身份证号码：37011219810311XXXX 摘要：传统的热电厂进行供热的时候，能源选用上通常是煤、石油、天然气这样的能源，供热效率较低，且会产生一些对人类有害的气体。而如果使用循环水余热回收技术，就能够改变这一点，通过该技术的使用使得整个供热过程变得清洁环保，且节约了大量的能源，供热的规模也大大增强了。由此可见，将循环水余热回收技术加以利用是非常重要的。 关键词：热泵技术；热电厂循环水余热；回收方案 引言 随着社会的不断发展，全球化石能源的储量随之急剧减少。伴随着化石燃料消耗量的急剧增加，环境问题又日益凸显出来。全球气候变暖、雾霆、大气层破坏等诸多环境问题对人类社会的长久稳定发展造成极大的影响。在我国的能源消耗构成中，电力企业占国家化石能源的消耗量的比重相对较大，近些年我国政府也出台针对电力企业节能减排的政策：重点推广能量梯级利用、低温余热发电和热泵机组供暖等节能减排技术。 1热泵的分类及基本工作原理 1.1热泵的基本种类 如图1所示，由热源来源进行种类划分，热泵主要可分为如下几类：①水源热泵。所利用的水源主要包括自然水源和人工排水源。自然水源主要为地下水、河川水及海洋水。人工排水源主要为城市生活污水、工业废水及热电冷却水。②地源热泵。③空气源热泵。具体至当前普遍应用于热电厂的热泵，我们具体又可将其划分为两大类：①压缩式热泵，包括蒸汽驱动压缩式热泵和电驱动压缩式热泵。②吸收式热泵。 图1热泵的基本种类结构示意 1.2热泵技术的基本工作原理 从本质上而言，热泵显然为一种热量提升装置。热泵主要从周围环境中吸收热量，并将其有效传递给被加热对象，也即是温度较高的物体。热泵的工作原理和制冷机类似。一般情况下，热泵主要有如下几个重要部分构成：①压缩机；②蒸发器；③冷凝器；④膨胀节流阀等。具体如图2所示。 图2热泵技术的基本工作原理示意 （1）压缩机为热泵机组的心脏，压缩机起到的作用主要为：压缩并输送循环工质，将其由低温、低压转变为高温、高压。蒸发器为热泵机组的输出冷量设备。（2）蒸发器可使经节流阀流入的制冷剂液体蒸发，进而吸收被冷却物体的热量，最终切实实现制冷的目的。（3）冷凝器为热泵机组输出热量的设备。压缩机消耗功转化的热量以及蒸发器中吸收的热量传输至冷凝器中之后，会被冷却介质带走，从而实现制热的基本目的。（4）热泵机组的膨胀阀亦或是节流阀可以对循环工质起到较好的节流降压作用，在此基础上还可起到对进入蒸发器的循环工质流量进行调节的重要作用。研究表明，采用热泵技术能够节约大量的电能。 2方案确定 在选择循环水余热回收方案时，首先要对各个方案的经济性进行分析并以此为方案选择依据，当热泵机组确定时，即使余热量无限大，但是热泵机组增加的热量不是无限增大的，热泵机组所能回收的热量存在一个极限值，也就是理论最大回收热量。因此，本文将针对吸收式热泵和压缩式热泵，以电厂实际条件为背景，分析其所能提供的最大供热量，来选择合适的热泵机组。 2.1应用吸收式热泵 采用吸收式热泵时，需要耗费部分抽汽作为热泵的驱动热源，吸收循环水的余热并将吸收的热量输送给一次网回水，使一次网回水温度升高。吸收式热泵的供热量为：
电力系统自动化读书 笔记
电力系统自动化读书笔记 篇一：电力系统自动化的基本内容及认识 电力系统自动化的基本内容及认识 今天，实习的第四天，我们学习了有关于电力系统的组成、电力系统的自动化的知识。 首先老师为我们讲解了什么是电力系统，简单来讲电力系统就是由发电、变电、输电、配电和用电等环节组成的电能生产、传输、分配和消费的系统。而电力系统的功能就是将自然界的一次
能源通过发电动力装置转化成电能，再经输电、变电和配电将电能供应到各用户。一般来说电力系统是由发电厂、送变电线路、供配电所和用电单位组成的整体，在同一瞬时，发电厂将发出的电能通过送变电线路，送到供配电所，经过变压器将电能送到用电单位，供给工农业生产和人民生活。这也体现出了电能生产的特点即不能存储，必须做到即发即用。所以为了发电厂、电网的安全稳定运行电力系统的自动化是必不可少的。 同时电力系统的自动化也是为了保障电能的品质，老师在课上介绍评价电能品质的三要素即电压、频率和波形的
稳定。而要实现这一切，也需要电力系统的自动化调节。那么电力系统的自动化包括什么呢？电力系统自动化是电力系统一直以来力求的发展方向，按照电能的生产和分配过程，电力系统自动化包括电网调度自动化、火力发电厂自动化、水力发电站综合自动化、电力系统信息自动传输系统、电力系统反事故自动装置、供电系统自动化、电力工业管理系统的自动化等7个方面。 随后老师又为我们图解了发电机的基本构造和发电机发电的基本原理。简单来看，发电机由定子和转子组成，定子包括铁心和导体（电枢）；转子包括磁极和励磁绕组。在发电的时候励磁绕
组通上直流电从而产生磁场，转动转子定子导体由于与磁场有相对运动而产生交流电势，频率为f=pn/60,其中当 p=1,n=1500r/s时f=50HZ。所以转速的变化会带来频率的改变。接着，老师又介绍了五大发电集团：中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司、中国电力投资集团公司，以及六大电网：东北电网、华北电网、华中电网、华东电网、西北电网、南方电网。丰富了我们的课外知识。 老师接着为我们介绍电网的监控和发电机的并断网。电网监控是由众多的远方终端和一个主控站，以及连接各个
一、热电厂主要能耗指标计算 绍兴热电专委会陈耀东一、热电厂能耗计算公式符号说明 二、能耗热值单位换算
1、吉焦、千卡、千瓦时(GJ、kcal、kwh) 1kcal=4、1868KJ=4、1868×10-3MJ=4、1868×10-6GJ 1kwh=3600KJ=3、6MJ=3、6×10-3GJ 2、标准煤、原煤与低位热值: 1kg原煤完全燃烧产生热量扣去生成水份带走热量,即为原煤低位热值。 Q y＝5000kcal/kg＝20934KJ/kg 1kg标准煤热值Q y＝7000kcal/kg＝29、3×103KJ＝0、0293GJ/kg 当原煤热值为5000大卡时,1T原煤＝0、714吨标煤,则1T标煤＝1、4T原煤 3、每GJ蒸汽需要多少标煤: b r＝B/Q＝1/Q yη＝1/0、0293η＝34、12/η 其中:η＝ηW×ηg＝锅炉效率×管道效率 当ηW＝0、89,ηg＝0、958时,供热蒸汽标煤耗率b r＝34、12/0、89×0、958＝40kg/GJ 当ηW＝0、80,ηg＝0、994时,供热蒸汽标煤耗率b r＝34、12/0、80×0、994＝42、9kg/GJ 二、热电厂热电比与总热效率计算 绍兴热电专委会骆稽坤 一、热电比(R): 1、根据DB33《热电联产能效能耗限额及计算方法》 2、2定义:热电比为“统计期内供热量与供电量所表征的热量之比”。 R＝供热量/供电量×100％ 2、根据热、能单位换算表: 1kwh＝3600KJ(千焦) 1万kwh＝3600×104KJ＝36GJ(吉焦)
3、统一计量单位后的热电比计算公式为: R＝(Q r/E g×36)×100％ 式中: Q r——供热量GJ E g——供电量万kwh 4、示例: 某热电厂当月供电量634万kwh,供热量16万GJ,其热电比为: R＝(16×104/634×36)×100％＝701％ 二、综合热效率(η0) 1、根据浙江省地方标准DB33定义,综合热效率为“统计期内供热量与供电量所表征的热量之与与总标准煤耗量的热量之比” η0＝(供热量＋供电量)/(供热标煤量＋供电标煤量) 2、根据热、能单位换算表 1万kwh＝36GJ 1kcal＝4、1868KJ 1kg标煤热值＝7000kcal 1kg标煤热值＝7×103×4、1868＝29、3×103KJ＝0、0293GJ 3、统一计量单位后的综合热效率计算公式为 η0＝[(Q r＋36E g)/(B×29、3)]×100％ 式中:Q r——供热量GJ E g——供电量万kwh B——总标煤耗量t 4、示例: 某热电厂当月供电量634万kwh,供热量16万GJ,供热耗标煤6442吨,供电耗标煤2596吨,该厂总热效率为: η0＝[(16×104＋36×634)/(6442＋2596)×29、3]×100％＝69％
热电厂低温循环水供热成本估算 一、计算条件：由于电厂的资料不详，按常规的机型进行估算，仅供参考。 1、纯凝满发状态下机组的凝汽量约为108 T/H ，循环水量5400吨/小时，循环倍率50，电价0.3685元/ kwh，水价2.3元/吨，加药处理后的水成本为4.5元/吨，煤价880元/吨,采暖天数120天。 2、改造前其凝汽加蒸汽压力约为0.003MPa（绝对压力，以下同），焓值为2545kJ/kg。 改造后其凝汽压力约为0.03 MPa，焓值2625.4 kJ/kg。 3、改造后平均凝结水温为60℃，焓值约为251kJ/kg。 二、计算过程 1、改造后由于恶化真空使乏汽焓值上升，少发电量： W=凝汽量（改造后凝汽焓值-改造前凝汽焓值）×103 =108×1000×（2625.4-2545）/4.18 860 =2415.5kwh/H 2、改造后原被散放在空气中的热量被全部回收用于供热，其回收的热量： Q=凝汽量（改造后的汽焓值-凝水焓值） =108×1000×（2625.4 -251） =256.4GJ/H 每个采暖季可利用的热量为256.4×24×120=73.8万GJ 少发电的成本为：2415.5 ×0.5/256.4=4.71元/GJ 3、在供热期间，电厂的冷却水泵停运，增加的热网循环泵等设施每个采暖季总耗电量约为功率约为4320MW，费用216万元,合2.9元/GJ。 4、系统补水量按循环水量的2.5%计算，补水的费用为：2.4元/GJ。 5、改造投资成本：机组改造费约300万元。使用寿命按15年计算，残值5%， 合0.26元/GJ。
热电厂的供热成本为： 4.17+2.9+2.4+0.26=9.73元/GJ