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火电工程纯凝机组供热改造项目经济性评价方法探讨【摘要】在国家节能减排、大力推行热电联产的大背景下，各地区很多纯凝机组实施供热改造。
但是作为决策的一个重要方面，投资改造的决策机制经济评价方法却出现了不同的声音。
为推进科学决策，有必要寻找更为科学的方法，进行改造工程项目的评价分析。
本文对供热改造工程项目的特性分析，并通过不同方法的对比分析，用实例说明供热改造工程经济可行性评价的方法选择及注意事项。
【关键词】火电项目供热改造经济评价有无对比实例在目前热电联产供热改造工程项目经济可行性评价时，由于没有明确统一的评价方法及准则，一般只作新增投资额的回收分析及供热价格预测。
笔者在编制和评审供热改造工程中，使用和接触到，目前对于供热改造工程项目经济性评价方法基本上存在以下几种方式，下面通过一个例子来说明各种评价方法：项目背景：东部某台135MW纯凝发电机组，实际测量运行数据如下：纯凝工况下全年平均发电运行负荷率为75%，实际设备可利用率为75%，年发电设备利用小时数为4139小时，每小时发电量为101250Kwh；发电上网电价0.46元/Kwh，成本电价0.35元/Kwh，发电标煤耗362g/Kwh，发电厂用电率9.0%，年供电用水量252.69吨，水价为2元/吨，全年平均标煤单价为800元/吨（含税、含运费）。
由于连年亏损，现计划实施供热改造。
根据当地城市供热规划的要求，全部为采暖负荷，年采暖负荷为160吨；采暖期供热时间为110天，按当地物价部门的初步核定，暂定热价为46.74元/GJ。
经设计初步核算，改造静态投资估算需8200万元，改造后供热厂用电率为11.5Kwh/GJ；改造工期4个月；供热改造后供热因素使得发电功率降低为91MW，供热时发电运行负荷为97%，年设备利用小时数约增加800小时，每小时发电量为88270Kwh；每小时排气供热量为530 GJ，供热增加用水量为23.04万吨，供热标煤耗42kg/GJ，供热时发电标煤耗330g/Kwh。
纯凝汽机组改造为供热机组的可行随着能源结构的调整和环保要求的提高，蒸汽机组的改造成为当前能源领域的重要议题。
其中，将纯凝汽机组改造为供热机组具有显著的意义。
本文将从技术、经济和环保三个方面分析这种改造的可行性。
一、技术可行性纯凝汽机组改造为供热机组在技术上是可行的。
这种改造涉及到对汽轮机的重新设计和配置，以适应供热需求。
具体来说，改造包括以下几个方面：1、调整汽轮机的结构：为了提高热效率，需要对汽轮机的结构进行调整，优化蒸汽流动和热能转换。
2、增加供热抽气系统：在汽轮机中增加供热抽气系统，可以将部分蒸汽抽出，用于供热。
3、改进控制系统：为了确保机组在供热模式下的稳定运行，需要改进控制系统，包括温度、压力等参数的监控和调节。
二、经济可行性纯凝汽机组改造为供热机组在经济上也是可行的。
虽然一次性投资较大，但长期运行下来，这种改造可以带来可观的经济效益。
具体来说，改造后的机组可以通过提供热能来增加收入来源，同时还可以提高能源利用效率，降低运行成本。
改造还可以延长机组的使用寿命，进一步增加经济效益。
三、环保可行性纯凝汽机组改造为供热机组在环保方面同样具有优势。
改造后，机组的热效率得到提高，能源浪费减少，从而降低了碳排放和环境污染。
通过提供热能，可以减少对化石燃料的依赖，进一步降低环境污染。
因此，从环保角度来看，纯凝汽机组改造为供热机组是可行的。
四、结论纯凝汽机组改造为供热机组在技术、经济和环保方面都具有显著的可行性。
这种改造不仅可以提高能源利用效率，增加经济效益，还可以降低碳排放，保护环境。
因此，我们应该积极推动这种改造工作，以实现能源结构的优化和环保要求的提高。
随着能源需求的不断增长，能源浪费问题越来越受到人们的。
大型纯凝汽轮机是一种常见的发电设备，但在供热方面存在着较大的能源浪费。
因此，对大型纯凝汽轮机进行供热改造，提高能源利用效率，具有非常重要的意义。
在大型纯凝汽轮机供热改造中，可以采用以下相关技术：锅炉优化设计：通过对锅炉进行优化设计，提高锅炉的热效率，从而减少能源浪费。
350MW超临界纯凝机组供热改造经济性分析【摘要】介绍了国产350MW超临界纯凝机组再热抽汽供热的改造方案，通过对抽汽供热机组的各工况数据、技术特点、经济性等进行分析，表明机组采用再热抽汽供热是安全、节能的，为其他电厂同类型机组供热改造提供经验。
【关键词】供热；纯凝机组；节能；经济；再热抽汽引言华能东方电厂装有4台国产350MW 超临界机组，是海南省总装机容量最大的燃煤发电厂。
电厂为实现国家的节能减排战略，对现有4台超临界机组进行抽汽供热改造。
机组改造后的抽汽量能满足中海油80万吨甲醇装置和DCC项目化工生产所需的动力透平用汽，满足了国家对电厂实施热电联产，集中供热、保护环境的要求，提高了企业的经济效益和社会效益。
该供热改造方案具有改造技术简单、施工工期短、投资少、回报快等优点，机组抽汽供热过程中能同时确保供汽、用汽单位的安全生产及电网安全稳定。
采用超临界参数机组供热后将进一步降低电厂机组能耗指标，同时有利于企业经济效益的提高以及带来良好的社会效益。
1 供热方案1.1 抽汽汽源的确定东方电厂锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的超临界压力、变压运行、单炉膛、一次中间再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、Π型布置燃煤直流炉。
汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的超临界、一次中间再热、双缸双排汽、单轴、凝汽式汽轮机。
中海油提供的80万吨甲醇装置、DCC装置用汽需求为：压力3.5MPa，温度420℃；最大需求量370t/h，额定需求量170t/h。
根据制造厂的热力性能计算，机组原来的各级抽汽不能满足供汽参数要求。
因此，采用高温再热蒸汽经减温减压后供给各用户。
1.2 供热流程为满足中海油热用户负荷参数需求，从电厂4×350MW机组的高温再热蒸汽管道上各引出1路蒸汽管道到各自的减温器，减温器的出口管道分别接到1根供汽母管上，再送到与中海油的交界点处。
1.3 供热回水本工程供热回水由中海油二期化肥除盐水装置制水后直接回供给电厂各台机组凝汽器，由于回供水质有时可能不符合电厂凝结水水质标准，故需建一套在线高速混床系统，将回水升压后进入高速混床进行再生处理后满足机组水质要求。
某600 MW凝汽机组供热改造方案热经济性分析邓伟;张燕平【摘要】通过建立基于热平衡法的热力分析模型,对某600 MW凝汽式汽轮发电机组的抽汽供热改造方案进行了热经济性分析.计算了非供热工况、再热冷段抽汽供热工况、再热热段抽汽供热工况下机组的发电功率、热耗率、发电煤耗率等指标,并对比了不同供热工况、不同供热抽汽流量下机组的热性能.研究结果表明:该机组采用再热蒸汽供热,热经济性好,且在最大供热抽汽流量运行时发电煤耗率最低;相比于再热热段抽汽供热方案,再热冷段抽汽供热方案的发电功率和发电煤耗率较大.%By constructing a thermal analysis model based on heat balance method,the paper analyzes thermal economy of the extraction and heat supply reconstruction scheme for one 600 MW condensing steam turbine generator unit.It calculates indicators including generated power,thermal consumption rate,coal consumption rate and so on of the unit under different working conditions of non-heat-supply condition,low-temperature reheat steam tube extraction and heat supply,high-tem-perature reheat steam tube extraction and heat supply.Meanwhile,it compares thermal performance of the unit under dif-ferent heat supply conditions and different heat supply and extraction flow. Research results indicate thermal economy of the unit is better as it adopts reheat steam for heat supply and coal consumption rate is the lowest as the unit is running with the maximum heat supply and extraction pared with generated power and coal consumption rate of the high-tem-perature reheat steam tube extraction and heat supply scheme,that of the low-temperature reheat steam tube extraction and heat supply scheme is larger.【期刊名称】《广东电力》【年(卷),期】2018(031)001【总页数】5页(P25-29)【关键词】热电联产;再热热段抽汽供热;再热冷段抽汽供热;热平衡法;发电功率;发电煤耗率【作者】邓伟;张燕平【作者单位】武汉都市环保工程技术股份有限公司,湖北武汉430071;华中科技大学能源与动力工程学院,湖北武汉430074【正文语种】中文【中图分类】TK219热电联产是发电企业降本增效的重要途径，在各国发电行业中广泛应用[1]。
某凝汽机组供热改造及改造前后的热经济性分析摘要:本文提出了一种凝汽机组供热改造方案,对改造过程进行阐述,并通过实例对其热经济性进行分析,结果表明这种改造方案不仅可以满足热用户用热需求,而且也保证了机组改造后的经济安全运行。
关键词:凝汽机组供热改造热电联产热经济性据有关资料报道,火力发电占我国装机总容量的70%,而中小机组占有相当比例。
原因主要是在建国初期为了支持国家重工业的发展,相继在全国各大中城市近郊修建了一大批中小型凝汽式机组的电厂。
改革开放以来,电力工业迅速发展,随着一大批300MW、600MW机组相继建成投产,全国范围的大电网逐渐形成,供电紧张的局面有所缓和。
而中小机组由于效率低、煤耗高、污染相对较大等原因,逐渐完成了其历史使命,除了一些自备电厂外,小机组基本已退役。
由于在热负荷较集中的城市热网的迅速发展和热电厂供热能力不足的问题十分突出,如何利用现有中小型凝汽机组进行改造,对外供热,是节省投资,迅速缓解工业城市供热需求矛盾十分重要的有效途径。
为此,各级电力工业部门从节能、环保和改善人民生活出发,把热电联产作为一项有效措施,除新建一批热电联产的机组外,还改建、扩建一批中小型热电厂;而在城市市区或近郊的中小型电厂的凝汽机组也根据需要,有计划、有组织地将其改造成为集中供热的机组。
凝汽机组的改造方法很多,一般机组改造时不仅要考虑机组本身性能,而且要考虑到本地热用户需求。
本文提出了一种经济性较好的凝汽机组的供热改造方案,并对其进行热经济分析。
1 供热改造方案的比较根据热网负荷情况,改造后的机组不仅要满足承担电网负荷及调峰要需求,还要满足城市热网的要求。
根据目前的电力技术,供热改造有以下几种方案。
1.1 凝汽式汽轮机原封不动的进行低真空供热在汽轮机设计和制造过程中,汽轮机的结构尺寸和级数是根据所要求的进汽量、进汽温度、进汽压力以及排汽压力等因素经过焓降的优化分配所决定的。
虽然在实际使用时汽轮机的排汽压力(或真空度)允许在一定范围内变化,但制造厂都对其变化幅度有明确限制,排汽温度一般不允许高于80℃。
火电工程纯凝机组供热改造项目经济性评价方法探讨【摘要】在国家节能减排、大力推行热电联产的大背景下，各地区很多纯凝机组实施供热改造。
但是作为决策的一个重要方面，投资改造的决策机制经济评价方法却出现了不同的声音。
为推进科学决策，有必要寻找更为科学的方法，进行改造工程项目的评价分析。
本文对供热改造工程项目的特性分析，并通过不同方法的对比分析，用实例说明供热改造工程经济可行性评价的方法选择及注意事项。
【关键词】火电项目供热改造经济评价有无对比实例
在目前热电联产供热改造工程项目经济可行性评价时，由于没有明确统一的评价方法及准则，一般只作新增投资额的回收分析及供热价格预测。
笔者在编制和评审供热改造工程中，使用和接触到，目前对于供热改造工程项目经济性评价方法基本上存在以下几种
方式，下面通过一个例子来说明各种评价方法：
项目背景：东部某台135mw纯凝发电机组，实际测量运行数据如下：纯凝工况下全年平均发电运行负荷率为75%，实际设备可利用率为75%，年发电设备利用小时数为4139小时，每小时发电量为101250kwh；发电上网电价0.46元/kwh，成本电价0.35元/kwh，发电标煤耗362g/kwh，发电厂用电率9.0%，年供电用水量252.69吨，水价为2元/吨，全年平均标煤单价为800元/吨（含税、含运费）。
由于连年亏损，现计划实施供热改造。
根据当地城市供热规划
的要求，全部为采暖负荷，年采暖负荷为160吨；采暖期供热时间为110天，按当地物价部门的初步核定，暂定热价为46.74元/gj。
经设计初步核算，改造静态投资估算需8200万元，改造后供热厂用电率为11.5kwh/gj；改造工期4个月；供热改造后供热因素使得发电功率降低为91mw，供热时发电运行负荷为97%，年设备利用小时数约增加800小时，每小时发电量为88270kwh；每小时排气供热量为530 gj，供热增加用水量为23.04万吨，供热标煤耗42kg/gj，供热时发电标煤耗330g/kwh。
其他原始数据如下：资本金为20%，长期贷款利率5.94%，短期贷款利率5.31%，贷款年限为10年；全部形成固定资产，按10年折旧。
供热材料费及维修按1元/mwh计算；大修率2.5%，增加供热人工5人，人工工资5万元/年；福利系数60%，项目运营期按20年考虑；其他数据按常规电力经济评价原则记取。
方法一：仅考虑供热改造成本增加，不考虑对发电上网电量的影响，在基准收益7.5%和预期资本金内部10%的情况下，核算合理的供热单价；利用电力工程经济评价软件（热电）计算结果如下：项目动态投资8226万元，测算不含税热价为41.87元/gj，含税热价为47.32元/gj；总投资收益率为6.74%，所得税后项目投资回收期为9.73年；当含税热价为46.71元/gj时对应的资本金内部收益率为8%，所得税后投资回收期为9.9年，总投资收益率为5.89%，项目净现值430万元大于零，项目财务上可行。
方法二：仅考虑供热改造成本增加，不考虑对发电上网电量的
影响，在给定供热单价46.74元/gj、基准收益7.5%基础上，计算投资收益：利用电力工程经济评价软件（热电）计算结果如下：项目动态投资8226万元，投资方内部收益率为8.09%，所得税后投资回收期为9.87年，项目净现值为454万元。
总投资收益率为5.92% 方法三：按考虑发电收益增加800小时的情况下，设定热电分摊比85%；在基准收益7.5%和预期资本金内部10%的情况下，以固定的供热单价；利用电力工程经济评价软件（热电）计算结果如下：项目动态投资8226万元，计算的不含税上网电价282.8元/mwh，对应的含税上网电价为330.87元/mwh小于核定上网电价，总投资收益率6.76%所得税后净现值972万元，投资回收期9.42年，说明项目财务上可行。
如按固定的上网电价及供热热价，测算内部收益率46.09%，总投资收益率为16.88%，所得税后投资回收期5.48年。
方法四：按有无对比原则计算仅计算供热期纯凝与供热有无对比；利用简化计算excel表格计算。
供热期无项目情况时为纯凝工况，假设纯凝工况下机组正常运行110天，由于当期运行负荷率为75%。
此时供电量为135×110×24×0.75×（1-9%）/1000=243.243（gwh），相应的供电收益为：243243000×0.393/10000=9563.4万元）
相应的消耗标煤成本362kg/mwh×243243/(1-9%)/1000×
683.76元/吨=66162395.38元=6616.24（万元）；
供热改造后：项目动态投资8226万元，供电量（88270-11.5×
530）×110×24/1000/1000=216.942（gwh）相应的供电收益为：216942000×0.393/10000=8525.82（万元）
供热收益为：530×110×24×41.36/10000=5787.09（万元）供热改造后供热期年度收益为8525.82+5787.09=14312.91（万元）
燃料消耗：（330kg/mwh×233032.8+42kg/gj×530×110×24）/1000×683.76元/吨=92763913.68元=9276.39（万元）；
流动资金增加额为301万元。
从而构造出一个差额现金流量：
简化计算静态投资回收期为5年；设定基准收益率7.5%情况下，税后动态投资回收期为5.92年；项目运行十年的税后内部收益率11.94%，对应的项目净现值3957万元；项目运行二十年的税后内部收益率15.73%，对应的项目净现值8916万元。
综合分析以上四种项目评价方法可以看出：
1、仅考虑供热收益而忽略发电收益情况，对项目财务生存能力的要求最苛刻，该方法适用于核定项目生存的售热价格，方法一与方法二的效果是一样的只是方法二更简单直接。
2、在考虑改造对已有项目经营效果改善的情况，分析改造后的项目项目整体效益的变化。
按照《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）的基本原理，采用“有无对比”法，针对改建项目的特点进行财务分析，以“增量”数据进行折现现金流量分析，进行财务盈利能力分析，方法三与方法四原理相同，但是关注的角度和计
算数据存在差异，从计算繁简上看方法四更能反映真实情况。
笔者认为单纯看改造后机组的经济可行性，还很不够。
仅从项目盈利能力进行评价，还不能确定项目是否可行，这是由于我国的火力发电300mw及以下纯凝机组普遍运行时间已经超过十年，项目本身的使用寿命已不足十年，保守估计项目改造可行的前提条件应是项目动态投资回收期不应大于8年较为合理。
基于这种考虑，如项目改造不考虑发电效果的改善，方法一与方法二计算出的核定热价就没有盈利能力，所以应进行多角度比较，以确定机组改造的必要性和机会收益即资金的有效利用性。
注：文章内所有公式及图表请以pdf形式查看。
