热电联产范文
时间：2023-03-18 14:55:28
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篇1
17日晚上10点多，中北路东沙大厦6层的一间办公室里电话铃声响起。电话那头告诉德威公司董事长徐斌，中海油在广州的一家热电厂的招标项目开标了，德威的报价处于中间位置，中标的希望很大。就在几天前，华能集团位于江苏省的一家热电厂的招标负责人也找到了徐斌，希望德威能够参加他们一家在建热电厂的蒸汽管网项目的招标。
热电联产似乎一下子变得炙手可热。
“接下来的日子，我们基本上每天都会有投标、开标的项目。”徐斌告诉《能源》记者， “随着国家对热电联产的重视和热网建设的蓬勃发展，中国的‘热’时代正在到来。”
“给力”热时代
热电联产作为节能工程的核心领域之一，正在迎来一个关键时期。
根据工信部的《工业节能“十二五”规划》，“十二五”期间，热电联产工程预计投资需求700亿元，实现节能3500万吨标准煤。
在此规划下，2012年全国能源会议已经提出，“在北方采暖城市以及热负荷集中的工业园区，结合淘汰分散供热锅炉和小热电，建设热电联产或热电冷联供项目。”而且，相关部门也出台了一系列的措施，通过“上大压小”、热电联产、发展循环经济等方式，积极推进电力产业结构调整。
为了争取更多的热源点、电源点以及上网电量的指标，各电力集团也积极兴建热电厂。这一现象在江苏省尤为突出。
由于作为西电东送的落地点，江苏省相关部门形成了一个不成文的规定：为了消耗西电东送的发电量，江苏省将保证热电厂的上网电量，而限制传统火电厂的上网电量。于是，一大批传统电厂不得不对存量火电厂进行热电联产改造，或者兴建新的热电厂。
除政策因素外，不断上涨的热力价格，也成为“热时代”扩张的推手。
“热力行业当前面临的巨大机会，主要是得益于能源价格的提升，以及全民对能源综合利用观念的改变。”徐斌向《能源》杂志记者说道。据其介绍，20年前，热力的价格每吨仅为几十块钱，10年前，蒸汽的价格达到了每吨100多元，而现在，这一数字变为了200多元。
“今后，热力价格还将有一定的上涨空间。正是因为能源价格有了体现，所以节能才拥有了动力，越来越多的企业也才愿意对节能进行投资。”在徐斌看来，“热电联产的市场到底有多大？这并不是重要的问题。重要的是，我们所处的这个市场有多大的意义。”
“低水平”困局
其实，我国政府也早在上个世纪50年代就支持建立了一批区域性的热电厂，并于1998年和2000年分别了热电联产的相关规定，推动了我国热电联产项目的发展。
但是，直到今天，热电联产行业依然困顿在“低水平困局”之中。与国外发达国家相比，我国的热电联产比例还存在较大差距。目前的状况仍远不能满足实际的需要，技术水平也有待提高。
“很多企业都过于夸大自己的技术和宣传，很多东西应该要放在大环境中考虑。我在各种场合反复强调，在热力行业，当前的技术水平是很低的。当前国内的技术，2012年与上个世纪60年代相比，根本上没有本质的区别。而且近年来迅速发展的网络技术和信息化技术与我们的热网基本上是绝缘的，新材料、新技术也没有在热网的建设中得到体现。”徐斌说。
以热能输送的热网为例，由于保温技术、信息化技术相对落后，导致热能损失总量大，约为10%-20%，而且输送距离短。徐斌告诉记者，即使是作为热网建设的领先者（比市场上其他现有技术节能20%），德威也只会向用户保证20公里以内的热网建设和蒸汽供应，因为超过这个距离，延长输送距离的成本就会大幅提高。
“热电发展的最大障碍不是缺少节能新技术，而是缺乏节能新技术的运用环境：用能观念、用能体制、能源价格。”远大能源利用公司副总经理马敢对目前中国“热时代”的“低水平困局”给出了自己的解读。
中国热力市场的混乱，干扰了市场信号，进而影响了热电联产的创新和对技术研发的投入。
由于部分地区还存在热电联产与分散锅炉供热“同热不同价”的问题，致使热电企业虽然节能环保却不能享受到集中锅炉同等的热价、优惠政策和补贴。而且，还存在用户经常拖欠热电厂的热费，或者相关部门经常向热电企业额外收取供热税等现象。
“而污染程度更高，效率更低的小锅炉分散供热却无此项费用，这是极其不公平的。由于政策上的不足，导致了各大电力企业对于热电联产项目的兴趣点在于装机容量，而不是以供热为根本出发点，热电联产项目的用途也在一定程度上被扭曲了。”徐斌说道。在他看来，政府应该从政策层面上给予热电联产企业以更多的关怀，以支持热电联产事业的发展。
“要解决我国电厂等耗能能大户的节能问题，目前最迫切的任务不是节能新技术、新产品，而是要创造出适合这些新技术生存的环境。”马敢认为，良性生存环境形成了，新技术会自然产生，迅速普及。
如果生存环境恶劣，即使有新技术开发出来，也无法得到实质的推广。因此，相关方面应致力于改变传统用能理念和割裂的用能体制，将能源价格调整到更合理的水准。
从联产到联供
相关资料显示，我国热电联产供热机组装机容量和年供热量逐年增加，发电和供热标煤耗率逐年降低。特别是在‘十一五’期间，全国新增供热机组装机容量约6000万千瓦，到2010年供热机组装机总容量达到13000万千瓦，约占同期全国火电机组装机总容量的18.2%。
在巨大的增量面前，未来“热-电”两联产也正在向“冷-热-电”三联产转变。
所谓“冷-热-电”三联产，是指热电厂发电，余热蒸汽通过热力管道输送到周边一定范围的单位、居民用户，在冬季集中供热，在夏季经过溴化锂机组集中制冷。
北京许继联华国际环境工程有限责任公司有关专家介绍，由于冷热电三联产能够实现能量的梯级利用，燃料利用效率可达80%以上，并具有环保等优点，在美国、欧洲、日本等发达国家发展迅速。如美国目前拥有冷热电三联产系统110余座，而在中国，冷热电三联产还处于起步阶段。
此外，现行的商业模式也将发生深刻改变。
篇2
关键词：热电联产；发电厂；供热效应
一、发电、供热成本费用分摊方法
（一）燃料费
为生产电力、热力产品耗用的燃料费，应根据发电和供热实际耗用的标煤量比例分摊。供热厂用电耗用的燃料费，应由热力成本负担，计算公式为
式中：CBe为发电燃料费，万元；CBh为供热燃料费，万元；CB为全厂燃料费，万元；Che为供热厂用电耗用燃料费，万元；Be为发电耗煤量，万t；Bh为供热耗煤量，万t；B为全厂耗煤量，万t；Wh为供热厂用电量，kW・h；be榉⒌绫昝汉模g/（kW・h）；Pb为标煤价，元/t。
（二）材料费
电气、汽轮机车间的热网部分用料由热力产品负担，其他部分用料由电力产品负担；水处理用药品按发电、供热耗用软化水量比例分摊；其余按发电、供热耗用标煤量比例分摊。
（三）折旧费、修理费
电气、汽机车间的热网部分的折旧费和修理费由热力产品负担，其他部分由电力产品负担；其余部分按发电、供热耗用标煤量比例分摊。
（四）水费、环境保护费、财务费用、职工薪酬及福利费和其他费用
根据发电、供热实际耗用的标煤量比例分摊。
二、供热效益分析
（一）供热直接效益
除发电业务之外，热电联产电厂供热的直接效
益就是增加的供热业务本身的效益，计算公式为
式中：Ehd为供热直接效益，万元；Ih为供热销售收入，万元；Ch为供热总成本，万元；Th为供热销售税金及附加，万元。
（二）供热间接效益
1、供电煤耗降低产生的效益。众所周知，按照热量法计算，与同级别纯凝机组相比，热电联产电厂供热往往能够降低供电煤耗，产生节煤效果，因此，把由于供热使热电联产电厂供电煤耗降低而减少的燃料成本作为供热的间接效益。影响热电联产机组供电煤耗的因素较多，包括热电比、供热参数、机组类型、供热利用小时数、热化发电率、热网效率等，但热电比的影响是主要的，热电比越高，供电煤耗降低幅度越大。研究结果表明，在大多数工况下，认为机组供电煤耗随热电比呈线性变化具有一定的合理性。因此，为了方便分析，作者认为供电煤耗随热电比增加而线性降低，由于供热降低供电煤耗而产生的间接效益，其计算公式为
Ehi1=KrP（t0+t1）（1-w）Pb/107 （5）
式中：Ehi1为供热降低供电煤耗产生的间接效益，万元；K为系数；r为热电比，%；t0为纯凝机组发电设备利用小时数，h；t1为热电联产比纯凝增加的利用小时数，h；P为装机容量，MW；w为综合厂用电率。
2、机组发电利用小时数增加产生的效益。为了支持热电联产发展，按照“以热定电”的原则，各地区在电量计划安排上向热电联产机组倾斜。一般情况下，热电联产机组比同级别的纯凝机组能够多争取到计划电量小时数（200～800h，甚至更多）。由于发电利用小时数增加，可使热电联产电厂增加发电边际效益。
式中：Ehi2为供热增加发电利用小时产生的间接效益，万元；Pe为上网电价，元/（kW・h）；bne为纯凝机组供电标煤耗，g/（kW・h）。
3、供热厂用电影响产生的效益。与纯凝机组相比，热电联产机组由于供热增加了厂用电，使上网电量减少，造成发电效益损失。
式中：Ehi3为供热厂用电量造成的效益减少，万元；Qh为供热量，GJ；wh为供热厂用电率，（kW・h）/GJ。
综上所述，由于供热给热电联产电厂带来的间接效益为
Ehi=Ehi1+Ehi2+Ehi3 （8）
（三）供热总效益
与纯凝机组相比，热电联产电厂由于供热产生的直接效益和间接效益之和就是供热的总效益
Eh= Ehd+Ehi （9）
通过分析，认识到将热量法作为电、热成本分摊方法，在受到“好处归电”的一项下，使得发电盈利，而供热亏损，这样便使热电联产电厂的发电和供热两方面的效益存在不均衡的情况。鉴于此，有关机构有必要提升热价，使供热经济性得到有效改善，并在发电利用小时数编排上给予热电联产电厂足够的倾斜，以此确保发电以及供热的均衡性，最终为热电联产发电厂整体效益的提升奠定坚实的基础。
参考文献：
篇3
与会的热电专业委员会高级顾问王振铭带来了这样一张图表,上面清楚地记载着部分热电联产企业在2008年的经营亏损额,少则几百万,多则上千万。王振铭告诉记者,热电联产行业目前遇到极大的困难,几乎到了全行业亏损、难以生存的危险境地。
实际上,在节能、环保等方面,热电联产行业拥有极大的竞争优势。据了解,我国的热电联产比凝气发电与小锅炉供热,每年可节约能源3000万吨以上的标煤,相应地减少二氧化碳排放量6500多万吨、60万吨的二氧化硫排放量以及1300万吨的灰渣排放。早在2008年时,热电联产行业的供热量就已经占全国供热总量的80.5%(蒸汽)、26%(热水),成为工业供热和城市居民采暖的支柱产业。同时,占全国发电总量9%的电量也来自热电联产行业。
既然热电联产行业在能源供给上扮演着这么重要的角色,一直以来又是国家的重点鼓励发展行业,却为何身临严重亏损,甚至倒闭的险境?
王振铭指出,随着市场经济的快速增长,煤、电、油、运出现了严重的供求矛盾。特别是煤炭价格持续上涨,给全国热电联产企业造成了严重负担。再加上热电联产企业的规模较小,在利益格局上不属于大型国有电力集团,因此在燃料供应和电价上受到更多的歧视。尽管“煤电联动”方案的出台能够在一定程度上缓解煤炭价格上涨带来的压力,但该方案目前只适用于省级电网以上的大电厂,而小型热电厂还尚未受到此优惠政策。除此以外,热电厂除了能够发电以外,其另一个主要产品就是热能。因此,还应尽快实现“煤热联动”。
除了煤炭价格上涨引起的生产成本上升,热电联产行业面临的问题显然还不止这些。
韩晓平认为,目前正在大力推行的“竞价上网”改革也对热电联产行业的发展提出了挑战。
篇4
一、中国热电联产的现状
1、目前热电联产发展的特点
最近几年中国热电联产事业得到了迅速的发展，经过40多年来热电建设的经验积累，目前已 形成一条中国式的热电联产发展道路。
(1)最近几年热电厂的建设主要是在已有的工业区内搞热电联产，代替分散运行的小锅炉 ，因而热负荷比较落实，资金易于筹集，建成后能较快的形成供热能力，发挥出较好的经济 效益。
(2)热电厂建设强调要服从城市总体规划和城市热力规划，并明确没有城市热力规划的热电 项目不予审批，因而现在很多城市和县镇均编制有热力规划。将热电建设纳入长期发展计划 。
(3)热电建设中以区域热电厂为主，也发展一个企业为主兼供周围企业的联片供热的热电厂 和企业自备热电厂，以发挥各自的优越性。
(4)热电厂的建设已由电力部门独家建设，发展为电力部门、地方政府和各部门企业共同建 设的兴旺发达局面。
(5)1949年前后建设的中低压凝汽电厂，随着城市的发展，这些电厂已处于城市的中心地带 ，而机组老旧煤耗高，有的已拆除，周围有热负荷的厂改建为热电厂向城市供热，使老电厂 恢复了生机。
(6)随着城市供热规模的扩大，开始采用20和30万千瓦抽汽冷凝供热机组，这些高参数大容 量机组，在非采暖期与凝汽机组效率基本相同，在采暖期明显的节能，因而在热电联产集中 供热中发挥巨大作用。现在也进口一些大型供热机组代替原有小型供热机组。
(7)一些地区由于乡镇工业的发展，形势需要统一解决电和热的供应问题，因而一些县、镇 形成建设热电的趋势。
(8)各城市新建开发区的建设，都将建热电厂做为招商引资的基础设施，积极发展热电联产 。
(9)《中华人民共和国大气污染防治法》、《中华人民共和国节约能源法》和《中国21世纪 议程》、《节约能源管理暂行条例》、《节能技术政策大纲》与《当前重点鼓励发展的产业 、产品和技术目录》中均提出鼓励、支持、发展热电联产。1998年又由国家计委、国家经贸 委、 电力部、建设部联合公布了《关于发展热电联产的若干规定》。目前正在起草新的文件，坚 持发展热电联产。
2、现在热电联产已达到的水平
到1998年底，中国热电联产的情况：
6000千瓦及以上供热机组共1313台，总容量达2493.85万千瓦，占同容量火电装机总容量的1 2.7%。年供热量103599万百万千焦。
1998年新装了一些大型供热机组，新增供热机组的平均单台容量由1997年的1.28万千瓦 /台增加到1998年的3.53万千瓦/台。
在运行的热电厂中，规模最大的为太原第一热电厂，装机容量138.6万千瓦，在北京、沈阳 、吉林、长春、郑州、邯郸、秦皇岛、天津和太原这些中心城市已有一批20万千瓦、30万千 瓦大型抽汽冷凝两用机组在运行，星罗棋布的热电厂不仅在大江南北、长城内外迅速发展， 就连黑河、海拉尔、石河子和海南岛这些边疆城市也开花结果，区域热电厂也从城市的工业 区，蔓延到了乡镇工业开发区，苏州地区一些村镇办热电厂 也在发挥着重要作用。
在负责城市集中供热的热力公司中，规模最大的为北京市热力公司，现有八座热源厂，有供 热管网328公里，供热面积4145万平米，供应蒸汽105个工业用户897t/h，大小热力站1015个 。已建成的热力管网：蒸汽管直径DN1000，热水管直径DN1400。
到1998年底，全国共有668个设市城市，其中已有286个城市建集中供热设施，占42.18%，供 热管道34308公里，其中蒸汽管道6933公里，热水管道27375公里，1998年底集中供热的供热 能力 ：蒸汽66427吨/时，热水71720兆瓦/时。供热量：蒸汽17463吨/年，热水64684百万千焦/年 。1998年底全国集中供热面积为86540万平方米。目前北京集中供热面积已达6411万平方米 。集中热化率已达34.6%。
在总供热量中热电联产占62.9%，锅炉房占35.75%，其它占1.35%，城市民用建筑集中供热面 积增长较快，并向采暖过渡区发展。全国集中供热面积中，公共建筑占33.12%，民用建筑占 59.76%，其它占7.11%，民用建筑集中供热有如下特点：(1)三北地区集中供热以民用建筑为 主，如北京市民用建筑为72.66%，河北省为66.54%，辽宁省为67.5%，山东省为51.97%。(2) 城市集中供热逐步向采暖过渡区发展，如上海、江苏、浙江、安徽等省市均已有集中供热， 但以公共建筑和工厂为主，如上海为61.72%，江苏为53.35%，安徽为39.55%。城市供热管网 的建设也有很大发展。
(1)热力管道直埋敷设方式逐年增长。到1995年，直埋敷设长度已达9251公里，占总长度的29%。
(2)热水管道直埋敷设已制订国家行业标准，适用于热介质温度低于或等于150℃，公径直 径 小于或等于D N500mm的钢制内管保温层，保护外壳结合为一体的予制保温直埋热水管道。
蒸气直埋敷设已在10余个城市中敷设数百公里，最大管径为DN700，正在总结经验过程中 。
(3)直埋敷设排名前10位的城市主要分布在东北、华北、西北。
(4)地沟敷设排名前10位的城市主要分布在东北、华北、西北。
(5)架空敷设排名为前10位的城市主要分布在南方各省市。
二、中国热电联产的市场潜力
中国热电联产事业经过40多年的发展，已有相当规模，但目前的状况远不能满足实际发展的 需要，由于以下的原因其发展前景十分广阔。
1、节约能源工作的需要
中国是产煤大国，也是煤炭消费大国。在最近一个时期仍以燃煤为主。众所周知中国近期国 民经济发展较快，能源需求量大增，以前能源生产和消费基本是平衡的，但从1993年开始成 为能源净进口国。据预测中国未来能源供需缺口将越来越大，在采用先进技术，推进节能， 加速可再生能源开发利用以及依靠市场力量优化资源配置的条件下，2010年约缺能8%，到20 40年将缺24%左右。
热电联产能有效地节约能源，在中国已被越来越多的人所认识，政府有关部门也确定为优先 发展的产业，因而发展潜力巨大。
2、能源结构调整的机遇
中国目前正处在重新考虑能源发展战略的关键时期。围绕实现现代化，要求调整能源发展战 略 ，优化能源结构，提高能源利用效率，进一步明确和贯彻节能优先的长期能源战略，系统更 新落后的高耗能的产业装备，打破局限于国内资源考虑能源供应战略的思想束缚，把建立国 际多元化能源供应体系作为长期能源供应的战略目标，把能源优质化作为主攻方向，把天然 气开发作为下世纪能源开发的重点。
1998年底已投产单机6000千瓦及以上的燃气轮机共115台，460万千瓦，用于联合循环供热的 不 多。最近中国考虑能源结构调整和提高能源效率与改善环境质量，将提高燃天然气比重，发 展燃气--蒸汽联合循环供热。目前正在拟定的“
关于发展热电联产的规定”文件中已提出发展燃气--蒸汽联合循环供热的规定。最近已报 导天津市将建设一套30万千瓦燃气--蒸气联合循环供热机组。可以预 计在不久的将来，随着天然气的逐步推广，燃气--蒸汽联合循环供热将有较快的发展。
3、环境保护的要求
中国目前的燃料中煤炭约占总量的75%，因而环保问题日益突出。
由于城乡工业的发展，环境污染越来越严重，随着人民物质文化水平的提高，环境保护的意 识越来越强，分散供热既浪费能源又污染环境已被越来越多的人所认识，在城市和村镇要求 实行集中供热的呼声越来越高。
1998年全国322个环境统计的城市中，有89个城市空气质量达国家二级标准、占27.6%；93个城市空气质量达国家三级标准，占28.9%；140个城市空气质量超过三级标准，属严重污染城市，占43.5%。
所以目前很多城市在下大力量抓环境保护，在北京、广州、上海、太原、天津等大城市已将 环境保护做为头等大事，而热电联产集中供热则是改善环境的有效措施，有的地方就是从改 善环境质量出发来建设热电厂。
4、工业需求量大
1998年全国共生产原煤125000万吨，原油16100万吨，天然气223亿立方米，折合标煤124000 万吨。同年全国发电用标煤34732万吨，供热用标煤4184万吨，两项合计占标准煤产量的31. 13%(较上一年提高2.38个百分点)，而据有关资料报道：煤源消费中除发电、炼焦、交通运 输和民用煤外，建材和其他工业的用煤的比重则占40%，也就是说建材和其他工业用煤量远 大于发电和供热用煤量，一次能源转换成电能的比例和电力占终端能源消耗的比例太低。同 时中国在1998年尚有在用锅炉50.65万台，其中蒸汽锅炉34.07万台，占67.27%；热水锅炉16 .5 8万台，占32.72%。按用途统计：生活用锅炉26.34万台，占52%；生产用锅炉23.78万台，占 46.95%；发电用锅炉5286台，占1.05%。从上述数字可知，目前尚 有大批可以实现热电联产 集中供热的地方，仍在由分散小锅炉供热。
5、民用采暖和生活用热迅速增加
到1997年底，中国民用采暖的热化率仅12.24%，东北、华北、西北地区集中供热的热化率为 29.08%，根据中国建设部的规划，到2000年全国集中供热的热化率将达到15%，东北、华北 西北地区将达到25-30%，经济发达和开放城市将达到45-50%。
近几年随着人民生活水平的提高，原来不装采暖设施的城市，在新建筑中也装了采暖设施， 因而供热范围由我国的北方向南方扩展，采暖范围不断扩大。
城市集中供热热化率的提高，新建筑的增加，供热范围的扩大，从三方面对热源建设提出了 巨大的需求。
6、农村小热电的发展具有十分广阔的市??/P>
广大农村是社会和经济发展中一个重要方面，为了实现本世纪末达到小康水平，到21世纪中 叶，基本实现现代化，达到中等发达国家水平的目标，关键将在农村的工业化、城市化和现 代 化，据有些专家研究，到21世纪中叶，中国约有6亿的农村人员转移到城镇中，农村人口的 转移带来商品能源的大量增加。中国有近5万个小城镇集中了有相当规模的乡镇企业100多万 家 ，有电、热负荷的需求，因而将成为热电事业发展的大市场。
7、政府的大力支持
为了更有效的节约能源、保护环境、缓解电力紧张，中央和地方均采取一系列政策，积极鼓 励和支持发展热电联产。
根据以上分析，我们有理由认为中国的热电联产前景广阔，市场潜力巨大。今后中国在热电 建 设中，对较大容量，高参数供热机组将有较大的需求，对燃气--蒸汽联合循环供热也将有 所发展。预计今后每年将新增供热机组300万千瓦左右。
篇5
关键词：自备热电联产工程；电力行业设计；锅炉炉型选定；供热方案
中图分类号：TM611文献标识码：A近年来，随着改革开放的日益深入和国家推进西部大
开发的战略的推进，西部地区国民经济发展水平不断提高。为使企业满足发展要求，很多行业和企业纷纷进驻西部，新建或改扩建企业自备热电联产工程，并且随着企业规模的增大，自备热电联产机组容量也日趋扩大。
企业自备热电联产机组（供热锅炉）的建设，给电力设计市场带来机遇。这使得电力工程设计人员有更多的机会与非电力系统行业充分接触。我院近年来发展迅速，陆续承担了川渝等地多项涉及煤矿、石化、轻工、建材等系统非电力行业自备热电联产机组（高参数、大容量供热工程）的新建和扩建工程设计。由于每个行业都有各自特点，同时涉及到的工程均有主体设计院，因此对于热电联产机组（高参数、大容量供热工程）设计、建设、运行要求不尽相同，如何做好设计工作，既满足电力行业设计规范和习惯，又能符合主体设计院总体规划和设计接口，充分满足顾客的需要，是我院和设计人员面临的问题，本文结合重庆某石化有限责任公司高参数、大容量供热工程的一些具体设计情况，谈几点体会。
一、工程简况
重庆某石化有限责任公司供热工程是东部企业进军西部大开发的新建石化企业。按企业规划，化工用汽点需用最大用汽量为320 t/h、正常平均用汽量为120 t/h，用汽参数为9.2MPa，380℃的过热蒸汽；同时还有少量用汽
参数为0.98MPa，280℃的低压蒸汽。根据用汽参数要求和化工用汽不能中断的特点，规划建设3×130t/h高温高压燃煤循环流化床锅炉+1×25MW抽凝机组。正常运行两台锅炉及一台汽轮机，备用一台锅炉；三台锅炉为一次性建成，不预留扩建。
二、设计方案的确定
根据国家有关政策和法规，结合供热工程为整个新建石化企业的一个部分，进行供热工程具体方案比选和设计。
（一）供热方案供热锅炉和汽轮发电机组运行方案确定
根据化工用汽启动装置时用汽量较大、正常运行用汽量较小的特点，经我院和化工主体设计院多次论证，向业主推荐以下供热（汽）方案：化工装置启动时，需用蒸汽量为320t/h，此时三台锅炉均运行（汽轮机不投入运行），最大产汽能力为360 t/h，产出的蒸汽经主蒸汽管汇入位于除氧煤仓间运行层的蒸汽母管，再由蒸汽母管经减温装置减温后（温度390℃）向化工厂区进行供热；锅炉除氧自用蒸汽从蒸汽母管中引出。化工装置启动完毕进入正常运行时，需用蒸汽量为120t/h，为确保不间断向化工装置供汽，此时运行两台锅炉和抽凝式汽轮发电机组，另一台锅炉作备用，一旦运行中的一台锅炉发生故障，停用汽轮发电机组，剩下的一台仍能可靠地向化工装置供汽，同时启动备用的第三台锅炉。
（二）锅炉炉型的确定
循环流化床燃烧技术是一种热效率高、煤种适应性广、负荷调整范围较大，环保效果好（SO2、NOX等生成量较煤粉炉低），运行操作方便的高效洁净燃烧技术。目前，国内循环流化床锅炉技术以相当成熟，最大锅炉容量1000t/h以上，运行稳定可靠。同时，循环流化床锅炉能掺烧石灰石粉进行炉内脱硫的优点，结合本工程由于燃煤含硫量较高（收到基硫Sar>2.87%）的特点，本工程锅炉选用循环流化床锅炉。
（三）锅炉主要技术参数
锅炉为华西能源工业股份有限公司生产的高温高压、自然循环、燃煤循环流化床锅炉；全钢结构，露天布置。锅炉采用0#轻柴油床下热烟气发生器点火。
汽轮发电机组暂未定货，汽机房为预留建设。
型号：DGJ130/9.81
额定蒸发量：130t/h
过热蒸汽压力：9.81MPa
过热蒸汽温度：540℃
给水温度：158℃（压力式除氧器）
一次热风温度：185℃
二次热风温度：190℃
排烟温度：137℃
脱硫钙硫比Ca/S：～2
设计炉内脱硫率：≥80%
设计热效率：≥88%
设计床温：890℃
（四）总体布置
根据供热站位于化工厂区的东南侧，总图布置时根据供热站址内、外部条件及化工厂区总体规划，以及工艺流程、功能分区等各种因素综合考虑厂区平面规划布置。经与化工主体设计院多次商定，为减少供热管道投资和总体布局合理，总图布置时，汽轮发电机房朝向化工主厂区用汽负荷中心一侧，结合地形地貌，为减少土地平整费用，供热站主厂房轴线与化工厂区主装置轴线偏11°。从西北向东南依次布置：规划的汽机房、除氧煤仓间、锅炉、静电除尘器、脱硫塔、烟囱；为减少对化工厂区的粉尘污染，煤场和灰渣库均设置于远离化工厂区的东南端布置。
（五）燃煤输送系统
为确保供汽可靠，经与化工主体设计院多交流，本工程运煤系统采用双路布置。每路系统输送能力按不小于3×130t/h锅炉额定出力耗煤量的150%设计，带式输送机选用DTⅡ型，带宽B=650mm，带速V=1.25m/s，额定出力Q=140t/h。
由于循环流化床锅炉入炉煤粒度要求入炉煤粒度≤10mm，而原煤粒度不均匀，部分粒度较大，因此系统按一级筛分，一级破碎设计。在碎煤机室中设有两台出力为140t/h的滚筒筛和两台出力为140t/h的环锤式碎煤机。
（六）除灰渣方案的确定
本工程由于煤质较差，灰渣量较大，在方案设计阶段，热机与除灰、总图专业等相关专业配合确定锅炉排渣按水冷式冷渣机、刮板输送机及斗式提升机方式将渣送入混凝土渣库中的方案，三台锅炉共一套除渣系统；经论证，系统及布置合理可行，投资较省，运行维护也方便，并据此设计几种布置方案推荐给业主。但是业主工程师看后提出：根据他的经历，认为刮板运输机和斗提机故障率高，维护费用较高，提出用水平布置高温皮带输送机和大倾角皮带输送机将渣送入渣库中。对于此，我们提出一旦冷渣器故障，无法将炉渣冷却至规定温度以下，皮带输送机将有被烧坏的可能，存在不可靠的因素。业主工程师坚持认为这完全可行。在业主再三坚持下，我们满足其要求，采用高温皮带方案，但对高温输渣皮带的定货提出必要的耐温要求。
（七）热控方案
本供热工程作为化工主厂区一个提供蒸汽的辅助单元，为确保供汽的可靠性，决定对供热锅炉机组控制采用DCS分散控制系统。锅炉机组运行时以CRT和键盘为中心，在就地人员的配合下，在控制室内可以实现锅炉机组及供热减温器和减温减压器的启停、正常运行的监视和操作，以及事故状态下的紧急处理。输煤系统、除灰系统采用PLC控制方式，与锅炉DCS控制系统采用通讯联络；烟气石灰石脱硫系统采用PLC控制方式，并与锅炉DCS控制进行数据联络，但其进出口挡板和旁路挡板由锅炉DCS控制系统控制。
（八）其它辅助系统
本供热锅炉为整个化工厂区的一部分，化工厂区也需除盐水、循环水等工艺，为减少重复投资，优化整个化工厂区的布置，经与化工主体设计院共同商定，将锅炉用化学除盐水、压缩空气站、循环水站、工业水站、消防
水站等均统一布置在化工厂区内。
三、存在的问题
（一）工程施工进度问题
因项目建设进度要求，供热锅炉必须先运行，向化工供汽，业主在锅炉主机定货后，辅机资料尚不完全具备的情况下就要求提供土建施工图，给工艺专业设计增加了较大难度。导致土建埋铁及留孔的准确性较差，为保证土建施工进度，只能对次要管道布置采用预留规划埋铁方式。导致土建投资增大和安装难度增大。
（二）相近功能设备选型过多，设计繁杂
业主在主要辅助设备选型时，同一功能设备使用两种甚至两种以上型号产品，诸如，电动给水泵两台选用定速给水泵，一台选用液力耦合调速给水泵，给设备布置设计和管道布置设计增加了工作量。对安装及调试运行都增加了复杂性。
（三）中标厂家水平良莠不齐
建设单位因为私有企业投资，基本上中标的厂家均为低价中标，导致个别厂家业绩不好，甚至没有涉及过电力行业，没有电厂设备制造经验，设计时与他们配合十分困难。
四、几点体会
通过某石化企业供热锅炉工程全过程的设计，有如下几点体会，这对以后类似工程的设计有所借鉴。
（一）多与业主进行沟通
完成一项供热工程设计，首先就要多与业主进行沟通，多去了解他们的工程构想和思路，尤其是非电力系统的行业，因对于其特有的工艺要求，运行工况的复杂多样性，电力设计单位不可能一一清楚，只有在与其充分沟通的情况下，才能了解业主所在行业的特点，才能设计出满足其工程要求的设计成品。同时，业主工程师由于长期从事非电力行业的工程建设和运行，对电力行业的工程建设了解不深，只有通过沟通，加深其对电力行业建设工程的设计、施工特点，才能提高业主的满意度。
（二）多与主体工程设计院进行沟通
由于供热或热电联产工程多属非电力企业的一部分工程，与主体工艺均有紧密的联系，在总体布置，总体方案，以及具体接口等方面必须与主体工程设计单位进行充分沟通，才能既使供热或热电联产工程满足主体工艺需要，又能适应热、电生产工艺过程的优化，减少重复投资。
（三）对设计变更应有思想准备
由于业主所代表的行业在经营、管理、运行特点上或有不同，以及选定的施工和安装单位不是电力建设单位，因此随时有可能出现设计变更，造成设计人员重新更改原有设计，有的甚至反复修改，这种现象多发生在工程前期工作中。对此设计人员应充分理解，给予支持。
（四）提高设计服务意识
设计过程是一个服务过程，设计过程和现场服务过程必须充分贯彻顾客满意，质量第一的思想。作为设计院，在满足法律法规和行业规范前提下，尽量减少投资，有利于运行维护管理，才能设计出精品工程，同时才是对业主负责；对业主负责是设计企业的职责，只有这样，才能实现双赢。
篇6
关键词：热电联产;热力系统;分析;变工况损失
中图分类号：G642.0 文献标志码：A 文章编号：1674-9324（2016）43-0185-02
一、前言
热电联产既产电能又可供能[1]，实现高的功能效率;而通过对热电机组的热力系统进行分析，可以寻找节能潜力所在。系统分析可以发现系统中能量利用率较低的薄弱环节，对电厂的节能和运行优化更具有指导意义[2，3]。本文以300MW热电联产机组为研究对象，对其热力系统进行不同工况的分析，为系统的节能以及优化运行提供指导。
二、动力循环描述
本文所分析的机组热力系统如图1所示。给水由1点经锅炉被加热成为2点的高温高压过热蒸汽，进入汽轮机各缸依次做功;供热蒸汽从4级抽汽抽出。
三、分析理论模型
对于稳定流动开口系统，质量、能量和的平衡方程分别如式（1）、（2）和（3）表示[4]。
∑m=∑m （1）
Q-W=∑mh-∑mh （2）
E-W=∑mφ-∑mφ+I （3）
温度T下热量传递率计算公式：
E=∑（1-T/T）Q（4）
焓计算公式为：φ=h-h-T（s-s） （5）
根据基本方程，对各部件进行损分析。
四、结果与讨论
分析计算中环境参考温度和压力分别为298.15K和101.3kPa;特定工况（发电负荷283.03MW）下主汽温度压力分别为525℃、15.7MPa（图中2点），流量为919kg/s。根据现场测量参数，进行了损计算，得到的各组件损及比率、效率如表1所示。
可见，锅炉损比达86%，是热力系统中损失最大的部件，其中燃烧、传热以及排烟损失占主要部分;其次是汽轮机;各回热加热器损平均在2MW以下，而热网加热器损达6MW以上。不同负荷工况下系统分析如表2所示。汽轮机损随负荷增大逐渐减小，且变化幅度小;锅炉损随负荷增加而逐渐增大，负荷每增10MW，损失增大约7MW，导致机组损随负荷的增大而增加;而锅炉效率也最低。
五、结论
所研究的热力系统效率为40%左右，且随着负荷的增加有升高的趋势。锅炉是热力系统中损失最大的部位，且其损失随着负荷的增加比较明显，汽轮机损失随负荷变化不明显，且随负荷增加略有下降。锅炉燃烧过程的损失、传热过程的损失以及排烟损失是锅炉主要损失所在。
参考文献：
[1]崔树丽.我国煤炭资源及其分布特征[J].科技情报开发与经济，2011，（21）：181-183.
[2]Tapan K R，Amitava D，Amitava G et al. Exergy-based performance analysis for proper O&M decisions in a steam power plant. Energy Conversion and Management，2010，（51）：1333-1344.
[3]Smith A，Luck R，Mago P J. Analysis of a combined cooling，heating，and power system model under different operating strategies with input and model data uncertainty[ J]. Energy and Buildings，2010，42（11）：2231-2240.
[4]Regulagadda P，Dincer I，Naterer G F. Exergy analysis of a thermal power plant with measured boiler and turbine losses. Applied Thermal Engineering，2010，（30）：970-976.
The Exergy Analysis of 300MW CHP Unit under Variable Conditions
ZHAO Hong-bin1，2，SONG Tian-ren1，2，CHEN Qing1，2，LI Meng1，2，CHAI Yu-man1，2
（1. College of Machinery and Transportation Engineering，China University of Petroleum，Beijing 102249，China;2. Beijing Key Laboratory of Process Fluid Filtration and Separation，Beijing 102249，China）
篇7
【关键词】350MW；热电联产；RB；自动调节
某电厂采用的是东方锅炉厂生产的350MW超临界前后墙对冲式直流炉，汽轮机为东方汽轮机厂生产的的超临界一次中间再热凝汽式汽轮机。发电机由东方汽轮机厂提供。机组DCS控制系统采用北京和利时生产的MACSV6.5系列。
1RB性能试验条件
（1）CCS、FSSS的单系统RB冷态试验及两个系统联调时的RB冷态试验均已做过且成功；热工其他系统及机、炉、电等相关专业的冷、热态试验都已完成且试验数据完备。
（2）在机组带满负荷的情况下，CCS的下列自动调节系统已经运行12小时以上。
（3）DEH在协调控制方式下运行正常。
（4）FSSS的机炉大联锁试验成功，RB的动作逻辑正常。
（5）TF方式的调节符合要求。
（6）“机组负荷变动试验”已完成，控制性能满足机组运行要求。
（7）主、辅机设备均无重大缺陷。
2RB性能试验内容
本机组共设有送/引风机RB、一次风机RB、磨煤机RB，由于采用了100%容量的单台汽动给水泵，所以没有给水泵RB。
2.1送/引风机RB试验：“跳一台送/引风机RB”试验
当送/引风机跳闸条件出现时，机组负荷减到以下目标值：-减负荷率：l00%/min；-目标负荷：60%MCR。
2.2一次风机RB试验：“跳一台一次风机RB”试验
当一次风机跳闸条件出现时，机组负荷减到以下目标值：-减负荷率：l00%/min；-目标负荷：50%MCR。
2.3磨煤机RB
（1）4台磨煤机运行，机组负荷>75%MCR，手动或模拟条件跳闸一台磨煤机，触发磨煤机RB（单台），CCS将控制方式由协调方式自动转入TF方式，燃料主控切手动。
（2）5台磨煤机运行，机组负荷>75%MCR，手动或模拟条件跳闸一台磨煤机，间隔5秒后再手动或模拟条件跳闸一台磨煤机，触发磨煤机RB（两台），CCS将控制方式由协调方式自动转入TF方式，燃料主控切手动。
3试验过程
试验前所有辅机运行正常，锅炉联锁和制粉系统联锁以及风机联锁均已投入。
3.1单台磨煤机RB
试验前机组工况如下：
机组负荷：342MW
协调控制方式：协调控制
制粉系统投运情况：A、B、D、E
运行人员手动停止E磨煤机，磨煤机RB信号发出，燃料主控切手动保证其他运行的磨煤机出力不变，机组由协调控制切为TF方式，机组负荷平稳下降，机前压力按滑压曲线下降，其他系统动作正常。
3.2两台磨煤机RB
试验前机组工况如下：
机组负荷：338MW
协调控制方式：协调控制
制粉系统投运情况：A、B、C、D、E
运行人员先手动停止C磨煤机，5秒后停止E磨煤机，磨煤机RB信号发出，燃料主控切手动保证其他运行的磨煤机出力不变，机组由协调控制切为TF方式，机组负荷平稳下降，机前压力按滑压曲线下降，其他系统动作正常。
3.3送风机RB
试验前机组工况如下：
机组负荷：259.32MW
协调控制方式：协调控制
制粉系统投运情况：A、B、D、E
运行人员手动停止A送风机，A引风机联跳，送/引风机RB信号发出，E层制粉系统联锁跳闸，A层等离子、D层油枪自动投运，协调控制切为TF方式，目标负荷210MW，其他系统动作正常。
3.4引风机RB
试验前机组工况如下：
机组负荷：319.44MW
协调控制方式：协调控制
制粉系统投运情况：A、B、D、E
运行人员手动停止A引风机，A送风机联跳，送/引风机RB信号发出，E层制粉系统联锁跳闸，A层等离子、D层油枪自动投运，协调控制切为TF方式，目标负荷210MW，其他系统动作正常。
3.5一次风机RB
试验前机组工况如下：
机组负荷：319MW
协调控制方式：协调控制
制粉系统投运情况：A、B、D、E
运行人员手动停止B一次风机，一次风机RB信号发出，E、B层制粉系统联锁跳闸，A层等离子、D层油枪自动投运，协调控制切为TF方式，目标负荷175MW，其他系统动作正常。
4试验分析
4.1送/引风RB试验
送/引风RB试验中，由于引风机电机出力偏小，当挡板开度70%时就已达到额定电流，并且引风机调节挡板开启的速度比送风机动叶开启的速度慢一倍，致使送引风RB时，炉膛压力正向过高，接近1000Pa，采取送风动叶限制升速率与引风机匹配，并将引风机挡板开度高限定为70%，送风机动叶开度高限定为75%，送引风机RB时炉膛负压控制效果明显改善。
试验中，主要控制系统工作正常，其他主要参数也都在安全范围内。可见，在单侧送/引风机跳闸时，本机组的RB功能能够保证机组安全运行。
4.2一次风机RB
一次风机RB试验中，对机组安全运行影响最大的因素，一般是一次风压变化太大，影响正常运行的磨煤机，甚至导致磨煤机跳闸，此外，炉膛压力的变化也会很大，只要炉膛压力变化不超出机组安全运行所需要的定值，一次风压的变化不导致正常运行的磨煤机跳闸，试验一般会成功。在试验前，与运行人员沟通，在确保磨煤机安全的前提下，确定发生一次风机RB时，一次风量低跳磨延时由5s自动切换为120s。为了控制炉膛压力下降过低，当发生一次风机RB时，引风机挡板开度根据当前负荷相应的自动关小一定开度，此逻辑加在引风机pid块的前馈中，实际控制效果非常好。
试验中，主要控制系统工作正常，其他主要参数也都在安全范围内。可见，在一侧一次风机跳闸时，本机组的一次风机RB功能能够保证机组安全运行。
4.3磨煤机RB
为了防止运行人员在正常启停磨煤机时，发出磨煤机跳闸信号，使磨煤机RB动作，在判断磨煤机跳闸触发磨煤机RB时增加相应给煤机煤量大于21t/h这一判据，防止启停磨时误发磨煤机RB。
5结论
篇8
自从2005年中国能建浙江省火电建设公司承建北京奥运会配套电力工程――北京太阳宫燃气热电厂以来，先后承建了华能北京热电联产扩建工程、北京草桥燃气联合循环热电厂二期工程、北京京能未来科技城燃气热电联产、北京东北热电中心京能燃气热电厂工程，后4个热电联产项目建设规模如表1所示。
华能北京热电联产扩建工程
浙江火电承建该工程2#机组的安装，主要大件有余热锅炉模块、发电机定子、燃机本体、变压器等。
其中余热锅炉模块分为108块单片，采用成组（5片为一组）运输，分片式炉内组装，单件最重为38t，吊装起重机为L1K1400/1型履带起重机（SD工况，主臂70m）和LS248RH5型履带起重机（主臂48.8m），150t履带起重机先把翻身架连同模块单头拎起，400t履带起重机空钩跟着起升，直至翻身架跟水平面角度增大：80°。左右，400t履带起重机吊钩吊走模块，150t履带起重机落钩放下模块翻身架，等400t履带起重机将锅炉模块吊装至锅炉炉膛口，用2台20电动单轨小车接钩，电动单轨小车将模块吊装至就位位置。
变压器为工程单体设备最重大件，重约210t，采用400t履带起重机吊装就位，SDB工况（S-35m），只要幅度小于i8m，皆能满足主变的吊装就位。
燃机本体分上下两部分到现场，下半部分较上半部分重，其质量为138t，总长为13968mm、高为3000mm；设计有吊耳位置：左吊耳离重心3404mm，右吊耳离重心4162mm；燃机吊装需使用主厂房2台120t桥式起重机并车（以一个控制系统（操作室）同时控制2台桥式起重机的动作）抬吊，抬吊时燃机本身加平衡梁总质量约为150t，满足吊装要求。
燃机发电机定子运输质量为241t，起吊质量为236t（外形尺寸为9000mm×4810mm×4395mm）。采用2台桥式起重机并车后，用1套GYT-100D型钢索式液压提升装置（含4只100t液压油缸）吊装定子。
北京草桥燃气联合循环热电厂二期工程
该项目主要大件有余热锅炉模块、汽包、主变压器、燃机本体、燃机发电机定子、汽轮发电机定子等。大件吊装的难点主要有立式燃机锅炉卧式模块吊装，深基坑主变压器的吊装就位，燃机、燃机发电机定子的就位和汽机发电机定子就位，上述吊装均采用吊装门架和钢索式液压提升装置来完成。
草桥项目立式燃机锅炉卧式模块为成组安装，一组质量最大为153t，最小的为91t。自上而下共5组，左中右共3列。因模块柔性较大，为避免模块变形，每列模块必须使用8只200t钢索式提升液压缸集群作业，按炉右、炉中、炉左分别完成3列相应模块的吊装工作，因模块运抵现场的顺序是按列从右到左，所以吊装系统也按模块吊装顺序先布置在炉右相应热梁上方，第一列模块吊装就位后，拆除液压提升装置的下铺头与模块吊板的连接，将整套提升装置移至锅炉中列模块热梁上方相应位置，固定完毕进行锅炉中列模块的吊装工作，锅炉左列模块以相同的方式进行吊装。
汽包质量最大的为高压汽包，质量约为118t。采用LR1400/1型履带起重机吊装就位，工况为SDWB（S-49m，W-28m），16m幅度时额定起重量为132t，能满足高中低压汽包吊装就位。
主变压器分为汽机主变和燃机主变，冲氮质量约为203t，采用LR1400/1型履带起重机吊装就位。工况为SDB（S-49m），16m幅度时额定起重量242t，满足主变的吊装。
燃气轮机由上海电气一西门子公司生产，燃机尺寸为10.82m×5.04m×4.95m，质量达310t，是该项目质量最大的设备。设备经1#、2#中间通道运至燃机房吊物孔0m层，采用一套特制的吊装专用门架，在吊装架上布置4只200t液压提升液压油缸用于设备起吊，同时吊装架下布置4只120c重物移运器，沿事先铺设在D～E轴线区域的拖运轨道，利用吊装门架将设备拖运至就位位置。
汽轮发电机定子质量为207t，定子设备经汽机房南侧马路运至汽机房吊物孔0m层，采用一套特制的吊装专用门架，在吊装架上布置4只200t提升液压油缸用于设备起吊，同时吊装架下布置4只120t重物.移运器，沿事先铺设在汽机房吊物孔上方12.36m层的拖运轨道，利用吊装门架将设备拖运至就位位置（拖运过程中需改变一次方向，转弯90°）。
北京京能未来科技城燃气热电联产项目大件吊装
该工程大件主要有余热锅炉模块、变压器、燃机本体及燃机发电机定子、汽轮发电机定子。吊装难点主要有余热锅炉模块单件质量大、9E级燃机本体拖运中的90。转弯就位、汽轮发电机定子采用吊装门架和钢索式液压提升装置完成就位。
余热锅炉本体结构由进口烟道、换热器、出口烟道、烟囱及管道阀门等辅助设备组成；受热面结构沿锅炉宽度方向分成两组，锅炉型式为卧式，均垂直布置于换热室内，全部采用悬吊结构。余热锅炉受热面模块共5个模块组，每组2件共计10件。最大模块质量254t，模块翻身时总起重量约为305t，就位时总起重量约为212t。模块卸车和吊装由LR1750型履带起重机完成，卸车和翻身工况为SD（s 63m）幅度为12m，额定起重量为290t；就位工况为SDB（s-63m）最大幅度为30m，额定起重量为302t。SCC2000型履带起重机配合模块翻身架（33t）的拆除，其工况为塔式工况：主臂37m+变幅副臂31m，14m幅度时，额定起重量47.5t；2台履带起重机的性能均能满足吊装要求。
燃机本体为西门子制造，燃机发电机定子由上海电气制造，燃机本体质量为186.5t、尺寸为9979mm×3900mm×3740mm、就位标高为0.00mm；燃机发电机定子质量为208t、尺寸为9130mm×3400mm×4010mm、标高为+1600mm。燃机本体和燃机定子采用地面轨道梁+液压千斤顶（液压顶推装置）顶推方式进行卸车和拖运就位。燃机本体纵向中心线对齐后，需继续使用液压千斤顶顶起燃机本体，燃机本体运输支座处顶升至1.63m高度，将托运轨道布置成横向，利用推移机将燃机本体横向移动约1600mm，与燃机就位横向中心线对齐。
汽轮发电机定子质量137t，外形尺寸为7240mm×3600mm×3710mm，就位位置为汽机房内运转层9m层的基础。由于汽机房内布置1台55t的桥式起重机，主要考虑发电机转子检修，不能用于发电机定子吊装，所以采用吊装门架和液压提升装置提升至汽机运转层，并用液压推移机顶推吊装门架，以此来完成定子吊装作业。
变压器设备包括燃机主变、汽机主变、起备变和高压厂变，质量分别为117t、78t、34t、41.2t，各变压器基础标高均为+200mm。利用钢轨、液压千斤顶、液压顶推装置等装置将变压器从平板车上卸下并就位。
北京东北热电中心京能燃气热电厂2×350MW工程大件吊装
该工程大件主要有余热锅炉模块、变压器、燃机本体及燃机发电机定子、汽轮发电机定子。吊装难点主要是余热锅炉受热面模块需从炉顶吊入、燃机和燃机定子、汽机发电机定子吊装就位。
本工程余热锅炉采用无锡华光锅炉厂生产的卧式、自然循环、三压、无补燃、再热式全封闭布置锅炉。受热面采用悬吊形式，传热元件采用开齿螺旋鳍片管，模块式供货。每台余热锅炉受热面模块共5列，每列3件，共15件。由于余热锅炉模块从炉顶吊入，起升高度要求高。最重模块卸车时总起重量约250t，模块翻身时总起重量约为：30t，就位时总起重量约为212t。模块卸车和吊装由LR.1750型履带起重机完成，卸车工况为SDWB（S-49m、W-28m、超起半径13m、超起配重150t），幅度为14m，额定起重量为323t；翻身时工况为SDW，幅度为14m，额定起重量为224t；就位工况为SDWB（S-49m、W-28m、超起半径13m、超起配重180t），幅度为19m，额定起重量为299t。QUY260型履带起重机配合模块翻身架（75t）的拆除，其工况为主臂工况：主臂45m，8m幅度时，额定起重量113t；2台履带起重机的性能均能满足吊装要求。
燃机质量310t、就位标高为EL+0.000m，燃机发电机定子质量207t，就位标高为FL+2.857m。选用了美国进口的“4444”牌450t液压顶升系统，该液压顶升系统由济南达宝文汽车设备工程有限公司提供，最大起重量450t，最大起升高度9194mm，液压顶升系统由4组12000mm轨道梁、4台液压顶升器、2根10000mm横梁组成、2套液压顶推装置。其门架跨度可以调节，通过跨在机岛两侧，利用其布置在机岛两侧的4个顶升油缸提升燃机和燃机发电机定子，再用2套液压顶推装置水平移动。
汽机发电机定子质量约207t，由于到货迟，主厂房屋架安装已经完成，汽机房桥式起重机的额定起重量远小于汽机定子的自重，因此采用450t吊装门架配合200t液压提升装置完成就位。
篇9
所谓热电联产就是在能源利用中，将高品位的热量转换成为高价值的电能，再将发电后的余热来满足低品位能源的需求，例如加温热水。通常热电联产给人们的印象是大型的工业巨人，是一些大型热电厂，随着技术的进步，热电设备越做越小，发电量从几万几千千瓦，下降到几百几十千瓦，可以适用于各种各样的终端用户的需求。
游泳池的设计是多种多样的，其尺寸、节能标准、客户对象等均有所不同，对于电力、热力的需求可能也不同，但是需要电力和热力才能维持运营的基本特性是没有区别的。我们可以根据各个游泳池不同的能量需求特性，针对性地采用新型热电联产和其他技术解决方案，以提高游泳池的经济性。
游泳池不仅是一个用热大户，也是一个用电大户。一般游泳池安装了大量水泵、水过滤系统和照明等系统，需要较多的电力。往往游泳池不是一个独立的经营单元，它是其他经营项目的一个功能性组成部分，对电力需求的范围可能更大。而且，这些项目多属于娱乐性商业场所，购电电价很高。所以，发展热电联产将必然具有明显的经济性。
法律法规基础：
国家鼓励发展热电联产，节约资源的法律和政策是非常明确的。
《中华人民共和国节约能源法》 第三十九条：“国家鼓励发展下列通用节能技术：（一）推广热电联产、集中供热，提高热电机组的利用率，发展热能梯级利用技术，热、电、冷联产技术和热、电、煤气三联供技术，提高热能综合利用率；”
《国家发展计划委员会、国家经济贸易委员会、建设部、国家环境保护总局（计基础）2000年1268号“关于发展热电联产的规定” 》第十四条：“积极支持发展燃气-蒸汽联合循环热电联产。4、以小型燃气发电机组和余热锅炉等设备组成的小型热电联产系统，适用于厂矿企业、写字楼、宾馆、商场、医院、银行、学校等较分散的公用建筑。它具有效率高、占地小、保护环境、减少供电线损和应急突发事件等综合功能，在有条件的地区应逐步推广。”
需求分析研究：
游泳池对于热量的需求分析是一个非常复杂的问题，游泳池的尺寸、节能实际水平、使用性质、季节温度变化与日间温度变化等因素，都对能源需求产生影响，为了技术应用的广泛性，我们对以下四种方式进行热电联产适用性研究。
游泳池对热能的需求有三种性质：1、池水加温；2、淋浴水加温；3、采暖。采暖受游泳池使用性质影响比较大，例如比赛性泳池有观众看台，跳水型泳池高度较大，而且这两类泳池使用周期性特征明显，所以我们对采暖不做分析。本项目研究的重点是池水和淋浴用水加温。池水加温需求
类型单位标准泳池浅水泳池小型泳池宾馆泳池泳池长度M50 502515泳池宽度M 25251510浅端深度M1.51.31.31.1深端深度M2.11.61.51.3池水容量m32,2501,813525180水质量kg2,250,0081,812,507 525,002 180,00126-28℃焓差值kJ/kg8.72 8.72 8.72 8.72 热值kJ19,620,07315,805,058 4,578,017 1,569,606 kWh5,450.024,390.291,271.67436.00 0.5℃每小时补损kWh1,362.511,097.57 317.92109.00 0.25℃每小时补损kWh681.25548.79158.9654.500.1℃每小时补损kWh 272.50219.5163.5821.80 游泳池的热量损耗主要受补水量、季节性和日间的环境温度变化影响，目前一般的游泳池都是循环用水，排放污水带走的热量是有有限的。北京某游泳池有一个标准池和一个小型池，安置3台0.7MW 小型燃气锅炉，实际上在冬季大多时间只要一台锅炉运行即可。上述四种游泳池，在正常情况下，如果节能措施得力，北京冬季每小时补充温度损失不会超过0.25℃，夏季常年平均温度损失降低到0.1℃。根据概率分析方法，前两种泳池平均需求值450kW，后两种在平均需求值90kW。
北京地区平均温度变化
北京1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月日间平均温度14112127313130262093夜间平均温度-10-8-1713152120146-2-8月平均温度-4.5-25142023262520133.5-2.5 上海地区平均温度变化
上海1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月日间平均温度8813192528323228231712夜间平均温度1141015192323191472月平均温度4.54.58.514.52023.527.527.523.518.5127 淋浴用水的加温，是游泳池另一能源支出大项，而且基本没有回收。如果以外部给水温度10℃计算，加温到45℃，每公升需要125.46W。
焓差计算
温度单位热值10℃kJ/kg41.9945℃kJ/kg167.45焓值kJ/kg125.46 淋浴水加温
类型单位标准泳池浅水泳池小型泳池宾馆泳池平均顾客流量人5050 251550℃平均淋浴用水量kg 25252525总淋浴用水量kg1,2501,25062537510-45℃焓差值kJ/kg 125.46125.46125.46 125.46淋浴水热值需求kJ156,825156,82578,413 47,048kWh43.5643.5621.7813.07 人流量按每小时每泳道5人考虑，每人每次淋浴平均使用25公升热水，水温不做调节，温度设定在45℃，标准池和浅池需要44kW，小型池22kW，宾馆泳池连加温带淋浴35-65kW之间。
利用时间：
对于经营性游泳池而言，提高设施利用率是增加赢利的重要手段之一，目前的游泳池利用时间不断延长，北京的一些游泳池甚至从早上6:30开馆，一直延续到晚上9:30，每天开放时间多达15小时，设备利用率63%。但也有游泳池开放时间比较短，以下是一个典型游泳池的开发时间。
北京某泳池开发时间表（小时）
开馆时间闭馆时间开发时间清洁准备合计星期一12:3021:309110星期二9:3021:3012113星期三9:3021:3012113星期四9:3021:3012113星期五9:3021:3012113星期六9:3021:30 12 113星期日9:3021:3012 113总计
88 根据这个游泳池的时间表，每周设备运行时间88小时，一年52个星期，全年运行4576小时，利用率52%。本研究将根据这一指标分析。
设备选择：
根据以上对需求的分析，从满足基本热量需求的角度分析，有两种设备是适用的。英国宝曼动力公司的TG80微型燃气轮机热电联产机组和美国STM动力公司4-120性外燃机热电联产机组。
1、 英国宝曼动力公司的TG80微型燃气轮机热电联产机组：
TG80微型燃气轮机是英国宝曼动力公司专门为适合各种用户需求而设计的微型燃气轮机，最大的特点是供热量和电力输出可以自动调节，采用无人职守化的智能自动控制技术，并可以与电网同步供电，自动追踪电网的频率，确保供电安全。
这种非常小的高速燃气轮机是采用了简单的径向设计原理，与大型的工业用燃机更加复杂的轴向设计相比，在概念上更加接近低成本的涡轮增加器，通常是源自于航空发动机。运行时的恒温排除了需要使用高成本的尖端材料，当大批量生产时，这种简便的设计便可降低成本。与往复式燃机相比，这种燃机维修成本更低，振动更小，排放更低，结构更紧凑，应用更加范围广泛。
体积小，重量轻，随处可放。一台宝曼TG80型微型燃气轮机热电联产装置，发电出力80kW，发电效率28%，供热能力在150-420kW之间任意调节，该设备可以单台运行，也可以多台并行，基本满足各种游泳池的热水、采暖供应需要以及变化。设备可以直接插在380V三相交流电插座上并入用户电网运行。
BowmanTG80性能
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关键词：热电联产；能源；发展
中图分类号：[TK-9] 文献标识码：A 文章编号：1001-828X（2012）08-0-02
一、热电联产及其发展现状
热电联产（combined heat and power，简称CHP）既生产电能又生产热能，与单纯的热、电分产相比大大提高了热效率，是一种高效率的能源利用形式。据资料统计，通常的火力发电厂的热效率仅为35%左右，而热电联产可达70～80%。
热电联产实现了能源的综合利用，在经济效益上，热电机组可以节约能源、增加电力供应、提高供热质量；在社会效益上，以热电联产为基础的集中供热取代小锅炉供热，能够减少污染物排放、改善环境质量，同时有保障了居民采暖，惠及民生。因此，世界各国均积极鼓励、支持和发展热电联产项目。在我国，热电联产也是国家大力扶持的节能降耗模式，特别是进入21世纪以来，热电联产供热机组的装机容量、年供热量更是逐年增加，装机规模已位居世界前列。
据中国电力企业联合会统计数据，至2009年底，我国发电装机容量8.74亿千瓦，火电装机6.51亿千瓦，其中供热机组装机容量1.46亿千瓦左右，供热机组占火电机组比例约为22.42%。同时，根据相关资料，2010年国家重大热电联产新开工项目140余项，2011年新建热电联产项目290余项，2012年也将达230项，预计“十二五”期间热电联产工程还将大量投产，前景广阔。
二、冷热电联产促进分布式能源发展
冷热电联产（Combined Cooling Heating and Power，简称CCHP）则是在热电联产的基础上更前进一步，是热电联产技术与制冷技术的结合，能够同时生产电、热、冷三种产品，不仅提高了能源的利用效率，而且减少了碳化物和有害气体的排放，具有更好的经济效益和社会效益。
近年来，技术进步、燃料结构变化为小型或区域热、电、冷联产的发展创造了极好的机遇，尤其是区别于传统的集中式供电方式，以天然气为燃料，以小规模、小容量、模块化、分散式的方式布置在用户附近，可独立地输出冷、热、电能的小型全能量系统，即第二代能源系统或分布式能源（Building Combined Heating and Power，简称BCHP），成为了热电联产发展的新思路和新突破。
分布式能源系统由燃气轮机、余热锅炉和溴化锂吸收式制冷机等设备构成，不仅实现了能源梯级利用，而且对智能电网起到强有力支撑，优势更为突出。
一是综合利用效益显著。分布式能源系统建设在区域负荷中心，可以实现区域所需各种能源的就地生产、就地供应，最大限度地开发能源的梯级综合利用以及减少能源输送损耗，一次能源的综合利用率得到大幅度提高。
二是循环经济节能高效。分布式能源在燃气—蒸汽联合循环的基础上，高品位的一次能源用于发电，低品位的高温烟气用于二次发电和供热制冷，系统的综合能源利用效率可达80%以上，超过燃煤火电机组一倍，而且经余热利用后，余热锅炉排烟温度由140℃降至90℃左右，对环境的影响降至最低。
三是清洁能源绿色环保。分布式能源以洁净的天然气为燃料，而且采用先进的燃气轮机发电设备，大大减少了NOX、SO2、CO2、TSP等污染物的排放。研究资料显示，与同规模常规燃煤发电厂相比，NOX排放减少了80%，CO2排放减少了70%；由于采用的是液化天然气，SO2、TSP的排放几乎为零；占地面积与耗水量减少60%以上，且实现了废水零排放。
四是分布式能源系统启动灵活，具备“黑启动”供电能力，能够在主电网突发事件时提供有力支撑，成为了重大政治活动、体育赛事的重要电源点，作为建设智能电网的有益补充，能够促进电力系统的安全与稳定运行。
正是分布式能源的环保、高效、灵活的运行方式，使其成为了21世纪科学用能的最佳方式，从而得到世界各国的广泛重视和应用，特别是金融危机之后，为应对化石能源日趋枯竭和缓解全球气候变暖对人类生存的影响，分布式能源获得助推式发展，且与区域网并联运行的发展趋势也越来越明显。如，美国已从发展热电联产进展为冷热电联产，从上世纪70年代末期到现在建设了6000多座分布式能源站；而丹麦热电联产的发展堪称欧洲乃至世界的典范，20多年来国民生产总值翻了一番，但能源消耗并未增加，环境污染也未加剧，其奥妙之一就在于其分布式能源比重高达80%。可以说，在一定程度上，分布式能源成为了反映一个地区科技水平以及文明程度的重要标志之一。
三、近几年我国分布式能源发展迅猛
多年来，我国火电装机容量快速增长，电力能源在一次能源中的比重占到了41.72%，但仍不能满足国民经济持续快速发展的用电需求，并给环境带来严重污染。同时，以大机组、大电网、高电压为主要特征的集中式单一供电系统的安全稳定性不容乐观，电网中任何一点故障产生的扰动都有可能对整个电网造成较大影响，在2008年冰雪灾害事件中湖南郴州就是缺乏地方能源支持造成电力供应持续中断15天。惨痛事实教育我们，电力产业高效、节能发展日趋重要，地方电源支撑非常必要，智能电网建设刻不容缓。因此，分布式能源发展必不可少。
近几年，我国分布式能源已完成理论探讨，国家《节约能源法》和《天然气利用政策》明确提出要优先发展天然气分布式热电联产和冷热电三联供技术。根据《关于发展天然气分布式能源的指导意见》，“十二五”期间，我国将建设1000个左右天然气分布式能源项目，拟建设10个左右各类典型特征的分布式能源示范区域；未来，我国将掀起房屋建设，每年房屋建成面积在16～19亿m2，从空调、采暖、热水、用电等，都成为天然气分布式能源的潜在发展空间。上述种种表明，国内天然气分布式能源即将迎来蓬勃发展的春天。
在地方，一些发达省市如北京、上海、广东和四川等地，基于节能减排等因素纷纷出台区域性分布式能源利用相关规划，陆续在一些工业园区建设分布式能源站项目，总容量约500万千瓦，并取得了较好的节能、环保、经济效益。
作为改革开放的前沿之地，广东省经济发展迅猛，能源消费巨之大，导致节能降耗任务十分艰巨，为此，广东省积极发展热电联产项目，在珠三角地区建设了一大批集中供热机组，并发扬“先行先试”精神核准建设广州大学城能源站，为我国分布式能源发展积累了宝贵经验；再者，以深南电冷热电三联供为代表的循环经济项目建设，也为我国发展循环经济起到了积极的示范和带动作用。
广州大学城分布式能源站是广州大学城配套建设项目，2009年实现双投，是目前全国最大的分布式能源站。它为区域内的10所大学及周围用户约20万人提供全部生活热水、空调冷冻水和部分电力，能源利用效率达78%，氮氧化物等各项排放指标远远低于国家排放标准，实现了“安全、高效、节能、环保”。该分布式能源站的成功运行，为进一步规模化发展天然气分布式能源奠定了基础，是对解决我国能源面临的效率、结构、安全、环境等问题所做的一次积极探索和有益尝试，极大促进了我国分布式能源项目的核准与建设。
深圳南山热电股份有限公司积极响应国家和省市政府“节能减排、发展循环经济”的号召，利用燃气—蒸汽联合循环优势，致力于移动供热、污泥干化、中水利用、冷热电联产等循环经济项目的研究开发，成为国家循环经济第二批试点单位之一。按照国家发改委能源所和清华大学联合测算，该公司南山热电厂冷热电联供、污泥干化、移动供热等项目在2012年可分别实现节能7.4万吨标煤、2500万方天然气、807吨燃料油，合计减排SO2达3471吨，节能减排效果显著，使其成为全国同类电力企业发展循环经济、实现可持续发展的典范。
四、广东省分布式能源存在问题及发展建议
无论是发展分布式能源，还是推进可持续发展或循环经济，在我国都遇到了比其他国家更多的困难，就广东省而言，目前存在的突出问题有：
一是国家缺少对省（区、市）级热电联产专项规划的具体规定，往往会出现各地方为单纯满足热力需求而争上热电项目，存在热力难与电力的协调平衡。
二是广东省内各类工（产）业园区的热力和制冷需求仍然较大，热力供需矛盾仍然突出，虽然政府鼓励热电联产和循环经济建设，但是部分电力企业仍然片表面追求装机容量而非供热目的，热电联产用途被一定程度地扭曲。
三是热电联产投资大、设备多、运维负担重、安全压力大，导致单位发电成本增加（据测算至少高出0.16元/千瓦时），但是由于种种原因，热电联产项目却普遍存在配套厂外热网建设资金来源不明确、不落实，建设进度滞后，享受不到节能环保优惠政策和发电补贴等系列问题。目前，热电联产企业大多处于微利或保本经营，而且事实上部分企业还处于亏损状态。
四是由于天然气源紧张且价格持续高企不下，燃用天然气的分布式能源发展缓慢，虽然广州、深圳、惠州等地捷足先行，但省内其他一些重点城市对小型天然气分布式能源的建设仍显滞缓。
五是前几年根据经济发展需要，广东省地区建设了一批9E燃机机组，实现了能源的综合利用，并为当地经济建设与发展做出了不可磨灭的贡献，但是至今却因种种缘由而未获得国家核准，无法取得发电业务许可证，背着“黑户”、以远低于正常标准的上网电价发电运营，极大削弱了这些企业的运营积极性。
根据当前广东省分布式能源的发展现状，应努力做好如下几项工作：
一是结合广东省的工业、产业布局（特别是几大用热产业的发展布局）和各市区的工（产）业园区建设与城市规划，按照“以热定电”原则配套建设热电联产集中供热项目，确保热电联产集中供热发挥最佳的社会和经济效益。据悉，目前在广东省已通过国家审核公告的92个开发区中，已经做好热电冷联产规划的开发区只有约21家，不足1/4，应逐步增加配套规划。
二是在商业、居民相对集中、用热和冷量大、建设条件较为成熟的区域，优先采用小型燃气—蒸汽联合循环机组，逐步建设分布式能源站，实施热、电、冷三联供。分布式能源站的建设应优先在珠三角人口经济密集地区布点示范，然后逐步向省内其他区域推广。
三是政府部门应加强管理协调，协助分布式能源站、循环经济项目等企业，确保质量良好、价格合理的天然气源能够充足供应。如大力推动“西气东输”工程建设进度，积极开拓新气源，引入天然气供应竞争机制，降低天然气价格。
四是政府部门应重视已建成投运的分布式能源站、循环经济企业的长远发展，认真加大扶持力度，要积极理顺发电、热能和冷能的定价机制，有效保障政府财政补贴及时到位，切实落实节能、环保相关优惠政策，弥补企业运营亏损。
五是进一步加大工作力度，广泛宣传广州大学城分布式能源项目和深南电循环经济项目的经济、社会和环境效益，提高社会各界对资源梯级综合利用与冷、热、电集中供应重要性的认识，推动分布式能源的建设与发展。
六是热电联产企业也要认真履行好自己的职责，落实公用事业应尽的义务，进一步密切与政府的关系，实现合作共赢的目标。
