供热改造 | 长输供热改造：山西兴能发电有限责任公司供热改造

一、工程概况

1、机组概况介绍含主设备参数

山西兴能发电有限责任公司（以下简称古交电厂）处山西省古交市， 距离太原市区大约 50 公里。电厂总装机容量 3120MW，一期安装 2 台 300MW 亚临界空冷凝汽式机组，二期安装 2 台 600MW 超临界空冷凝汽式机组，三期安装 2 台 660MW 超临界空冷抽凝式机组。为了改善当地居民供热条件和气候环境，市政府将古交电厂列为太原市八个主要热源点之一，规划为太原市、古交市、屯兰矿、马兰矿和厂区共五个区域供热，规划总供热面积8000 万平米。

结合外网长输大温差参数设计，厂内基于热能梯级利用原理，采用多级低品位乏汽串联加热供热系统，充分回收电厂 6 台机组低品位乏汽并实现梯级利用。改造后，电厂设计供热能力达 7800 万平米，有效替代关停太原市燃煤锅炉房，设计年节煤量 138 万吨，节能效益显著。

二、改前情况

1、设计参数和技术指标

电厂一期工程安装 2×300MW 直接空冷凝汽式汽轮发电机组，2005 年 9 月建成投产发电。电厂二期工程安装 2×600MW 超临界直接空冷凝汽式汽轮发电机组，2011 年投产。电厂三期工程预计安装 2×660MW 超超临界热电联产发电机组，于 2017 年可投产。

供热项目改造前，电厂一二期四台机组纯凝运行，三期还未投产，电厂没有承担供热任务。

2、存在的问题

电厂除三期两台机组，其余四台机组均为纯凝机组，若采用传统中排抽汽供热方式，不仅供热能力无法热负荷需求，而且抽汽供热仍存在高品位蒸汽有用能损失，供热耗能成本较高，远距离输送基本不具备经济可行性。

三、改造方案

1、技术路线

古交电厂采用国能龙源蓝天节能技术有限公司自主研发的“空冷机组低位能分级混合加热供暖技术”，以热网循环水回水作为冷源、将机组乏汽余热回收用作热网基础热源，替代高参数抽汽对外供热。基于古交电厂外网参数和厂内机组特性，设计了一个多级乏汽串联的分级加热系统，充分回收电厂 6 台机组低品位乏汽并实现梯级利用，在大幅提升电厂供热能力的同时，最大程度上降低供热耗能成本，实现供热节能。2、实施方案

（1）原则性系统图

图 1 古交电厂供热改造原则性系统示意图

（2）改造内容

改造内容包括以下部分：

1）对相应机组汽轮机低压缸进行高背压、超高背压、超超高背压适 应性改造，对低压缸通流结构进行重新选型设计，以适应相应的背压参数运行；

2）每台机组空冷岛增设乏汽支管并增设真空阀门，同时对原空冷排汽管道进行改造，实现采暖期乏汽至热网凝汽器的接引及空冷岛的隔离；

3）新增热网凝汽器，以热网循环水作为冷源，将采暖期乏汽余热回收；

4）中低压缸连通管抽汽改造，以抽汽作为尖峰汽源、引至热网首站。

5）新增热网首站，内设置热网循环水泵、热网加热器、疏水箱、热网疏水泵、除氧器及化学补水装置等；

6）全厂热网汽水系统适应性改造，实现全供热系统的热网循环水及蒸

汽疏水系统管道的接引。

（3）关键设备

供热改造工程中的关键设备包括：超高背压汽轮机转子、超超高背压汽轮机转子、热网凝汽器、真空阀门、热网加热器、热网循环水泵、中低压缸连通管及阀门、抽汽管道阀门、大口径电动阀门等。

（4）项目总投资与施工周期

项目总投资约 6 亿元，分三年分批投资完成。

（5）创新点

1）设计了一个多级热源串联的厂内分级加热系统。最大程度上降低了热源的平均温度，提高了供热系统的㶲效率，具有巨大的节能潜力，有多种灵活的调节手段响应供热期不同阶段的热负荷。

2）实现了低品位热能的直接利用。通过汽轮机低压缸背压的优化设计和运行，以及二次换热站小温差传热技术，10 公里范围全部实现了低位能直接高效利用。

3）远距离大温差管网设计。远期在太原市热用户终端采用热泵使热网回水温度降至 30℃，实现了大温差技术与低位能供热技术的结合；这样既实现了热源点的大幅节能又大量节约了输送电力。

四、实施效果

1、改造前后指标对比

改造前后技术指标对比、运行情况对比古交项目采用多级低位能梯级供热系统后，与采用常规抽汽式供热相比，经济效果对比如下表所示：

表 1 改造前后技术指标对比

古交项目 6 台机组经低位能梯级供热系统改造后，整个供暖期乏汽供热比例可达 85 以上，总热负荷达 4045MW，可承担的供热面积达 7600 万平米，同时全厂还可输出电负荷 2644MW。相比采用传统抽汽式供热，供热能力提升 38.4 的同时，机组发电出力增加 6.6 。改造后，电厂平均供热煤耗仅 10kg/GJ。相比传统抽汽式，供热煤耗下降 17kg/GJ。

从社会节能分析，当改造后达到设计规模，供热面积达到 7600 万m2、年供热量达到 3455 万 GJ 时，按替代现有区域锅炉房供热（区域锅炉房平均供热煤耗 50 kg/GJ）计，古交项目年可节约标煤达 138.2 万吨，是目前国内规模最大、距离最远、技术领先的供热工程。

2、项目经济性分析

本项目采用合同能源管理的模式建设。本项目实施后,不论是投资方， 业主方，热力公司，都是本次改造的受益者。

对于投资方：2015 年至 2017 年投资期间，由于实际供热负荷较小， 账面上稍有亏损；从 2018 年到 2025 年，进入稳定周期，项目进入盈利。

11 年的合同期，企业内部收益率远大于行业基准收益率 8 。

对于业主而言：在项目合同期内，电厂向投资方提供汽、水、电，其中乏汽 5 元/GJ，中排抽汽 35 元/GJ，扣除供热耗能成本，综合每吉焦供热收益约 3.5 元。且合同期结束后，投资方将改造成果全部让利于业主，若热价仍定为 14.63 元/GJ，电厂每吉焦收益可达 11.25 元/GJ，每年企业效益增长 2.32 亿元。

对于热力公司：山西省普遍售热价格为 27.5 元/GJ,山西兴能发电有限公司改造后的售热热价仅为 14.63 元/GJ，每吉焦热量热力公司收益增加12.87 元，如果不考虑外管网投资成本，每年热力公司因购热价减少 2.66 亿元。