电厂低温循环水供热成本
冷热电三联供的形式及成本分析
冷热电三联供的形式：内燃机+余热利用系统；燃气轮机+余热发电机组；燃气轮机+余热利用系统；微燃机+余热利用系统。
内燃机+余热利用系统：内燃机：四冲程内燃机；吸气冲程、压缩冲程、做功冲程、排气冲程。
内燃机余热：烟气、缸套水；余热利用系统：热水烟气直燃机、板式换热器。
余热利用系统：制冷：烟气→烟气热水型直燃机中烟气高发；缸套水→烟气热水直燃机中热水发生器。
制热：烟气→烟气热水型直燃机中烟气高发；缸套水→板式换热器。
设计参数及原则设计参数：对象：办公楼，建筑面积：2万平冷负荷：50w/m2，热负荷：56w/m2电负荷：30-67w/m2采暖期：11月-4月，128天制冷期：6月-9月，88天每个工作日，机组运行10小时7:30-17:30周六日不起动，采用市网运行设计原则：以办公楼最低电负荷为标准选配发电机，产生的余热即烟气和缸套水进入烟气热水型直燃机和板式换热器制冷制热。
机组选型：电负荷：0.03×20000=600KW冷负荷：0.05×20000=1000KW热负荷：0.056×20000=1120KW发电机选型：J312额定发电功率：635KW 发电效率：40.4%额定余热功率：744KW 排热效率：46.5%可利用烟气：3400kg/h,402KW，500℃可利用热水：26.6m3/h,342KW，79-95℃：发电机组参数采用颜巴赫系列利用的余热主要为：烟气和缸套水余热机组选型：BZHE125型出力系数为：100%燃气、50%烟气、23%热水出力系数：在多能量源的条件下，某一能量源的额定功率占额定总功率的比例。
额定制冷量：1454KW 天然气：106m3/h额定制热量：1121KW 天然气：120m3/h烟气量：4873m3/h，热水量：41.1m3/h：余热机组参数采用远大系列。
负荷计算：制冷：该直燃机烟气出力最多为满负荷的50%，出力系数为0.5。
计算公式：制冷量=排烟量/额定排烟量×额定制冷功率×出力系数×发电机负荷比例。
热力发电厂循环水供暖经济性的分析与研究
热力发电厂循环水供暖经济性的分析与研究发表时间：2020-05-08T06:42:41.208Z 来源：《科技新时代》2020年2期作者：孟祥伟、房宜柏[导读] 结合近10年来的运行工况和数据，对低温循环水供暖的经济性和优缺点进行详细阐述。
山东丰源通达电力有限公司山东省枣庄市 277300摘要：近年来随着经济的发展，人们生活水平的日益提高。
冬季城市供暖已经成为我国北方城市的民生工程。
热力发电厂作为城市供暖的主体，承载着重要的社会责任。
电厂既要保证城市供暖的质量，又要满足企业发展的经济利益，提高热能的综合利用效率已经成为了企业的发展方向之一。
将凝汽器循环水带走排掉的废热有效利用的城市供暖工程，既能最大限度的减少能源的浪费又能有效的提高城市供暖质量，做到企业经济效益与民生工程相行不悖，二者兼得。
作为未来城市供暖的发展方向本文就发电厂低温循环水城市供暖的经济性做了分析和研究。
关键词：民生；城市供暖；废热利用；经济效益1引言我国幅员辽阔，全国近2/3的地域属于冬季寒冷的北方地区。
城市供暖已经成为北方城市关系民生的头等大事。
供暖任务基本是由城市内或附近的热力发电厂完成。
热力发电厂作为高耗能的能源型企业，其中循环水废热排放是电厂生产的两大热损失（另外一项为排烟热损失，分别称为冷源损失和热源损失）之一。
将该项浪费掉的热能有效利用到城市供暖系统，将极大的提高电厂热能的综合利用率，对发电厂具有革命性的重要意义。
下面以我厂采用低温循环水为枣庄市峄城区提供城市供暖为例，结合近10年来的运行工况和数据，对低温循环水供暖的经济性和优缺点进行详细阐述。
2“发电厂—城区”供暖管网系统2.1低温供暖系统的组成城市供暖管网系统由热源、供暖主管道、供暖支管道、居民住宅换热器、回水管道和计量表计等组成。
采用低温循环水供暖的发电厂作为供暖热源，其供暖系统包括：供暖循环泵、凝汽器供暖切换阀、供暖加热器、补水系统等。
以枣庄市峄城区通达电力有限公司为例，该厂供暖系统包括25MW汽轮机凝汽器3台，供暖汽动泵2台、电动泵一台，供暖换热器（汽动泵排汽凝汽器）一台，供暖补水泵3台，加热器凝结水回收泵2台。
生物质电厂循环水供暖经济性分析
生物质电厂循环水供暖经济性分析发表时间：2018-04-02T17:03:29.960Z 来源：《基层建设》2017年第36期作者：李申强付青梅[导读]中兴电力蓬莱电厂目前国家大力发展生物质电厂，主流配置高温高压参数锅炉、抽凝机组，冬季供暖热电比1左右。
抽凝机组发电供暖成本过高，因使用减温减压后蒸汽，使蒸汽品质降低。
为提高生物质电厂热效率，在冬季最有效的方法就是提高循环水温度，直接用循环水供暖。
设计循环水供暖半径15公里，供水温度55℃～60℃，回水温度35℃～40℃。
按30MW机组计算，在循环水供暖工况下，排气压力升高至0.04MPa。
排汽量按80t/h计算，供热温度60℃，回水温度40℃。
供暖负荷49.8MW，因增加抽汽减少发电负荷4.03MW。
此时循环水供暖热量成本11.2元/GJ。
成本计算过程：蒸气参数：循环水供暖工况排汽0.0406MPa、2492.3kj/kg，抽凝工况末级排汽0.0055 MPa、2310.9kj/kg 水的参数：60℃水焓值250.8 kj/kg， 40℃水焓值167.2 kj/kg 因循环水供暖减少发电负荷：4.03MW （2492.3-2310.9）×80÷3600=4.03MW 增加供热：80×（2492.3-250.8）÷3600=49.8MW 电价按0.5元/kwh计算，每小时损失电费：4.03×1000×0.5=2015元供热每GJ成本：2015÷（49.8×3.6）=11.24元/GJ 热力公司供热成本不低于25元/GJ，供给用户36元/GJ以上，一年按2800h。
50MW供热能力可以为110万平方米面积供暖。
目前烟台地区供暖计价36元/GJ，济南地区供暖55元/GJ。
此方案供暖，热量成本按15元/GJ，终端售价30元/GJ计算，每年毛利润约750万元，一年内可以收回投资。
热电厂循环水余热利用和节能减排效益分析
热电厂循环水余热利用和节能减排效益分析摘要：目前，我国的经济在快速发展，社会在不断进步，冷端损失是电厂热力系统的最大损失，在冬季额定供热工况下，汽轮机排汽损失可占燃料总发热量的30%以上。
余热回收利用是提高电厂能源利用率及节能环保的重要措施和手段。
公司应用电厂循环水余热利用技术，在冬季供暖季节，将汽机凝汽器大部分冷却水经由吸收式热泵吸收转换为供暖供热，大部分循环冷却水不再经过冷却塔冷却散热，通过回收其循环水的余热向公司供热，从而使电厂对外供热能力提高，采用闭式循环运行冷却，可避免原运行系统的蒸发和飘逸等水量损失。
循环水的余热利用不仅降低了能源消耗，而且还增加了效益，减少了CO2、SO2和NOX的排放。
关键词：余热；热泵；节能减排；效益引言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。
而如果使用循环冷却水余热回收技术，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，将循环冷却水余热回收技术加以利用是非常重要的。
然而目前在该技术的应用上还存在着一些问题，因此文章中对该技术的具体探讨是非常有价值的。
1概述热电联供可实现一次能源的梯级利用和具有较高的整体能效，尽管如此，在热电生产过程中仍存在大量低品位余热未被有效利用的情况，尤其是锅炉的烟气余热和凝汽器循环冷却水(本文简称循环水)余热没有得到充分利用。
电厂燃煤锅炉的省煤器、空气预热器仅能回收烟气中部分显热，烟气中的大量潜热未被有效利用。
同时，循环水余热一般直接通过冷却塔(集中设置在空冷岛)散失在环境中，未得到有效利用。
近年来，采用汽轮机低真空运行技术提高凝汽器循环水的出水温度直接用于供热的方式在热电厂得到了部分应用，但该类技术的供热效果受到机组运行参数的制约，而且凝汽器内真空度的改变会对机组本身造成安全隐患。
本文对热电厂烟气余热回收在烟气脱白工艺中的应用和循环水余热回收的研究进展和技术手段进行综述。
万达热电循环水供热报价单
3 施耐德 2 施耐德 2
1050000 带成套盘柜 105800 21500 合计
3150000 211600 43000 3509355
东营万达热电循环水供热报价单 报价不含安装材料及安装费用； 方案1与方案2变送器与超声波流量计不同 序号 设备 型号 EJA430A-EAS5A-22DC 单位 规格 0-1.0Mpa，4-20ma输出，数字表头，电气接口1/2NPT, 带1/2NPT转θ14焊管接头，hart通讯
1 压力变送器 2 热元件
6 高压变频器 7 低压变频器 8 低压变频器柜
ATV1100－860A60
台 台 V180KW
2200*1000*800
数量
厂家
单价
备注
总价
12 EJA 13 和利时集成 3 菲舍波特 1 EJA 2
4550 335 12000 5500 2150
54600 4355 36000 5500 4300
台
WZP－230
螺纹M27×2， L/l=550/400 ；带安装凸台及紧固 件
支
3 超声波流量计 FMS4311A10CA0 4 液位变送器 EJA110A-EMS5A-22DC 5 电动阀控制箱
DN1000；1.6Mpa，壁挂式，无防爆，220V电 源。 台
0-100kpa;4-20ma输出，数字表头，带三阀组 6KV 输入，6KV输出，额定电 流为84A；内含36脉波的 整流干式输入隔离变压器；700kw 台 台
供热发电成本分析(附图)
供热蒸汽直接发电效益分析
一、相关参数表
二、直接发电示意图
三、直接发电效益分析
1吨额定参数的冷再蒸汽在中低压缸放热为Q1=（H3－H5）×1000=463KKJ。
汽轮发电机组热效率为0.83（由汽轮机相对内效率0.86×汽轮机机械效率0.99×发电机效率0.98计算所得），该热量能发电N=0.83×Q1/3600 =107Kwh。
产生含税收入：107*0.456=48.8元
四、供热效益分析
供热蒸汽如按140元/吨算，税后收入为123.89元/吨，扣减10%的检修费、材料费、人工费、管理费等分摊费用14.0元/吨、10%的厂内管损14.0元/吨、制水成本
11.5元/吨、制粉电耗费用6.5元/吨，实际收入为77.89元/吨。
五、差异分析：
供热和发电效益产生较大差异的主要原因是供热没有冷源损失，发电情况下排入凝汽器的终参数蒸汽仍有2560kJ/kg的焓值，与30℃的凝结水相比，每吨蒸汽有（2560-125）/29.271/1000=0.083吨标准煤随循环水损失掉了。
按照标煤价则有0.083*1111=92.2元随循环水排入汉江。
电厂循环水余热利用方案的研究
电厂循环水余热利用方案的研究一、内容综述随着社会经济的快速发展，电厂循环水余热利用已经成为了一种重要的节能减排手段。
循环水余热是指在电厂运行过程中产生的热水、蒸汽和废水等废热资源，这些资源具有很高的潜在价值。
通过科学合理的技术手段，将这些废热资源进行回收利用，不仅可以降低电厂的能耗，减少环境污染，还可以提高电厂的经济效益。
本文将对电厂循环水余热利用方案的研究进行详细的探讨，以期为电厂的可持续发展提供有力的支持。
在当前环保意识日益增强的背景下，电厂循环水余热利用方案的研究显得尤为重要。
通过对国内外相关研究的梳理，我们发现目前电厂循环水余热利用主要采用的方法有：换热器换热、蒸发器蒸发、地源热泵、空气源热泵等。
这些方法各有优缺点，需要根据电厂的具体情况进行选择和优化。
首先换热器换热是一种常见的循环水余热利用方法，其原理是通过换热器将循环水中的高温水与低温水进行热量交换，从而实现余热的回收。
这种方法的优点是设备简单、成本较低，但由于受到水质、流量等因素的影响，换热效率有限。
其次蒸发器蒸发是一种通过蒸发循环水中的潜热来实现余热回收的方法。
这种方法的优点是能够充分利用循环水的潜热资源，提高能源利用率，但设备成本较高，且受环境温度影响较大。
再次地源热泵和空气源热泵是两种新型的循环水余热利用方法，它们分别利用地下或空气中的恒定温度来加热循环水。
这两种方法具有节能效果显著、环保性能好等优点，但由于设备成本较高，目前尚处于推广阶段。
电厂循环水余热利用方案的研究是一个涉及多个领域的综合性课题。
在未来的研究中，我们需要继续深入挖掘各种余热利用方法的优势和局限性，不断优化和完善技术方案，以期为电厂的可持续发展提供更加有效的支持。
同时我们还应加强与政府、企业和科研机构的合作，共同推动电厂循环水余热利用技术的创新和发展。
A. 循环水余热利用的重要性和意义在当今社会，随着经济的快速发展，电力需求也在不断增加。
电厂作为发电的重要基地，其运行过程中产生的大量废热如果不能得到有效利用，不仅会造成资源浪费，还会对环境造成严重污染。
热电厂循环冷却水低温余热回收利用
汽通过 蒸汽网输送压 力为０ ． ９ ８ １ ＭＰ ａ 、温度为３ ４ ５ ℃、密 度 为３ ． ９ ３ ５ ２ ｋ ｇ ／ ｍ 。 的过热 蒸汽进行供 热 ，供热 蒸汽凝水 直接进入供热水 网。原有供热方式如 图１ 所示 。
３
【 关键 词】 热 电厂 吸 收 式热 泵 循环 冷却
主要经济技术指标表
经济指标名称
年运行时 间， ｈ
火 电厂 循环冷 却水低温 余热技 术对 二车间循环 冷却水 低温 余热进行 回收改造 ，即在 热 电二车间新建 吸收式
热泵机组机房及配套设施组成供热首站 ，满足６ 生活 小区、７ 生活小区及一厂区机械厂换热站、汽运换热
数 量
龙
【 摘 要】介 绍了利 用溴化锂吸收式热泵技术回
收热 电厂循环冷却 水低 品位 余热用于城市供热 实例 ，并
测算 了节能 改造后 的经 济技 术各项 指标 和 经济 效益 分 析 。实践证 明，该节能改造项 目投 资 回收期短 ，节能减
排 效果显著 。
厂 区、一厂 区及６ 生活小 区 、７ 生 活小 区采 用汽轮机抽
四、效益分析
该节 能 改造工 程项 目建 成投 产后 ，在 回收 了循 环
冷却水低品位的余热并输送至供热水管网，经测算 ， 每个采暖季可回收余热约３ ０ ＭＷ，节约供热用蒸汽消耗
１ ８ ５ １ ４ ８ ｔ ，减少 冷却塔冬 季飘 水损失 ３ ５ ２ ５ １ ２ ｔ ，投资 回
图２ 改造后的供热原理
温度约为２ ６ ￣ Ｃ，下塔平均温度约为１ ７ ￣ Ｃ，尽管其温差较 小， 但 由于循环水量大，理论计算其中蕴含的余热量达 １ １ ０ ＭＷ 。改造前该车间已形成向周边３ ｋ ｍ范围内的二
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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。