供热效益范文（精选3篇）
供热效益 第1篇
乌鲁木齐市大气污染属于典型煤烟型污染, 大气污染物浓度受采暖和气象因素的影响, 采暖期空气污染严重, 非采暖期空气质量较好, 二氧化硫、二氧化氮、PM10在冬、春两季节污染很重, 秋季次之, 夏天污染最轻, “U”字形分布的季节特征十分明显, 这与原煤消耗有很大的关系。2012年根据《关于大气污染治理工作的会议纪要》, 全面加大大气污染治理力度, 严格落实八项“铁律”, 全市所有集中供热和热电联产调峰锅炉一律改用天然气供热, 中心城区范围内的燃煤小锅炉必须全部拆除, 全市180家供热企业被列入供热燃煤锅炉天然气改造工程, 力争完成全市燃煤供热锅炉“煤改气”工作, 努力改善乌鲁木齐市环境空气质量。该文以其中一个供热站为例, 通过对煤改气前后燃煤和燃气供热锅炉污染物排放情况进行比较, 得出燃气锅炉替代燃煤锅炉所呈现的环境效益。
1 项目概况
该集中供热站占地面积为6 000m2, 原锅炉装机容量为3台29MW燃煤高温热水锅炉, 供热站供热面积约100万m2。为深入贯彻落实自治区第八次党代会、市第十次党代会和党委十届三次全委 (扩大) 会议精神, 确保乌鲁木齐市2012年供热能源结构调整及供热体制改革工作有序推进, 力争完成全市燃煤供热锅炉“煤改气”工作, 根据《2012年乌鲁木齐市供热能源结构调整工作实施方案》、《乌鲁木齐市燃煤供热锅炉天然气改造工程实施方案》, 该供热站根据公司锅炉房现状, 于2012年在原燃煤锅炉房内拆除原有燃煤锅炉, 重新安装3台燃气锅炉 (1台46MW和2台29MW) 及燃气锅炉附属鼓风机等配套设备。
2 污染物排放比较
2.1 大气污染物
2.1.1 燃煤锅炉
燃煤锅炉排放的大气污染物主要有烟尘、SO2和NO2。该供热站原3台29MW燃煤高温热水锅炉年耗煤量约为3.5万吨, 根据乌鲁木齐市环境监测中心站2011年对其锅炉烟气监测结果, 该锅炉房所排烟气中烟尘平均排放浓度为37.6 mg/m3, 二氧化硫平均排放浓度为164 mg/m3, 氮氧化物平均排放浓度为211 mg/m3, 按照乌鲁木齐市环境保护局要求, 该供热站锅炉均执行《燃煤锅炉大气污 染物排放 标准 》 (DB65/2154-2010) 中规定的A区Ⅰ时段烟尘50 mg/m3, SO2150 mg/m3标准的要求, 根据烟气监测结果, 该供热站抽检锅炉排放的烟尘可满足相应时段污染物排放控制标准的要求, 而SO2浓度超过标准要求。按照用煤煤质硫份0.48%, 灰分8.18%, 烟气复合 除尘率95%, 脱硫效率70%, 由物料衡算计算该供热站废气污 染物排放 量为烟尘4 2 . 9 t / a , SO280.6 t/a, NO2126.7 t/a。
此外, 该供热站煤场在储煤过程中产生的扬尘对周围环境影响较大, 这也是位于市区内集中热力站普遍存在的问题。
2.1.2 燃气锅炉
锅炉燃烧天然气产生的烟气中主要污染物有SO2和NO2等。该供热站燃煤锅炉“煤改气”后, 燃气锅炉年天然气消耗量为4940万m3/a, 根据乌鲁木齐市环境监测站2012年采暖期对其正在运行的2台29MW燃气热水锅炉烟气监测结果, 两台锅炉二氧化硫浓度未检出, 烟尘浓度仅一台锅炉检出, 浓度为8.1 mg/m3, 氮氧化物排放浓度为57~59 mg/m3之间, 根据烟气监测结果, 该供热站燃气锅炉烟气中主要污染物浓度全部达到《 锅炉大气 污染物排 放标准 》 (GB13271-2001) 中Ⅱ时段标准要求, 同时也达到《 锅炉大气 污染物排 放标准 》 (GB13271-2014) 中表3大气污染物特别排放限值要求。
根据建设项目燃气量, 燃烧天然气排污系数等参数, 理论计算出该供热站煤改气后燃气锅炉二氧化硫排放量为0.07 t/a, 氮氧化物排放量为91.1 t/a, 烟尘排放量为14.9 t/a。
2.2 噪声
燃煤锅炉房的噪声主要来自鼓风机和引风机等设备噪声、运煤车辆噪声和上煤系统产生的噪声, 其中鼓、引风机等设备均在设备间内, 经隔声降噪后厂界噪声可达标, 但煤场露天操作装载机和运煤车辆产生的噪声对项目区声环境有较大影响, 尤其该供热站周围均有居民楼, 噪声对周围居民日常生活影响较大。
燃气锅炉房噪声源主要为燃气锅炉房内补水泵、循环泵、燃烧器和鼓风机等设备噪声源, 在对燃烧器及鼓风机等实施减噪措施后, 厂界噪声可达标。
2.3 固体废物
原燃煤锅炉房固废主要为炉渣及除尘器收集的灰渣, 锅炉房年耗煤量为3.5万t/a, 年产生灰渣为4 242.11 t/a, 锅炉产生的炉渣及除 尘器收集 的灰渣全 部排入除 渣沟, 经除渣机集中输送到渣仓由汽车运走。
锅炉房煤改气后, 燃气锅炉无废渣产生。
2.4 水污染物
燃煤锅炉 房用水主 要为锅炉 补水及一、二次管网补水, 设备冷却水、脱硫用水、冲渣水等生产用水和生活用水。锅炉房煤改气后, 无废渣产生, 烟气可直接排放, 减少脱硫用水、冲渣水等生产用水。
3 环境效益分析
3 . 1 减少原煤消耗, 大大降低大气污染物排放 量
该供热站实施煤改气工程后, 原锅炉房内3台燃煤热水锅炉将被取代, 由此削减原煤使用量3.5万吨左右, 燃煤排放的主要污染物都有大幅度削减, 具体的削减量见表1。
从表1的数据表 明 , 该供热站 煤改气后, 供热面积没变, 但其主要污染物烟尘、二氧化硫及二氧化氮均有大幅度削减, 削减率分别为65.3%、99.9%和28.1%, 对当地空气质量改善起到积极的作用。
3 . 2 彻底消除煤场扬尘及运煤噪声对周围环境的影响
供热站煤场扬尘及上煤、运煤产生的噪声一直是供热站难以解决的问题, 随着《乌鲁木齐市大气污染防治条例 (2014) 》、《乌鲁木齐市防治扬尘污染实施方案》等一系列新标准的出台, 对扬尘治理提出更高要求, 运煤及储煤需实行全封闭, 不可避免的加大供热站的投资, 供热站煤改气后, 这些影响随之消失, 同时煤场还可以进行绿化等其他用途, 提升了城市景观, 改善了供热站周围的环境面貌。
3.3 其他环境效益
供热站原燃煤锅炉每天产生的炉渣用重型框链除渣机将灰渣输送至高位灰渣房收集, 直接由拉渣车运至城市垃圾场, 项目煤改气后, 燃气锅炉无炉渣等产生, 彻底消除拉运灰渣时对城市环境的影响。
4 结语
综上可以看出, 天然气为清洁能源, 供热站实行燃煤锅炉“煤改气”后, 呈现的环境效益是多方面的, 其中最主要的是减少原煤消耗, 有效改善燃煤供热对大气环境的污染, 主要大气污染物排放浓度明显下降, 实现二氧化硫及烟尘的大幅度削减, 对改善当地空气质量起到积极作用, 环境效益显著。
根据历年环境质量状况公报, 通过实施“煤改气”等一系列减煤措施后, 2012年全市二氧化硫年均浓度为0.058 mg/m3, 比2002年降低了43%, 不再是首要污染物, 首次达到了国家空气质量二级标准 (GB3095-2012) 要求, 可吸入颗粒物年均为0.145 mg/m3, 比2002年降低了12%, 二氧化氮年均浓度稳定保持在0.05~0.07 mg/m3之间, 浓度值变化不大。
乌鲁木齐市“煤改气”工程虽然极大的降低了二氧化硫的浓度, 但可吸入颗粒物和二氧化氮年均值均超过标准要求, 尤其是可吸入颗粒物近两年呈现出上升趋势, 随着市区面积的扩大, 能源使用的进一步增高, 机动车保有量的急速增长, 乌鲁木齐市大气污染由煤烟型污染向复合型污染转变的趋势更加突出, 乌鲁木齐市空气质量改善的任 务依然艰 巨, 开放源、机动车尾气、扬尘已成为该市空气颗粒物的主要来源之一, 今后需在减排煤烟尘基础上, 加强机动车尾气和扬尘污染防治。
摘要：乌鲁木齐市自1998年启动大气污染治理工作以来, 通过调整能源利用结构、淘汰落后产能、强化污染治理、提升环境监管能力, 环境空气质量恶化的趋势得到初步遏制, 但空气环境质量并未得到根本改善, 尤其是冬季环境空气质量污染突出, 环境质量形式不容乐观。2012年根据《关于大气污染治理工作的会议纪要》, 全面加大大气污染治理力度, 全市所有集中供热和热电联产调峰锅炉一律改用天然气供热, 中心城区范围内的燃煤小锅炉必须全部拆除, 全市180家供热企业被列入供热燃煤锅炉天然气改造工程, 力争完成全市燃煤供热锅炉“煤改气”工作, 努力改善乌鲁木齐市环境空气质量。该文以其中一个供热站为例, 通过对煤改气前后燃煤和燃气供热锅炉污染物排放情况进行比较, 得出燃气锅炉替代燃煤锅炉所呈现的环境效益。
关键词：燃煤锅炉,燃气锅炉,污染物排放,环境效益
参考文献
[1]关于大气污染治理工作的会议纪要.乌党办纪[2012]13号.2012.
[2]奚元福.环境保护计算手册[M].成都:四川科学技术出版社, 1991.
[3]国家环境保护总局环境影响评价管理司编.环境影响评价岗位培训教材[M].化学工业出版社, 2006.
供热效益 第2篇
摘要： 本文对阳煤集团煤矸石电厂热网首站集中供热系统进行整合前后的对比，阐述了热电厂集中供热对节能环保、科学计量的美好前景。
关键词：高效高温高压换热器
热耗
DCS系统一、前言：
阳煤集团五矿煤矸石电厂热网系统担负着整个五矿地区74.9万m2内工业供热用汽及居民冬季生活采暖工作，2013年针对过去供热设备老化、供热厂房分散，补水系统能力不足等情况进行了集中性整合改造，2013年10月具备安装调试并于当月26日正常投入试运行，改造后的集中供热站经过2013、2014年两个冬季的运行，供热效果明显提高，节能效果显著，取得了明显的经济效益。
二、原有热网系统状况概述：
阳煤五矿煤压矸石电厂原有京宇换热站及第一热电厂换热站两个供热首站组成，其担负着整个五矿地区矿井井口及澡堂、选煤厂、班中餐食堂等工业用汽和冬季全矿生活区居民的采暖用汽。
原供热首站中最早的第一热电厂供热站由1990年建成，其供热设备经过20多年的运行，已出现了换热器堵塞、补水力下降，电气控制设备老化等问题，由于建设年代较早，调节多为人工进行，人员劳动强度较大；京宇供热站建于2004年，因一次管道多使用五矿初建时的旧管道，经常出现因管道跑、冒、滴、漏而泄压现象；因两个换热站相距约1公理，所以两个换热站一直不能实现单人值守。因两个换热站均建设较早，由电厂汽轮机抽供的一次汽源全部要经过减温减压器进行降温减压后才可用于换热器进行热交换，其蒸汽压力由原0.98MPa需降至0.49MPa，温度由345℃降至245℃，造成疏水回收量较大，其中间的热损耗较大，也造成了减温用除盐水耗增加，增大了化学制水负担；其次，所使用的换热器为低温低压加热器，造成了在相同的供热条件下，其体积较大、换热效果差、疏水需进行加压输送、检修维护不便等问题；因原有补水系统运行时间较长，随着供热用户的不断增长，其制水能力已远远满足不了外界用水需求；供热用户不集中，原供热管道星罗棋布，不能实现各用户间单独隔离，在突发外界管道泄压时，极易造成大面积的系统泄压现象，严重时会造成整个供热系统瘫痪问题。
随着经济的发展，人民物质文化水平的提高，五矿地区的商场、店铺及居民居住条件的不断改善，用汽量也在逐年增加，原有的供热设施已无法满足供热要求，2012年3月阳煤集团把五矿地区供热整合改造工程立为一项重点工作实施。
三、改造后热网系统情况：
经过整合改造后的热网系统将原第一热电厂换热站和京宇换热站两个换热站整合成了一个供热首站，使设备实现了集中性控制，热用户的调节更方便，将原有两个换热站人员进行了整合，减少了运行人员。
新建的供热首站采用了DCS控制系统，从制水到供汽调节全部实现了自动化控制，保证了调节中的安全可靠性；首站采用了新型的高效高温高压换热器，由电厂汽机三级抽汽可直接用于换热器供汽使用，减少了中间减温降压环节，其产生的疏水可经过DCS控制系统进行水位自动控制，更重要的是因这种换热器使用了高温高压蒸汽，使其体积减小，效能增加；制水系统采用了美国富莱克进口软水处理器，可实现对离子交换器自动冲洗、制水、反洗和再生；首站内还使用了6KV高压变频循环水泵，电机体积明显减小，并实现了供热流量可通过变频调节；对原有一次管道重新进行了布置，实现了每个热用户的单独供热控制，在发现系统泄压时可针对某一用户进行切除而不影响整个系统的运行。
三、供热首站改造后的优势：
1、热媒直接采用煤矸石电厂锅炉三级抽汽0.981MPa，温度342.5℃，管道距离换热站较近，热源损失量小，调节受汽机DCS系统控制灵敏度高，安全稳定。
2、采用了高效高温高压板式汽水换热器，其具有传热效率高，结构紧凑，占地面积小，安装方便，不易结垢，运行可靠等优点，在我市供暖系统中首次使用，其节能效果明显，为今后电力采暖供热提供了宝贵的经验。
3、节省人力，将原有的每班三人的分散运行管理变成了现在的每班一人的集中管理，四值三运行时可节省8名运行人员，有利提高了工作效率和减少了人力资源的浪费。
4、对外调节实现了DCS自动化控制，采暖温度和压力实现了自动调节控制，各项参数实现了集中抄录和历史曲线查询，设备的安全性和运行平稳可靠性得到了极大的提高。
5、对各热用户施行了单独供给，避免了由于某一地区泄压而造成大面积停止供暖现象的发生。
6、供电系统采用了6KV高压双回路供电，其安全性大大得到保证，热网循环水实现了高压变频控制，节能效果明显。
7、高效高温高压换热器的进汽高品质冷凝水回到了汽机疏水箱使其得到了二次循环利用。
8、将废水站处理后和软化水及对外供汽的回收疏水做为热网循环水补给水，保证了热网循环水量的充足供给。
总之，供热首站的建成，极大的保证了五矿地区工业生产用汽和居民生活采暖的需求，为五矿地区今后的远期规划和发展提供了可靠余地，其设计所采用的安全、合理、严谨和科学的理念，为今后电厂供热机组提供了参考依据，值得推广应用。
参考文献：
1、王振龙 《高温高压焊接密封结构式双壳程换热器的设计》《石油与化工设备》2010年第13卷
2、杨玉兰 《集中供热与节能探讨》《硅谷》2013年第5期
热电联产电厂发电及供热效益分析 第3篇
由于热电联产同时生产电、热两种产品,因此在成本分析中存在着对电、热的成本分摊问题。目前关于热电联产的电、热成本分摊方法主要包括基于热力学第一定律[1,2,3,4,5,6,7]和热力学第二定律的分摊方法[8,9],其中前者又包括好处归电法[1,2,3]、好处归热法[1,2]和效益折中法[4,5,6,7]。分摊方法关系到电、热产品的合理定价,对发电、供热效益产生很大影响。目前我国通用的电、热成本分摊方法为热量法,属于好处归电法,这种方法将电能和热能看成是等价的,忽略能质的差别,将热电厂的总耗热量按生产电能和热能的数量比例来分摊。与单纯发电相比,热电联产电厂的发电煤耗和发电成本明显降低;与集中锅炉房相比,热电联产电厂的供热煤耗由于锅炉效率比集中锅炉房的效率高而有所降低。这种分摊方法简单直观,便于考核,因此得到广泛应用。目前基于不同分摊方法对热电联产电厂的经济效益进行了一定的研究[4,10,11,12,13],但对发电、供热经济效益的分别分析不够充分,对发电、供热效益影响因素的研究也较少。
本文将首先介绍热电联产电厂电、热成本费用分摊的具体方法,然后对典型热电联产电厂的发电、供热效益进行测算,并分析煤价、电价、热价和发电利用小时数等因素对发电、供热效益的影响。
1电、热成本费用分摊方法
目前我国热电联产电厂通用的电、热成本费用分摊方法以热量法为基础,分摊的原则是:只为电力或热力一种产品发生的费用,其发生的费用应全部分配给电力或热力产品负担;为电力和热力两种产品共同服务发生的费用,其费用应按一定标准在电、热产品之间进行分摊。
电、热产品生产成本,按其与产量的关系可分为变动成本和固定成本。在一定范围内,变动成本随着产量的增减变动而变动;固定成本不随着产量的增减变动而变动。根据热电联产的工作流程,热电联产电厂的成本主要包括:燃料费、水费、环境保护费、折旧费、修理费、材料费、财务费用、职工薪酬及福利费、其他费用,其中前三项为变动成本,后六项为固定成本。各种成本费用的电、热分摊方法如下。
1.1燃料费
为生产电力、热力产品耗用的燃料费,应根据发电、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,kWh;be为发电标煤耗,g/kWh;Pb为标煤价,元/t。
1.2材料费
电气、汽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;水处理用药品按电、热耗用软化水量比例分摊;其余按电、热耗用标煤量比例分摊。
1.3折旧费、修理费
电气、汽机车间的热网部分的折旧和修理费由热力产品负担,其它部分由电力产品负担;其余部分按电、热耗用标煤量比例分摊。
1.4水费、环境保护费、财务费用、职工薪酬及福利费、其他费用
根据发电、供热实际耗用的标煤量比例分摊。
2效益测算
以华北地区某典型热电联产电厂为例,分析其在正常经营年份的发电、供热效益情况。典型热电联产电厂为亚临界一次中间再热机组,采用抽汽供热方式。相关参数指标如下:装机容量为2×35万kW,静态投资为28亿元,含税上网电价为420元/MWh,含税热价为30元/GJ,含税标煤价为645元/t,利用小时数为4500h,设计年供热量为700万GJ(五年达产),供热达产年供电煤耗为275g/kWh,供热标煤耗为40kg/GJ,综合厂用电率为7.5%,供热厂用电率为9.5kWh/GJ。按照《建设项目经济评价方法与参数》(第三版)[14]以及现行有关财税制度建立完整的经济评价模型,对该电厂在20年经营期内的经济指标进行测算,经计算,电厂在供热达产年的发电、供热相关指标列于表1。
由表1可以看出,在供热达产年,典型热电联产电厂的供热标煤耗量占全厂总标煤耗量的23.77%,按照上述发电、供热成本分摊方法,供热部分的总成本费用占全厂总成本费用的21.91%,但供热部分的营业收入仅占全厂营业收入的13.79%,供热收入、成本倒挂。在全厂盈利13239万元的情况下,供热亏损6970万元,供热单位亏损9.96元/GJ。发电、供热及全 厂的成本 利润率分 别为24.13%、29.67%和12.35%。
从上述典型热电联产电厂的发电、供热效益分析可以看出,近年来随着煤价下跌,我国北方地区热电联产电厂的经营状况有所改善,达产年全厂可以达到总体盈利,但由于在电、热成本分摊的时候“好处归电”,导致发电盈利,但供热亏损,热电联产电厂的发电、供热效益不平衡,存在着以发电(盈利)补供热(亏损)的情况。
3发电、供热效益影响因素分析
3.1标煤价
典型热电联产电厂发电、供热及全厂的成本利润率随含税标煤价的变化情况如图1所示。可以看出,随着煤价的升高,发电、供热及全厂的成本利润率均下降,这是由于发电、供热的燃料成本增加所致。当标煤价为780元/t时,全厂达到盈亏平衡。当标煤价为900元/t时,发电达到盈亏平衡。当标煤价高于350元/t时,供热亏损。
3.2电价
典型热电联产电厂发电、供热及全厂的成本利润率随上网电价的变化情况如图2所示。可以看出,随着电价的升高,发电及全厂的成本利润率均上升,这是由于供电销售收入增加所致;由于供热的成本利润率不变,全厂成本利润率的上升速度小于发电成本利润率。当电价为340元/MWh时,发电达到盈亏平衡。当电价高于365元/MWh时,全厂达到盈亏平衡。
图1 典型热电联产电厂成本利润率随含税标煤价的变化情况
图2 典型热电联产电厂成本利润率随电价的变化情况
3.3热价
典型热电联产电厂发电、供热及全厂的成本利润率随热价的变化情况如图3所示。可以看出,随着热价的升高,供热及全厂的成本利润率均上升,这是由于供热销售收入增加所致;由于发电的成本利润率不变,且与供热相比,发电对全厂成本利润率的影响更大,因此全厂成本利润率的上升速度远小于供热成本利润率。当热价在15~55元/GJ范围内变化时,全厂成本利润率均为正。当热价为42.5元/GJ时,供热才能达到盈亏平衡。
3.4发电利用小时数
典型热电联产电厂发电、供热及全厂的成本利润率随发电利用小时数的变化情况如图4所示。可以看出,随着发电利用小时数的增加,发电、供热及全厂的成本利润率均上升,发电成本利润率上升是由于边际利润增加,供热成本利润率的上升是由于发电量增加而使发电分摊了更多的成本费用。在发电利用小时数为3000~6500h范围内,发电均盈利,供热均亏损;当发电利用小时数为3300h时,全厂达到盈亏平衡。
图3 典型热电联产电厂成本利润率随热价的变化情况
图4 典型热电联产电厂成本利润率随发电利用小时数的变化情况
4结论与建议
1)典型热电联产电厂的发电、供热效益分析结果表明,按照以热量法为基础的电、热成本分摊方法,由于“好处归电”导致发电盈利,但供热亏损,热电联产电厂的发电、供热效益不平衡,存在着以发电(盈利)补供热(亏损)的情况。
2)随着煤价的升高,热电联产电厂发电、供热及全厂的成本利润率均下降;随着电价的升高,发电及全厂的成本利润率均上升,但全厂成本利润率的上升速度小于发电成本利润率;随着热价的升高,供热及全厂的成本利润率均上升,但全厂成本利润率的上升速度远小于供热成本利润率;随着发电利用小时数的增加,发电、供热及全厂的成本利润率均上升。