热网循环泵改造刘泽源

1、 某电厂一、二期机组热网循环泵改造项目可行性研究报告2012年7月 天津刘泽源批准：审核： 校核： 编写： 目 录1 概况 1.1 项目概况1.2 设计依据1.3 主要研究内容1.4 主要设计原则2 电厂概况2.1 电厂规模2.2 厂址地理位置及自然条件3 主机设备技术规范3.1供热改造前的汽轮机技术规范3.2供热改造后的汽轮机技术规范4 原供热系统4.1供热方案4.2 热网首站热力系统及辅助设备5 项目提出的背景、必要性和现状5.1项目提出的背景5.2改造的必要性5.3 国内改造现状6 热网循环泵电泵改汽泵方案6.1 可选的改造方案6.2 改造项目的系统设置6.3改造项目的设备及管道布置6.

2、4主要设备技术参数7 改造项目综合经济性分析7.1节能计算7.2投资估算表及设备、材料明细表7.3投资回收期计算8 结论及建议9 附图1 概况1.1 项目概况本项目是华电能源某电厂一、二期机组热网循环泵电泵改汽泵项目。1.2 设计依据1.2.1 华电能源某电厂一、二期机组供热改造工程可行性研究报告。1.2.2华电能源某电厂技术标准供热首站系统图册（q/104-104.48-2009）。1.2.3业主提供的热网改造后的热平衡图。1.2.4 业主提供的其它相关资料。1.2.5电力规划设计总院编制的火电送电变电工程限额设计参考造价指标(2010年水平)。1.2.6大中型火力发电厂设计规范gb 506

3、60-2011。1.2.7火力发电厂可行性研究报告内容深度规定dl/t5375-2008。1.2.8火力发电厂汽水管道设计技术规定dl/t5054-1996。1.3 主要研究内容本报告是对华电能源某电厂一、二期机组热网循环泵由电泵改为汽泵的可行性进行研究。本报告将结合国内改造项目现状，提出本工程切实可行的改造方案，并将重点研究小汽机驱动蒸汽系统、乏汽疏水系统以及改造方案的节能计算方法。1.4 主要设计原则1.4.1 根据业主要求，本次改造项目将只对五台电动热网循环泵其中的两台进行汽泵改造。1.4.2 贯彻“安全可靠、符合国情、先进适用”的电力建设方针，优化设计方案。1.4.3 充分利用机组现有

4、系统和布置现状，统筹规划，采取可行的、最佳改造方案，力求总体设计合理，并降低对机组的影响。2 电厂概况2.1 电厂规模某电厂已建两期工程， 一期工程2×200mw凝汽式汽轮发电机组，分别于1986年和1987年投产；二期工程建2×600mw引进型国产亚临界机组，分别于1996年和1999年投产。一、二期工程装机容量为1600mw。 本电厂并与2009年实施了供热改造。2.2 厂址地理位置及自然条件2.2.2气象资料电厂厂址所处地区属寒温带大陆性季风气候区，春季干旱少雨，多大风；夏季短促而湿热，一年中的大部分降水集中在夏季；秋季降温急骤，常有冻害发生；冬季漫长，严寒干燥。根据

5、呼兰气象站1955年2004年（1995年1999年除外）的45年实测资料统计各气候特征值如下：累年最长一次大风持续时间 10 h（1976年）累年最长沙尘暴持续时间 10 h （1955年、1956年、1971年、1976年）累年最大降水量 762.8mm累年最小降水量 300.3mm累年一日最大降水量 132.2mm（1960年）累年一小时最大降水量 44.1mm （1993年）累年十分钟最大降水量 27.2mm（1978年）累年最长连续降雨日数 15天（1976年7月7日7月21日）最大一次降雨量及历时 200.3mm（历时4天，1961年8月1日8月4日）累年平均结冰日数 212d累年

6、最多结冰日数 233d累年最少结冰日数 187d累年平均日照时数 2661.6h累年平均日照时数百分率 60极端最高气温 38.7极端最低气温 -39.3最大冻土深度 197cm最早结冰时间9月20日，最晚结冰时间10月16日，最早解冰时间4月11日，最晚解冰时间5月24日。2.2.3地震烈度厂址区地震活动微弱，据中国地震动参数区划图，场地地震动反应谱特征周期为0.35s，地震动峰值加速度为0.05g，对应地震基本烈度为6度。根据建筑抗震设计规范（gb50011-2001），厂址工程建设场地为建筑抗震一般地段，场地土为中软土，建筑场地类别为类。厂址区冻土最大冻深为2.20m。3 主机设备技术规

7、范3.1供热改造前的汽轮机技术规范3.1.1 1、2号汽轮机主要技术规范1、2号汽轮机为哈汽生产的n200-130/535/535型超高压一次中间再热，三缸三排汽、凝汽式汽轮机，主要参数如下表：200mw机组汽轮机参数表 项 目单 位额 定 工 况最 大 工 况主蒸汽压力mpa12.7512.75主蒸汽流量t/h610670主蒸汽温度535535出力mw201.964217.797背压mpa0.00550.0059冷却水温度2020给水温度245.8251.4热耗kj/kwh（kcal/kwh）8444.76(2016.9)8474.49(2024)3.1.2 3、4号汽轮机主要技术规范3、4

8、号机组为哈汽生产的n600-16.7/537/537-型，是一台亚临界、一次中间再热、单轴、四缸、四排汽反动式汽轮机，参数如下：额定功率： 600mw主汽阀前额定压力： 167mpa主汽阀前额定温度： 537额定功率主蒸汽流量： 1783th额定背压（平均背压）： 4.9kpa冷却水温： 20最终给水温度： 2726再热阀前额定温度： 537额定功率再热蒸汽流量： 1476th给水回热加热器数： 8级主汽阀前蒸汽最大允许压力： 175kpa超压5时最大蒸汽流量： 1990th最大计算功率： 654mw最高冷却水温： 33工作转速： 3000rmin旋转方向（从汽轮机向发电机看）： 顺时针通流部

9、分级数： 57 高压转子临界转速： 2057rmin中压转子临界转速： 1976rmin低压1转子临界转速： 1702rmin低压2转子临界转速： 1764rmin末级叶片高度： 1000mm汽轮机总长： 31822.4mm汽轮机本体总重： 1270t3.2供热改造后的汽轮机技术规范3.2.1 200mw机组改造后参数功率 203.222mw新汽额定参数:压力 12.749mpa温度 535新汽额定流量 670t/h再热蒸汽额定参数:压力 2.368mpa温度 535供热抽汽压力 0.25mpa供热抽汽温度 242.5额定抽汽量 125 t/h最大抽汽量 150t/h冷却水设计温度 203.2

10、.2 600mw机组改造后参数功率 401.064mw新汽额定参数:压力 16.67mpa温度 537新汽额定流量 1783t/h再热蒸汽额定参数:压力 3.19mpa温度 537供热抽汽压力 0.7845mpa供热抽汽温度 338.6额定抽汽量 600t/h最大抽汽量 900t/h冷却水设计温度 204 原供热系统4.1供热方案4.1.1机组供热改造方案哈尔滨第三发电有限责任公司通过对一、二期工程4台机组改造后可承担2535万的供热面积。（1） 200mw机组供热改造方案在连通管上进行打孔抽汽，200mw汽轮机的连通管的分缸压力为0.25mpa，通过调节蝶阀将抽汽压力调整在0.25mpa左右

11、，温度238，为保证机组的安全性，抽汽压力不能太高。单台200mw机组连通管最大抽汽量为150t/h。改造时需更换连通管，新设计的两根连通管之间用一联络管连接，并在一侧加一抽汽管道，在抽汽管道上分别装上安全阀、逆止阀、快关阀，在连通管抽汽口后加装蝶阀（两根连通管各一），蝶阀由油动机根据抽汽压力信号进行调节。（2）600mw机组改造方案600mw汽轮机额定进汽量为1828t/h，最大进汽量为2008t/h，中低压联通管分缸压力为0.8mpa左右。在连通管上进行打孔抽汽，通过调节蝶阀将抽汽压力调整在0.8mpa左右，温度345，抽汽压力可调整在0.81.0mpa。单台机组额定抽汽量为600t/h，

12、最大抽汽量达900t/h。两台机组同时供热最大可抽出1800t/h蒸汽用于供热。改造时将连通管进行改造，将左右两根连通管之间用一联络管连接，并在一侧加一抽汽管道，在抽汽管道上分别装上安全阀、逆止阀、快关阀，在连通管抽汽口后加装蝶阀（两根连通管各一）。4.1.2 供热系统方案哈尔滨第三发电有限责任公司供热改造工程的采暖供热系统采用“三环制”间接连接方案，汽-水换热器设在厂区的热网首站内。采暖热水网由一级网和二级网两部分组成，一级网为高温水系统，二级网为低温水系统。两部分管网通过在厂外的各个热力站连接起来，采暖热水网主干由电厂内引出，接至供热区域内各个配热站（供水温度140，回水温度70），利用配

13、热站中的水水换热器加热二级热水网，二级热水网与各热用户相连。采暖供热系统简图如下图：85140来自汽机抽汽高温水低温水电厂热网首站一级网厂外配热站热用户二级网凝结水70604.2 热网首站热力系统及辅助设备4.2.1热网加热蒸汽系统哈尔滨第三发电有限责任公司供热改造后1、2、3、4号机组在采暖期抽出2100t/h蒸汽可满足2535万采暖热负荷的需要。采暖热负荷：采暖面积为2535万。采暖期为：179天，采暖日期平均气温-9.5。 采暖综合热指标 ：54w/采暖设计最大热负荷：4932gj/h热网加热蒸汽对每台机组采用单元制。（1）1、2号机组加热器蒸汽系统1、2号机组共承担355万的供热面积。

14、1、2号机组采暖蒸汽来自汽轮机中低压缸导汽管。每台机组设2台基本热网加热器。两台机组共设4台基本热网加热器。每台基本热网加热器加热面积约860，不设备用。正常运行时，两台机组可满足严寒期355万的供热需求。如果一台机组停运，另一台机组与3、4号机组同时供热最大可以满足90%以上供热负荷的需求。热网加热器均为卧式。任何一台热网加热器停止运行时，其余热网加热器能满足75%以上的热负荷的需要。两台机采暖蒸汽管道由a排出汽机房，沿厂区管架送至热网首站。（2）3、4号机组加热器蒸汽系统3、4号机组共承担2180万的供热面积。3、4号机组采暖蒸汽来自汽轮机中低压缸导汽管。每台机组的热网加热蒸汽系统采用单元

15、制运行方式。每台机组在首站内设置4台热网加热器。每台热网加热器加热面积约1150，不设备用。正常运行时，两台机组可满足严寒期2180万的供热需求。如果一台机组停运，另一台机组加上两台200mw机组，供热能力可以满足57%供热负荷的需求。热网加热器均为卧式。任何一台热网加热器停止运行时，其余热网加热器能满足75%以上热负荷的需要。两台机采暖蒸汽管道由a排出汽机房，沿厂区管架送至热网首站。4.2.2 热网循环水系统热网循环水系统采用母管制。在最大采暖热负荷，即采暖面积为2535万时，热网循环水量约17000t/h。由于外网的设计尚未完成，热网水泵的数量按5台20%容量来考虑，最大热负荷时5台运行，

16、无备用。单台热网循环泵流量g=4200t/h，扬程h=129mh2o。4.2.3 热网疏水系统（1） 1、2号机组热网疏水系统热网疏水系统采用单元制。每台机组热网加热器用2台100%容量的热网疏水泵。在冬季最大热负荷时，1台泵运行，1台备用。热网加热器疏水通过疏水泵送至主机凝结水系统的五号低加入口。热网加热器疏水水质不合格时通过疏水泵送至热网循环水出口管道。热网加热器危急疏水排至水工排水系统。（2）3、4号机组热网疏水系统热网疏水系统采用单元制。每台机组热网加热器设置3台50%容量的热网疏水泵，在冬季最大热负荷时，2台泵运行，1台备用。热网加热器疏水通过疏水泵送至高压除氧器。热网加热器疏水水质

17、不合格时通过疏水泵送至热网循环水出口管道。热网加热器危急疏水排至水工排水系统。4.2.4 热网补水系统哈三供热改造工程设置一台热网补水除氧器，加热蒸汽来自低压厂用辅助蒸汽系统。补水除氧器出力：240t/h。化学软化水补入热网补水除氧器，经过除氧后补入热网。热网首站共设2台100%容量的热网补水泵，1台运行1台备用。5 项目提出的背景、必要性和现状5.1项目提出的背景目前国内随着煤价高涨以及电力市场竞争日趋激烈，如果保证电厂降低发电费用以提高自身竞争力是摆每一个电厂的重大课题。由于本电厂的两期工程都建设较早，选用的机型都是相比于现在主流机组效率较低的超高压和亚临界机组。虽然本电厂经过供热改造，提

18、高了机组的热效率，降低的发电煤耗，但厂用电率仍处于较高水平，因此进一步降低厂用电是提高电厂整体盈利能力的正确之选。5.2改造的必要性本工程热网系统共设有5台2000kw的热网循环泵，当5台热网循环都满负荷投运时，其电耗将到达1万kw。因此作为用电大户的热网循环泵通过改造达到降低厂用电率效果将比其它设备更明显。5.3 国内改造现状目前国内已有多家热电厂进行了热网循环泵由电泵变汽泵的改造，大都取得了较好的节能效果，且系统运行稳定。下面重点介绍两家运行不错的电厂，一家是与本电厂同属于华电集团的章丘电厂，另一家华能威海电厂，他们各自采用了不同改造方案。5.3.1华电章丘电厂介绍（1）电厂介绍华电章丘电

19、厂位于山东章丘市，目前电厂的装机规模是1000mw（一期为2x200mw，二期为2x300mw）。该电厂换热首站设计容量为1000万平方米采暖供热，分二期建设，一期即本期供热600万平方米，本期热网首站于2010.10下旬投运。(2) 设计特点蒸汽分为两路：第一路为#3、4机五抽来的采暖加热蒸汽(额定抽汽参数为270，0.35mpa.a），进入一期的两台并列运行的热网加热器，热网疏水进入热网疏水箱，再通过热网疏水泵打回除氧器。第二路为2段抽汽经减温减压器来的热网循环泵驱动蒸汽（参数为310，1.0mpa.a），循环泵驱动小汽机的排汽同第一路采暖加热蒸汽加热混合后也进入热网加热器。 热网循环回水

20、经两台50%汽动+50%启动备用电动的热网循环水泵升压后进入热网加热器，被加热后再送至厂外热网管线。采暖加热器的汽源与热网循环泵驱动蒸汽非同一汽源，循环泵驱动小汽机的排汽直接进入热网加热器，不单设小汽机乏汽加热器。（3）主要设备技术参数：a热网泵制造厂：沈阳水泵厂 热网泵型号：ksr2600-150 热网泵额定流量：2600t/h 热网泵额定扬程：150m 热网泵额定转速：1480rpm 汽蚀余量8.5m 热网泵入口压力：0.5mpa 热网泵入口温度：70b 循环水泵驱动汽轮机型号：s250背压式、b1.4-1.0/（0.250.3）厂家：青岛四三零八机械厂数量：2台套额定进汽压力：1.0mp

21、a（a） 额定进汽温度：310额定排汽压力：0.250.3mpa（绝对压力）排汽温度：220额定功率：1400kw5.3.2华能威海电厂（1）电厂介绍华能威海电厂座落在威海市经济技术开发区，濒临黄海，筹建于1991年4月，现有2×320mw亚临界燃煤凝汽式发电机组和2×680mw超临界燃煤凝汽式发电机组，总容量为2000mw。一期供热能力：供热首站一级网系统对外供热可满足220万m2采暖需要；另外可供工业蒸汽80t/h，蒸汽参数：压力0.8mpa、温度300。二期供热能力为：供热首站一级网系统对外供热可满足800-1200万m2采暖需要，工业蒸汽可供200t/h蒸汽参数：压

22、力0.8mpa、温度300。（2）设计特点采暖加热器的汽源与热网循环泵驱动蒸汽为同一汽源，循环泵驱动小汽机的排汽直接进入乏汽加热器，乏汽加热器同主热网加热器是串联的形式。（3）主要设备参数表项 目单位数 值备 注制造厂家青岛4308机械厂数 量台2（共3台，二期扩建预留一台）循 环 泵型 号slow250-23-610ia转 速r/min1480流 量m3/h1114扬 程m95配套功率kw450效 率%83.5汽蚀余量m3.8 汽 轮 机型 号b0.75-0.75/0.2进汽压力mpa0.75排汽压力mpa0.2进汽温度325额定转速r/min1500功 率kw750出厂日期2008年9月6

23、 热网循环泵电泵改汽泵方案6.1 可选的改造方案热网循环泵电泵改汽泵方案根据小机排汽方式的不同可分为以下两种：方案一：小机自带乏汽冷却器；方案二：小机的排汽直接进大机热网加热器。以上两种方式各有优缺点，简要分析如下：方案一：特点：通过设置乏汽冷却器，将小机排汽用于加热热网循环水。优点是：小机的背压比较稳定，且小机的乏汽热量充分被利用，经济性好。缺点是：系统比较复杂，初投资高，占地也比较大。运行实例：华能威海电厂。 方案二：特点：不单独设置乏汽冷却器，将小机排汽直接排入大热网加热器。优点是：系统简单，初投资低，占地也小，经济性也较好。缺点是：小机背压需受控于大机热网加汽源压力，小机运行不一定在最

24、佳效率点，经济性相比方案一较差。本方案实施的前提是小机的驱动汽源参数要比大机的供热抽汽参数高。运行实例：华电章丘电厂。6.2 改造项目的系统设置6.2.1热网循环泵驱动汽源的选择根据业主的要求，本改造工程考虑先对两台热网循环泵实施电泵改汽泵的方案。2台200mw机组的供热参数为0.25mpa，238，最大供汽量为2x150t/h，额定流量是2x125 t/h。2台600mw的供热参数为0.7845mpa，338.6，最大供汽量为2x900t/h，额定流量是2x600 t/h。为了充分利用现有的条件，采用考虑3,4号机即2台600mw机组的供热汽源作为热网循环泵小机驱动汽源是比较合适的。原因是：

25、首先该供热蒸汽的参数较高，单位蒸汽量做功能力较强。而1,2号机的参数过低，不适宜作为驱动汽源；其次，3,4号机的最大供汽量较大，从额定抽汽量到最大抽汽量之间有2x300 t/h的余量。而经厂家计算，单台循环泵改汽泵后需要的抽汽量仅为47 t/h。因此驱动蒸汽量是有保障的。因此本改造工程的驱动汽源建议采用3,4号机的供热抽汽。6.2.2热网循环泵驱动小机排汽方式及排汽参数的选择根据现有的条件，本工程的小机驱动汽源采用3,4号机的采暖供汽是最佳的选项。如上所述，小机的排汽方式有两种可供选择，显然当采用方案二时只能将来自3,4号机的小机排汽引入1,2号机的对应的热网加热器，理论上本方案是可行的，但是

26、该方案存在如下问题：（1）将3,4号机来的小机排汽引入1,2号机的热网加热器时，会带来1,2号机的供热抽汽量减少。同时，为了保证对外供热能力，使得3,4号机的供热抽汽量又必须增加。最后结果是低参数的蒸汽少抽了，而高参数的蒸汽多抽，使得整个电厂的整体经济性变差。（2）这种方式还使得汽动热网循环泵的工作同时受制于1,2号机和3,4号机。任何一台机出问题时，汽动热网循环泵都得停止工作。（3）此外，即使在正常运行的情况下，也面临热网疏水回收的问题，即1,2号机中的小机乏汽疏水需打回到3,4号机中，系统复杂，控制困难。基于以上原因，因此不建议本改造项目采用方案二的小机排汽方式，而建议采用方案一的小机排汽

27、方式。此外，根据本电厂对外供热的情况，以及参考小汽机厂家的优化意见，本阶段小汽机的排汽参数设定为0.25mpa。6.2.3具体系统设置6.2.3.1热网循环泵驱动蒸汽系统热网循环泵的正常驱动蒸汽是从热网首站的3,4号机的供热抽汽管道引出的部分蒸汽，每台机组各引一支路并带一台热网循环泵。考虑到低负荷时或者其他非正常工况时供热抽汽压力可能较低达不到小机的最低进汽参数要求，因此建议本改造工程设置压力配备器将驱动蒸汽压力调整到允许的范围内。压力配备器需要的备用高压汽源选用再热热段管道来的蒸汽（再热冷段蒸汽虽然压力能满足，但是焓值较低，无法满足小机的做功要求）。小机排汽直接引到增设的乏汽冷却器，且每台小

28、机对应一台乏汽冷却器。具体系统详见附图1-驱动蒸汽及乏汽疏水系统图。6.2.3.2热网循环泵乏汽疏水系统在乏汽冷却器中，通过热网循环水的冷却，乏汽被冷却为疏水。乏汽疏水再通过乏汽疏水泵将疏水打到3,4号机对应的疏水罐中，最后统一打回到机组的除氧器中进行回收利用。具体系统详见附图1-驱动蒸汽及乏汽疏水系统图。6.2.3.3乏汽冷却器循环水系统为了充分利用乏汽余热，将部分热网循环水的回水作为冷却水引入乏汽加热器，从而实现将乏汽的余热用于加热热网循环水，实现对外供热，提供全厂的热经济性。乏汽冷却器同3,4号机的热网加热器为并列运行的方式，这一点与同采用方案一的华能威海电厂不同，威海电厂是采用串联运行

29、的方式。具体系统详见附图2-循环水系统图。6.2.3.4其它辅助系统为了控制热网循环泵小汽机的进汽温度，需要从主厂房的凝结水管道上引一路凝结水作为减温水。此外，小汽机及乏汽疏水泵也需少量的冷却水，可直接从原热网站的辅机冷却水系统中就近接出。6.3改造项目的设备及管道布置6.3.1设备布置本次改造项目的新增如下主要设备：热网循环泵驱动小汽机2台；乏汽冷却器2台；乏汽疏水泵4台；压力匹配器2台。以上设备的初步布置方案如下：2台热网循环泵驱动小汽机建议布置在热网首站零米1到3号柱之间两台热网循环泵拆除原电机的位置上。每台小汽机占地大小约为2.2x.2.0m。2台乏汽冷却器建议布置在热网首站12.6m

30、层的适当的地方，以保证乏汽疏水泵的正常运行。4台乏汽疏水泵布置在热网首站零米适当的位置。2台压力匹配器建议布置在热网首站6.3m层适当的位置。具体设备布置详见附图3-主要设备布置图。6.3.2管道布置 减温水管道和再热热段调压备用汽管道在厂区内走现有热网管架。小机驱动正常用汽管道直接从3,4号机的采暖抽汽热网首站6.3m层引出，经调压调温后进入0m的小汽机。小机排汽架空引到1号柱子外，再从首站墙外直接进到首站12.6m的乏汽加热器。具体的管道布置待下阶段给出。6.4主要设备技术参数本改造项目的主要设备技术参数如下：（1） 热网循环泵驱动小汽机数量：共2台，3，4号机分别对应1台。主要技术参数：

31、入口蒸汽参数：0.7845mpa.a，338.6，排汽参数：0.25 mpa.a,额定转速1500r/min。（2） 乏汽冷却器数量：共2台，每台小汽机对应1台。主要技术参数：卧式u型管管壳式，换热面积为450平方，换热管为tp316l。（3） 乏汽疏水泵数量：共4台，每台乏汽冷却器对应2台，一用一备。主要技术参数：流量50t/h，扬程60m，定速离心泵。（4） 压力匹配器数量：共2台，每台小汽机对应1台。主要技术参数：额定出力47t/h，出口参数：0.7845mpa.a，338.6。7 改造项目综合经济性分析7.1节能计算经计算，当采用3,4号机的采暖抽汽作为驱动汽源，且小机排汽压力为0.2

32、5mpa.a时，需蒸汽量为47t/h，此时可节省2000kw的厂用电。在额定供热工况下，为了保证对外供热不变，3,4号机每台机组需多抽约2.61t/h采暖蒸汽。在主蒸汽进汽流量一定的情况下，多抽采暖蒸汽会造成汽机发电机组出力的降低，因此本改造方案是否经济，需看节省的厂用电多还是少发的电多。根据供热机组等效焓降法节能理论，经过计算，节能数据如下：单台汽动热网循环泵节能数据（额定供热工况）项目数据主蒸汽流量（t/h)1783余热利用前新蒸汽的等效热降(kj/kg)896.1 采暖利用小时数(h)4320（6个月）多耗采暖抽汽量（t/h)2.61引起的做功减少量(kj/kg)1.06 考虑换热系数后

33、的做减少量(kj/kg)0.84 电机及机械传递效率0.975 引起的电机减少的发电功率（kw)403.64 采用汽动热网循环水泵节省的电功率（kw)2000.00 总的节省电电功率（kw)1596.4 整个采暖季节省的电量（kwh）6896280.4 上网电价（元/kwh)0.35每台机组年收益（万元/a)241 注明：以上数据是基于业主提供的热平衡图（额定供热工况）。从上表可以看出，采用汽动热网循环泵时，可以取得较好的经济效益。单台汽动热网循环泵在整个采暖期满负荷运行时可节省约690万度电厂用电，节省电费约240万元。7.2投资估算表及设备、材料明细表7.2.2设备、材料明细表设备、材料明

34、细表序号名 称规格型号单位数量备注一、设备1驱动小汽机及附属设备入口蒸汽参数：0.7845mpa.a，338.6，排汽参数：0.25 mpa.a,额定转速1500r/min套2包括备品备件。2乏汽冷却器卧式u型管管壳式，换热面积为450平方，换热管为tp316l套2包括放水放气门以及仪表设备3压力匹配器额定出力47t/h套24乏汽疏水泵流量50t/h，扬程60m，定速离心泵台4二、循环水侧阀门1乏汽冷却器循环水进出口电动关断阀dn350/pn1.6件4国产三、蒸汽侧阀门1小机排汽管道电动关断阀dn500/pn1.0件2国产2小机排汽管道止回阀dn500/pn1.0件2国产3压力匹配器出口安全阀a48y-16c/dn150件2国产4再热热段来备用蒸汽管道电动关断阀dn125/p4.88 t547件2国产5再热热段来备用蒸汽管道手动关断阀dn125/p4.88 t547件2国产6采暖抽汽至压力匹配器管道电动关断阀dn300/pn1.6件2国产四、疏水侧阀门1乏汽疏水管道手动关断阀dn100/pn1.