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1、热电厂利用吸收式热泵提取余热供暖方案可行性研究报告1、提出的背景及改造的必要性1.1 项目提出的背景国电江南热电有限公司位于吉林市，于 2011 年竣工，已试运行近一年。装机容量 330MW2，设计供暖面积 1060 万平米，远期规划供暖面积 1200 万平米。随着城市的快速发展，实际需要的供暖面积很快超过电厂的设计供暖能力，如继续增加供暖面积，电厂热能输出不足。目前电厂两台冷却塔冬季散失到大气中的余热量约 452MW，利用现有的供暖系统的蒸汽作为驱动能源，通过吸收式热泵技术全部回收利用，理论上最大将增加 900 万平米的供暖面积。同时，由于回收了余热，减少了热损失，提高了煤炭利用率。一方面，
2、城市的快速发展有一个巨大的供暖缺口，另一方面，电厂冷却塔的热量白白散失掉，而目前又有成熟的技术可以将这部分余热用于供暖。冷却塔余热用于建筑供暖，对当地政府来说，减少了锅炉容量，减少了煤炭消耗，减少了有害气体的排放，对于完成地区节能指标有巨大的帮助；对当地百姓而言，冬季能保证供暖，生活有保障，同时，减少煤炭消耗，当地大气环境会有很大的改善；1对于热电厂来说，没有增加煤炭消耗的情况下，增加了供热能力，降低了运行成本。进行余热回收利用改造，政府、百姓和电厂三方都会受益，这就是江南热电厂提出节能改造的背景。1.2 项目进行的必要性（1）随着城市的快速发展，供暖面积出现了较大的缺口，超出了原供暖设计能力
3、。有供热潜力的企业，有必要进行节能改造，挖掘潜力，满足城市发展的需要。（2）热电厂冷却塔余热白白散失掉，回收后用于供暖，降低了电厂综合煤耗， 增大了电厂供暖能力，减少了区域二氧化碳等有害气体及粉尘的排放等，一举多得。（3）利用吸收式热泵提取余热供暖技术是十分成熟的技术。（3）经实地考察和论证，江南电厂完全具备节能改造的施工条件。（4）节能公司愿意以合同能源管理形式投资建设，无需电厂筹集资金，风险由节能公司承担。电厂不承担风险，但参与节能收益分成。1.3 调查研究的主要依据、过程及结论调研的主要依据：电厂供暖设计参数、20112012 年供暖季实际运行参数及供暖面积和指标、供暖计量和收费、供暖水
4、流量、温差、蒸汽压力就流量记录表、电厂主要设备铭牌参数等、冷却塔循环水量及温差等。江南热电厂去年供暖面积 800 万平米，供暖期 10 月 25 日到 4 月 9 日，共166 天。月温份度供回水温度()2011-2012 换热首站采暖季各个时段供、回水实际运行情况如下：10 月11 月12 月1 月2 月3 月4 月60/3770/3885/4090/4075/3060/3250/301#机组抽汽压力 0.12MPa(表压)，2#机组抽汽压力 0.24MPa。过程：与电厂热工、供暖、运营方面的座谈、调阅汽轮机、供暖系统运行记录、实地调查厂房供暖设备及流程、管线情况、余热利用系统机房选址等。2
5、结论：冷却塔余热资源量巨大，两台冷却塔余热资源量最大可达 452MW。现有供暖系统所用蒸汽量可以用作吸收式热泵的驱动源。考虑现有管线输送能力及供暖缺口，初步确定余热提取 120MW，配备吸收式热泵 300MW。热泵消耗蒸汽 264 吨/小时，原汽水换热器消耗蒸汽 440 吨。改造后消耗 704 吨/小时蒸汽，供热能力可达 623MW，按 50W/m2的单位面积热负荷，可供暖面积约为 1246 万平米。改造前，消耗同样的蒸汽，供热功率为519MW，供暖面积约为 1038 万平米。改造后，不多消耗蒸汽的情况下，增加供暖面积 240 万平米。技术可行。现场具备施工条件。投资 19462 万元，每年节
6、能收益 8290 万元，静态投资回收期 2.35 年。1.4 通过项目的实施解决哪些问题通过利用吸收式热泵回收冷却塔余热，可以解决以下问题（1）增加供暖面积 240 万平米；（2）可以关闭一个冷却塔；（3）提高燃煤利用率，降低热电综合煤耗；（4）每年节约标煤消耗 60772 吨，减排碳粉尘 41325 吨、二氧化碳 151505吨、二氧化硫：45579 吨、氮氧化物：2279 吨。2、方案论证2.1 节能改造方案描述本项目选择第一类蒸汽型吸收式溴化锂热泵，应用于吉林市江南电厂2*330MW 供热机组循环水余热供热利用项目，余热水为一台 330MW 热电联产汽轮发电机组循环冷却水，另一台机组循环
7、冷却水做为备用可切换；驱动蒸汽从本机组采暖抽汽抽取，热泵承担基础负荷，原有热网加热器做为尖峰备用。驱动热泵后剩余机组采暖抽汽量可满足尖峰期加热器二次加热需求。3（1）冬季运行条件为：一台汽轮机按照最大采暖抽汽工况运行，一台机组满足工业抽汽，严寒期利用满足工业抽汽的汽轮机补充一定量的采暖抽汽。（2）余热水凝汽器循环水温差为10；设计循环冷却水循环温度为20/10；凝汽器总排汽热量负荷为：14018万kcal/h，即为163MW。（3）蒸汽抽汽绝对压力：0.34MPaA（用2号机组采暖抽汽），考虑沿程压力损失设计热泵入口蒸汽绝对压力为0.30MPaA。最大采暖工况，汽轮机抽汽为500t/h2。（4
8、）采暖水设计条件现有城市供暖水管道为DN1200；以全部回收一套汽轮机排汽冷凝热为设计标准。一次网回水温度为：40，出水温度根据供暖负荷进行调整，出水温度要求越高越好。设计采暖热负荷指标50W/热泵参数条件:余热水进水温度（）20余热水出水温度（）10五段抽汽压力（MPa 绝压）0.34（热泵进口按 0.30）五段抽汽温度（）240.9热网水回水温度（）40热网水热泵出口温度（）65（二次加热90）热网循环水量（t/h）11500热泵 COP 保证值1.65热泵单机供热量（MW）30热泵蒸汽疏水温度（ ）饱和温度余热水(城市中水)侧污垢系数（m2/kW） 0.172热网(软化水)水侧污垢系数（
9、m2/kW）0.086 耗电量(KW)50长宽高 9200366055004方案思路：600MW 分成两个阶段。按照尖峰负荷的设计参数，我们设计热网循环水的流量为 10320t/h。供回水温度 90/40，则热电厂的供热尖峰负荷为 600MW。把热电厂的供热尖峰负荷第一个阶段：把热网 40的回水加热到 65，负荷为 300MW，占热电厂供热尖峰负荷的 50%，称为基本负荷，运行 166 天，由吸收式热泵机组来承担。热泵可回收的余热量为 120MW；第二个阶段：把 65回水加热到 90，负荷为 300MW，占整个尖峰负荷的50%，称为尖峰负荷，其运行工况参数根据一次热网供热的实际情况进行调节，
10、由尖峰加热器来承担。采用同方的吸收式热泵机组，用电厂 0.34MPa 的五段抽汽作为驱动热源，从20/10的循环冷却水中提取热量，将热电厂首站换热器二次侧的 40回水加热到 65后再进入首站换热器，然后再用部分 0.34MPa 的五段抽汽将它们加热到 90后去供暖。根据回收循环冷却水的余热量 120MW 和进出水温度 20/10来计算，则需要的余热水的流量为 10320t/h。即循环冷却水按照 10320t/h、供回水温度 20/10 进行封闭运行。优化设计一下，也可以按照 14000t/h、供回水温度 20/12.6进行封闭运行。设计一个塔的循环冷却水全部进热泵机组进行考虑,形成循环冷却水闭
11、式循环。这样一方面可以最大程度地提取余热，另一方面，可以防止开式循环水质对热泵机组长期运行的影响,解决冷却塔飘水损失问题。在流程设计方面，我们把两个供热阶段设计成串并联的方式，通过阀门切换,既可以用热泵系统单独供暖,也可与原汽水换热器联合供暖。一旦余热回收机组出现故障,还可以恢复成原有的汽水换热器供暖。这样设计的流程就充分考虑了系统的安全性和灵活性。流程图如下：5供热系统参数设计同方热泵系统设计参数如下： 总台数：10 台总供热量： 300MW热水进出口温度：40/65 热水总流量：10320t/h蒸汽总耗量：264t/h余热总回收量：120MW余热水总进出口温度：20/12.6 余热水总温差
12、：7.4余热水总量：14000t/h供暖热水在 6590时采用蒸汽来加热： 尖峰加热器供热负荷：300MW蒸汽消耗：440t/h热泵系统尖峰负荷时蒸汽消耗量为 264+440=704t/h。再考虑到工业抽汽 30t/h.则该热电厂目前可用的采暖蒸汽量为：5002=1000t/h704t/h。62.2 改造后预期达到的效果（1）不改变汽轮机运行参数的情况下，扩大供暖面积 240 万平米；（2）可以关闭一座冷却塔，减少飘水损失；（3）降低热电综合煤耗，年节约标煤 60772 吨，减排碳粉尘 41325 吨、二氧化碳 151505 吨、二氧化硫：45579 吨、氮氧化物：2279 吨。2.3 适合的
13、备选方案及建议备选方案：供暖期适当提高背压，提高循环冷却水上塔温度到 40左右，下塔 30左右，吸收式热泵输出温度可达 85左右，基本无需汽水换热器二次加热。根据设计抽气量，理论上可将两个冷却塔余热全部回收，回收余热452MW，增加供暖面积 900 万平米。这种方案，部分改变了汽轮机的运行参数，项目执行起来，来自上级管理层的阻力较大。提高循环水温度，会降低凝汽器真空度，影响发电量。但综合收益较高。建议：鉴于目前尚无如此大的供暖需求，并且热力管网输送能力有限，可作为远期方案。2.4 工程方案2.4.1 热泵房总布置本项目将建设独立的热泵站房，将循环冷却水余热回收项目所有新增设备全部布置在热泵房内
14、，在热泵站房一端的一侧布置水工专业的泵房和管道，另一侧为热控专业和电气专业的电子设备间。热泵站房另一端布置疏水罐。2.4.2 热机部分在 2 号机组现有通往 4 个汽水换热器的蒸汽管线上增加三通换向阀，通过连接管线送往热泵机房，同样，凝结水管也设置三通换向阀，与热泵机房的凝结水泵相连接。本项目从热用户返回的热网水首先进入热泵机组，加热到 65，作为第一级加热，然后再通往 1 号机组的汽水换热器，利用蒸汽二次加热，达到 90后再进入供水母管。7本项目热泵系统热水系统会增加阻力损失约 8mH O，系统一次网热水泵扬程2一般选为130米，热水系统增加的阻力较小，在厂内可以利用系统热水循环泵。循环水部
15、分的改造，是在 2 号机组出入凝汽器的总管线上分别设置三通换向阀，引入热泵机房。2 号冷却塔循环水管线上塔前设置一分流阀，当供暖负荷不大，热泵不足以全部吸收循环水余热时，部分循环水通过分流阀进入水池，散热后返回循环水母管。2.4.3 生产、生活给排水为满足换热站运行维护要求，建筑物内设置有卫生间。室内给水就近从室外原有给水管网引接，排水就近接入室外原有排水管网。2.4.4 热工自动化部分本项目设计范围包括：循环水管道接入系统、热网水管道系统、蒸汽系统、汽水换热系统、电气热控等，并为江南热电机组循环水余热回收利用项目提供自控及电控系统（含传感器系统、电动阀门系统、PLC 控制系统、电控柜系统、计量系统、网
