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1、国电吉林江南热电厂国电吉林江南热电厂利用吸收式热泵提取余热供暖方案利用吸收式热泵提取余热供暖方案可行性研究报告可行性研究报告北京华清卓克节能科技有限公司北京华清卓克节能科技有限公司 同方人工环境有限公司同方人工环境有限公司 20122012 年年 8 8 月月 6 6 日日目 录1、提出的背景及改造的必要性.31.1 项目提出的背景.31.2 项目进行的必要性.31.3 调查研究的主要依据、过程及结论.41.4 通过项目的实施解决哪些问题.52、方案论证.52.1 节能改造方案描述.52.2 改造后预期达到的效果.82.3 适合的备选方案及建议.82.4 工程方案.92.4.1 热泵房总布置.
2、92.4.2 热机部分.92.4.3 生产、生活给排水 .92.4.4 热工自动化部分.92.5 电气部分102.5.1 主要设计原则102.5.2 用电负荷 102.6.消防部分 .112.7 建筑结构部分112.7.1 热泵机房位置及结构112.7.2 设计基本数据112.8 是否需要停机停炉或结合机组大、小修等122.9 技术、经济可实时性、合理性122.10 投资费用、效益作出综合比较.123、项目规模和主要内容133.1 项目方案及内容综述133.2 工程计划开竣工时间143.3 项目范围153.4 项目的主要设备材料构成153.5 设备性能和有关参数163.6 环境保护措施、治理方
3、案及对环境保护的评价173.6.1 环境保护设计依据173.6.2 采用的环境保护标准173.6.3 环境影响分析及防治措施183.6.3.1 本项目环境影响分析183.6.3.2 噪声治理183.6.3.3 职业危害防护.184、工程实施条件184.1 热泵工程项目用地情况184.2 设计、施工单位的选择184.3 工程施工周期195、投资估算表及设备、材料明细表195.1 设计依据195.2 投资估算表206、经济效益分析211 1、提出的背景及改造的必要性、提出的背景及改造的必要性1.11.1 项目提出的背景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
4、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，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
5、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；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。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
6、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。1.31.3 调查研究的主要依据、过程及结论调查研究的主要依据、过程及结论调研的主要依据：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
7、积 800 万平米，供暖期 10 月 25 日到 4 月 9 日，共 166 天。 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月供回水温 度()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：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。结论结论：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
8、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。月份温度投资 19462 万元，每年节能收益 8290 万元，静态投资回收期 2.35 年。1.41.4 通过项目的实施解决哪些问题通过
9、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 2、方案论证、方案论证2.12.1 节能改造方案描述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，另一台机组循环冷却水做为备用可切换；驱动蒸汽
10、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。（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）采暖水设计条件现有城市供暖水管
11、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（m2/kW
12、）0.086耗电量(KW) 50长宽高 920036605500方案思路：方案思路：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600MW 分成两个阶段。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，由尖
13、峰加热器来承担。采用同方的吸收式热泵机组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,
14、形成循环冷却水闭式循环。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：供热系统参数设计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
15、温度：20/12.6余热水总温差：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。2.22.2 改造后预期达到的效果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
16、：45579 吨、氮氧化物：2279 吨。2.32.3 适合的备选方案及建议适合的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。2.42.4 工程方案工程方案2.4.12.4.1
