热电厂利用吸收式热泵提取余热供暖方案项目可行性论证报告.doc
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1、国电吉林江南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1
2、12.8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
3、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2126 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
4、。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(1)随着城
5、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
6、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:月份温度10月11月12月1月2月3月4月供回水温度()60/3770/3885/4090/4075/3060/3250/30 1#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
7、统机房选址等。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,每年节能收益8290万元,静
8、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,另一台机组循环冷却水做为备用可切换;驱动蒸汽从本机组采暖抽汽抽
9、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道为DN1200;
10、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)0.086耗电量(KW)
11、 50长宽高 920036605500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
12、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
13、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: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:30
14、0MW 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。2.2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
15、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,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
16、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。本项目热泵系统热水系统会增加阻力损失约 8mH2O,系统一次网热水泵扬程一般选为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
17、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、网络能源管理系统、优化控制软件系统、照明系统等),以保证此供热系统的安全可靠运行。热泵机组本身配备有完备的监测与控制系统,除此之外,本项目考虑在热泵机房设立DC
18、S控制系统和计算机终端,并将信号通过光纤传往主控室。2.5电气部分2.5.1 主要设计原则1) 厂用电系统采用6kV和0.38/0.22kV两级电压。低压厂用变压器和容量大于等于200kW的电动机负荷由6kV供电,容量小于200kW的电动机、照明和检修等低电压负荷由0.38/0.22kV供电。2) 在正常的电源电压偏移和厂用负荷波动的情况下,厂用电各级母线的电压偏移应不超过额定电压的5%。3) 最大容量的电动机(给水泵电动机)正常起动时,厂用母线的电压不低于额定电压的80%。4) 高压母线起动最大电动机和低压动力中心发生三相短路时,不使高压母线上其它运行电动机停转和反应电压的装置误动作。5)
19、高低压厂用工作变压器的容量选择按照“大火规”进行。6) 低压厂用系统供电方式采用暗(互为)备用动力中心(PC)和电动机控制中心(MCC)的接线方式,低压厂用变压器、动力中心(PC)和电动机控制中心(MCC)成对设置,建立双路电源通道。2台低压厂用变压器间互为备用,手动切换。根据火力发电厂厂用电设计技术规定(DL/T-5153-2002)的规定,容量75kW及以上的电动机由动力中心(PC)供电,75kW以下的电动机由电动机控制中心(MCC)供电。成对的电动机控制中心(MCC)由对应的动力中心(PC)单电源供电,成对的电动机分别由对应的动力中心(PC)和电动机控制中心(MCC)供电。7) 厂用电系
20、统内各级保护元件,在各种短路故障时能有选择的动作。2.5.2用电负荷根据工艺推荐方案,本工程新增主要用电设施为热泵机组,用电负荷等级为二级、电力负荷预测见表2-1。表2-1 新增电力负荷预测表序号名 称数量实用总容量 (kW)备 注1热泵机组10台260三相2热水增压泵5台7000三相3凝水增压泵1台37三相小 计72972)供配电方案由上可知,新增电负荷最多为7297KW,因此需再进行小量扩容。2.6.消防部分由于本项目建于正在运行中的电厂厂区内,电厂在设计中已具有完整的消防灭火系统和消防报警设施。根据相关消防设计规范和“以防为主、消防结合”的设计原则,同时基于本项目的热泵房所在区域内,其相
21、关建(构)筑物的布置间距和消防通道设计均满足消防设计规范的要求。热泵房的火灾危险性分类为“戊”类,耐火等级为二级。基于上述,在热泵房、疏水泵房以及配电控制室内除设置感烟感温组合型火灾探测器外,同时配置移动灭火器即可满足消防设计规范要求。室外消防则充分利用电厂现有的室外消防给水管网和室外消火栓。本项目的消防监测报警控制信号的布置与其热泵控制系统一并考虑。2.7建筑结构部分2.7.1 热泵机房位置及结构江南电厂循环水余热利用工程的主要建、构筑物设置在厂内靠近2#机组厂房旁边空地,建有单层吸收式热泵房一座,厂房内设有电子设备间、地下疏水泵坑, 厂区设有H型钢管道支架及钢筋混凝土管道支墩等。建筑结构方
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