热电厂利用吸收式热泵提取余热供暖方案项目可行性研究报告书.docx
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热电厂利用吸收式热泵提取余热供暖方案项目可行性研究报告书
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3
1.1项目提出的背景3
1.2项目进行的必要性3
1.3调查研究的主要依据、过程及结论4
1.4通过项目的实施解决哪些问题5
2、方案论证5
2.1节能改造方案描述5
2.2改造后预期达到的效果8
2.3适合的备选方案及建议8
2.4工程方案9
2.4.1热泵房总布置9
2.4.2热机部分9
2.4.3生产、生活给排水9
2.4.4热工自动化部分9
2.5电气部分10
2.5.1主要设计原则10
2.5.2用电负荷10
2.6.消防部分11
2.7建筑结构部分11
2.7.1热泵机房位置及结构11
2.7.2设计基本数据11
2.8是否需要停机停炉或结合机组大、小修等12
2.9技术、经济可实时性、合理性12
2.10投资费用、效益作出综合比较12
3、项目规模和主要内容13
3.1项目方案及内容综述13
3.2工程计划开竣工时间14
3.3项目范围15
3.4项目的主要设备材料构成15
3.5设备性能和有关参数16
3.6环境保护措施、治理方案及对环境保护的评价17
3.6.1环境保护设计依据17
3.6.2采用的环境保护标准17
3.6.3环境影响分析及防治措施18
3.6.3.1本项目环境影响分析18
3.6.3.2噪声治理18
3.6.3.3职业危害防护18
4、工程实施条件18
4.1热泵工程项目用地情况18
4.2设计、施工单位的选择18
4.3工程施工周期19
5、投资估算表及设备、材料明细表19
5.1设计依据19
5.2投资估算表20
6、经济效益分析21
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330MW×2，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、2011－2012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（℃）
60/37
70/38
85/40
90/40
75/30
60/32
50/30
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/h×2。
（4）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（m2℃/kW）0.086
耗电量（KW）≤50
长×宽×高≤9200×3660×5500
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65℃～90℃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：
500×2=1000t/h＞704t/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DCS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）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
7297
2）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。
建筑结构方案确定本着“安全适用、技术先进、经济合理”的原则，选用合理的建筑、结构型式。
热泵机房（变配电室与机房合建）建筑结构形式为彩钢结构，建筑面积约1200m2，设备基础采用C15砼或C20砼现浇。
2.7.2设计基本数据
抗震设防烈度：
根据《中国地震动参数区划图》（GB18306-2001），厂址区的抗震设防烈度为8度，设计基本地震加速度值为0.2g，设计地震分组为笫二组。
根据《建筑抗震设计规范》判定，厂址区的建筑场地类别为Ⅲ类，属于建筑抗震有利地段。
本工程所有建、构筑物抗震设防分类按丙类标准设防。
2.8是否需要停机停炉或结合机组大、小修等
冷却水循环系统需加装三通换向阀和水泵变频改造，需要结合机组大修进行。
供暖主管网的连接改造只要在非采暖期改造即可，无需停机，也无需结合大小修。
目前，2号机组正在大修中，可以预先在设定的位置安装好三通换向阀等，即便以后在热泵安装时机组已经运行，再连接时也无需停机。
2.9技术、经济可实时性、合理性、存在问题和解决办法；
清华同方的低温余热回收技术，能将该厂原来放散到环境中去的冷却塔循环水的余热进行回收，经过余热回收机组加热采暖水后,用于冬季采暖，在保证原有供热面积的同时,可节省大量原来用于供暖的蒸汽，而节省的蒸汽又可用来发电或者用来扩大供热面积产生收益，同时也可使机组处于安全的运行工况下。
该套系统已经在多个电厂运行，技术成熟可靠。
清华同方设计在冬季供暖期，对其中一台汽机的循环冷却水塔采用封闭运行，通过同方川崎的吸收式热泵机组来提取其余热120MW进行供暖。
该系统配置的供热总容量为300MW（单台供热量为30MW）。
另一台机组循环水、采暖蒸汽作为备用。
目前城市发展迅速，供暖缺口较大，市场有需求；电厂有余热可利用，余热利用技术又成熟可靠；电厂场地及管线情况具备改造的条件；而且投资效益极佳，一般投资回收期在3年左右。
2.10投资费用、效益作出综合比较
项目运行后，回收余热120MW，在不增加蒸汽消耗的情况下，扩大供暖面积240万平米。
项目总投资：
19462万元；
年节能收益：
8290万元；
静态回收期：
2.35年
本项目实施后，年节省标煤消耗为60332吨，可降低发电煤耗为23gce/KWh.台.年（按照年发电8000小时计算）。
社会效益也非常显著！
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。
3、项目规模和主要内容
3.1项目方案及内容综述
清华同方的低温余热回收技术，能将该厂原来放散到环境中去的冷却塔循环水的余热进行回收，经过余热回收机组加热采暖水后,用于冬季采暖，在保证原有供热面积的同时,可节省大量原来用于供暖的蒸汽，而节省的蒸汽又可用来发电或者用来扩大供热面积产生收益，同时也可使机组处于安全的运行工况下。
清华同方设计在冬季供暖期，对其中一台汽机的循环冷却水塔采用封闭运行，通过同方川崎的吸收式热泵机组来提取其余热120MW进行供暖。
该系统配置的供热总容量为300MW（单台供热量为30MW）。
另一台机组循环水、采暖蒸汽作为备用。
低温余热利用技术中的关键设备是热泵技术，热泵按热源获取来源的种类，热泵可分为：
水源热泵，地源热泵，空气源热泵，双源热泵（水源热泵和空气源热泵结合）；按实现热量转移的方法，热泵可分为：
压缩式热泵，吸收式热泵。
本项目是利用冷却循环水为低温热源，属水源热泵；利用蒸汽为驱动热源，属吸收式热泵。
因此，本项目采用的是第一类蒸汽型吸收式热泵。
吸收式热泵是一种能使热量从低温物体转移到高温物体的能量利用装置。
恰当地利用吸收式热泵可以把那些不能直接利用的低温热能变为有用的高温热能，从而提高热能利用率，节约大量燃料。
第一类吸收式热泵是以消耗一部分温度较高的高位热能为代价，从低温热源吸取热量供给用户。
图3-1蒸汽型溴化锂吸收式热泵循环原理
第一类吸收式热泵主要由再生器、冷凝器、蒸发器、吸收器和热交换器等组成，按驱动热源的不同（驱动热源有蒸汽、100℃以上热水、燃气和燃油）又可分为蒸汽型/热水型和直燃型。
目前常用的是溴化锂吸收式热泵，溴化锂吸收式热泵以水为制冷剂，以溴化锂溶液为吸收剂。
水在常压下100℃沸腾、蒸发，在5mmHg真空状态下4℃时蒸发；溴化锂溶液是一种记忆吸收水（蒸汽）、化学性质稳定的物质，在温度越低、浓度越高时吸收能力越强。
溴化锂吸收式热泵就是利用此性质。
水在蒸发器中吸收热源水的热量蒸发变成蒸汽，被溴化锂浓溶液在吸收器中吸收变成稀溶液，同时放出吸收热，实现水的一次升温；稀溶液被送到再生器，被高温热源加热浓缩成浓溶液，进入吸收器。
再生器产生的水蒸汽进入冷凝器与温水换热，冷凝成水进入蒸发器；温水在冷凝器中被加热实现二次升温，如此反复循环。
蒸汽型溴化锂吸收式热泵循环原理见图3-1。
第一类吸收式热泵的控制方式为以回水温度为控制信号，控制机组的工作负荷。
自动调整范围为10~100%。
3.2工程计划开竣工时间
2012.8.30－2012.12.30
3.3项目范围
本次节能改造工程项目的范围只涉及2号冷却塔余热回收，回收热量后先加热供热回水从40℃升高到65℃，然后再利用原汽水换热器升高到90℃。
工程范围只限厂内，主要包括：
2号机组部分蒸汽管线的连接改造、供热主管线的连接改造、2号冷却塔循环水管线改造、热泵机组及相关配电及控制系统的安装、机房的建设等，对1号机组及冷却循环系统不做改动。
3.4项目的主要设备材料构成
设备名称
规格
数量
单位
备注
RB0.25-30-20/12.6-40/65
30MW
10
台
同方川崎
余热水泵
流量19420m3/h
扬程：
23mH2O
功率：
1700KW
2
台
1用1备，原有
变频改造
供热水泵
流量：
2300m3/h
扬程：
161mH2O
功率：
1400KW
4
台
4用，原有
供热水泵
流量：
2300m3/h
扬程：
161mH2O
功率：
1400KW
1
台
新增，变频
减温系统
5
套
管道和保温
2000
米
凝结水箱
300m3
1
项
凝结水泵
流量：
240m3/h
扬程：
32mH2O
功率：
37KW
2
台
1用1备
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）
1
套
手动阀门和管件等
1
项
机房土建和装修（1200㎡）
1
项
3.5设备性能和有关参数
吸收式热泵机组技术参数
机组型号
RB0.5-30-30/25-40/65
机组容量
kW
30000
热水
进口温度
℃
40
出口温度
℃
65
流量
m3/h
1725
压力损失
kPa
145
余热水
进口温度
℃
20
出口温度
℃
10
流量
m3/h
2022
压力损失
kPa
120
蒸汽
压力
Mpa
0.5
凝水温度
℃
90
消耗量
kg/h
26700
接管口径
热水接管
mm
4
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