优质京能石电循环水余热利用工程项目可行性研究报告.docx
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优质京能石电循环水余热利用工程项目可行性研究报告
京能石电循环水余热利用工程项目可行性研究报告
1.0概述
随着北京世界大都市进程加快、城市发展和居民生活水平的提高。
北京冬季供暖能源需求将继续增加，采暖供热的供需矛盾将日趋凸现。
而热电联产的热电厂如何将原有对外供热量和热电厂的效率提高也已提到日程。
尽管热电厂多种废热排汽可以回收，现只将电厂循环水余热进行利用，实现能源的高效利用符合国家“节能减排”的国策。
北京京能石景山热电厂现装机4x200MW，全部为供热机组，承担北京地区3200万平方米的供热任务。
据2009~2010年供热季节运行数据显示，四台机组整个采暖季平均抽汽量已接近额定抽汽量。
在严寒期已达到甚至超过额定抽汽量，说明电厂供热能力已经受限，特别是首钢搬迁后京能热电厂南线热负荷急剧增加，如若增加供热面积，必须增加新热源。
电厂机组做完功后，经凝汽器循环水带走热量，排入冷却水塔，运行数据显示，全厂每小时通过冷却水塔排出热量为1440GJ，相当于50吨标准煤的发热量，若将这部分排入大气热量回收,采用吸收式热泵技术，即解决了部分热源不足问题，增加电厂供热量从而使电厂产生巨大的经济效益和社会效益。
1.1设计依据和设计范围
1.1.1设计依据
1）北京创时能源有限公司与国电华北电力设计院北京设计事务所签订的（北京京能石景山热电厂循环水余热厂利用工程）可行性研究设计合同。
2）2010年4月北京创时能源有限公司编制的“京能热电循环水余热回收项目初步技术方案”。
3）2010年5月华北电力设计院工程有限公司编制的北京京能石景山热电厂循环水余热利用工程初步技术方案（A版）。
4）华北电力设计院原设计的石景山热电厂各专业施工图、竣工图。
5）京能热电厂提供的运行数据。
1.1.2设计范围
1）在220KV变电装置平台下布置10台热泵和循环水管道，汽水管道，疏水管道的连接。
2）将4号机循环水回水管经升压泵引入热泵放热，放热后循环水再进入凝汽器吸热，采用闭式循环返复运行。
3）新设循环水升压泵房，包括设备选型，设备布置和有关专业设计。
4）增加两台基本加热器，包括设备选型，设备布置和有关专业设计。
5）余热利用项目厂用电6000V380V电气连接方式。
6）设置必要的测量仪表对各介质压力，温度，流量进行测量。
7）为保障设备和管道安全运行，化学专业应对闭式循环水质进行论证。
8）循环水升压泵房、凝结水泵坑、热泵站结构设计
9）京能集团提出的4台机组循环水系统由并联改为串联系统。
10）投资估算及经济效益分析。
1.2工作过程
2010年4月中旬北京创时能源有限公司和华北电力设计院工程有限公司共同到京能石景山热电厂，洽谈循环水余热利用有关问题，创时能源有限公司并提供了京能循环水余热利用项目初步技术方案，并看了现场，之后华北电力设计院工程有限公司曾两次出版了“京能热电循环水余热回收工程设计初步技术方案设计”,并向京能集团进行了汇报。
2010年5月中旬北京创时能源有限公司委托我院进行京能石景山热电厂循环水余热利用项目可行性研究阶段设计。
2.0设计基础资料
2.1厂址位置
京能石景山热电厂地处北京西郊石景山工业区，距离市中心约25km，厂区三面为铁路环抱，东临首都钢铁厂（即将拆除）及城市规划道路，西靠丰沙干线及永定河，厂区地形狭长，厂区地形标高为90.5-91.50m，不考虑百年一遇洪水问题。
2.2地址、地震、水文气象
2.2.1工程地质
该厂位于永定河北岸，厂区内大部分范围原为永定河河床，相对地势较低。
由于近十年来的逐步回填，地面高程发生了相对变化。
地势平坦，地层主要为素填土和卵石，其分布规律比较稳定，只是局部见有杂土。
北京地区土壤标注冻结深度0.8m。
2.2.2地震
根据国家地震局“中国地震烈度区规划图（1992）”，北京地区抗震设防烈度为8度。
2.2.3水文气象
2.2.3.1气温
1）多年平均气温11.8℃。
2）多年极端最高气温42.2℃（1961年6月10日发生）
3）多年极低气温-22.9℃（1966年2月22日发生）
4）多年最热月（7月份）
平均气温25.7℃
5）多年最冷月（1月份）
平均气温-4.2℃
2.2.3.2湿度
1）多年平均相对湿度56%
2）多年最大月平均相对湿度87%（1976年7月发生）
3）多年最小月平均相对湿度24%（1963年1月发生）
4）多年8月平均相对湿度79%
5）多年1月平均相对湿度39%
2.2.3.3降水
1）多年平均降水量626.4mm
2）多年月最大降水量473.5mm（1973年7月发生）
3）多年一日最大降水量161mm（1985年8月25日）
4）多年最长连续降水量285.4mm（1973年8月2日-8月21日）
5）多年最长连续降水日数124天（1984年10月10日-1985年3月12日）
2.2.3.4风速
多年平均风速2.5m/s
2.2.3.5冻土深度
多年最大冻土深度68cm（1968年2月发生，共5天）
2.2.3.6积雪深度
多年最大积雪深度22cm（1959年2月25日发生天）
2.2.3.7主导风向
多年平均主导风向：
全年为南风和西北风。
夏季为南风，冬季为西北风。
2.2.3.8最大风速
30年一遇10m高10分钟平均最大风速为25.4m/s。
2.3循环水水质
目前电厂循环水采用城市再生水，经再生水厂进一步处理后供应京能石景山热电厂。
循环水水质见表2-1、表2-2
表2-1城市再生水水质全分析数据
序号
项目
单位
数据
1
PH（25℃）
7.27～7.80
2
电导率（25℃）
μs/cm
1080～1208
3
总硬度
mmol/L
6.0～7.3
4
总碱度
mmol/L
2.5～3.9
5
溶解性总固体
mg/L
480～812
6
悬浮物（SS）
mg/L
1.6～72.2
7
COD（cr）
mg/L
11.0～76
8
氨氮（以N计）
mg/L
0.6～1.2
9
SO42-
mg/L
33.6～128.8
10
Cl--
mg/L
105～120
11
PO43-
mg/L
0.7～1.6
12
Ca2+
mg/L
40.5～87.4
13
Mg2+
mg/L
8.1～65.1
14
Cu2+
μg/L
1.14～28.0
15
全硅（以SiO2计）
mg/L
5.2～18.6
16
胶体硅
mg/L
2.0～12.4
表2-2循环冷却水水质全分析数据
序号
项目
单位
数据
1
PH（25℃）
8.47～8.80
2
电导率（25℃）
μs/cm
2030～3208
3
总硬度
mmol/L
10.7～18.5
4
总碱度
mmol/L
4.18～8.5
5
溶解性总固体
mg/L
1059～1796
6
悬浮物（SS）
mg/L
2.2～164
7
COD（cr）
mg/L
22.5～35
8
氨氮（以N计）
mg/L
0.66～2.3
9
SO42-
mg/L
162～373
10
Cl--
mg/L
220～388
11
Ca2+
mg/L
128～2.42
12
Mg2+
mg/L
13.5～205
13
Cu2+
μg/L
1.5～52.7
14
全硅（以SiO2计）
mg/L
20～38.5
15
胶体硅
mg/L
0.29～25.4
2.4煤质资料
表2-3煤质分析
名称
项目
符号
单位
设计煤种
校核煤种
工
业
分
析
全水份
WyQ
%
8.10
8.23
内在水份
Wynz
%
1.47
2.80
灰份
Ay
%
26.24
29.61
挥发份
Vy
%
27.13
39.84
低位发热量
Qydw
kJ/kg
（kcal/kg）
19678（4700）
18646（4410）
元
素
分
析
碳
Cy
%
51.44
47.25
氢
Hy
%
3.35
3.54
氧
Oy
%
9.86
9.99
氮
Ny
%
0.60
0.78
硫
SyQ
%
0.41
0.60
可磨系数
K
1.18
1.16
灰熔点
T1
℃
>1500
>1500
T2
℃
>1500
>1500
T3
℃
>1500
>1500
表2-4灰分析资料
名称
项目
符号
单位
设计煤种
校核煤种
煤
灰
成
分
烧失量
%
0.57
二氧化硅
SiO2
%
49.04
三氧化二铝
AL2O3
%
37.91
氧化亚铁
FeO
%
0.08
三氧化二铁
Fe2O3
%
2.37
二氧化钛
TiO2
%
氧化钙
CaO
%
3.35
氧化镁
MgO
%
0.48
三氧化硫
SO3
%
1.84
氧化钾
K2O
%
4.22
氧化钠
Na2O
%
0.10
五氧化二磷
P2O5
%
0.16
氯离子
Cl--
%
0.50
备注
山西小峪矿商品煤
石热1-3号混煤
3.0供热负荷
京能石景山热电厂4x200MW机组设计分两期工程建成。
经过机组通流部分改造后提高了总的对外供热热量。
目前热网分大网和南线。
大网对外供给热水量为9000t/h，分两级加热供回水运行温度为132.7/55℃。
南网供给热水量为3700t/h，由尖峰加热器一级加热，供回水温度为130.2/66℃，电厂机组抽汽量已满负荷运行。
热网加热器均为汽-水换热器，热源和冷源之间存在着传热温差。
从热力学原理上讲，有温差传热虽然能量守恒，但必然存在做功能力损失。
而回水温度低带来了供水温度降低，4号机组供应南线热网在增加高压抽汽量的同时又加大了各热网加热器间的换热温差。
进而导致温差传热的做功能力损失加大。
为了合理的利用这部分做功能力损失、回收部分余热，并利用吸收式热泵回收进入冷却塔的部分热量，对整个电厂的采暖抽汽进行了整合，提高了电厂的供热量。
大网9000t/h、55℃回水通过吸收式热泵利用4号机160t/h调节抽汽将55℃回水提升75℃，这样1～2号机组供汽量由810t/h减少到538t/h，即将75℃回水加热到109℃，然后通过3#机尖峰加热器由109℃提升到135℃供给热用户。
南网3700t/h、66℃回水经新增加两台低压热网加热器利用1～2号机剩余蒸汽232t/h加热至108℃，然后进入4#机尖峰加热器，将外网的温度提升到147℃供给热用户，详见F002E62K-A01-J02图。
京能电厂设计总供热量3669.16GJ/H，今后增加吸收式热泵和抽汽整合后，供热量可达4181.81GJ/H，即增加供热量512.65GJ/H,综合供热指标按180KJ/m2计算，增加供热面积284.83万平方米。
其中吸收式热泵可提高供热量300GJ/H,供热面积增加167万平方米。
4.0热泵循环技术的利用
随着环境、气候的逐渐恶化，发展低碳经济、促进可持续发展成为人类社会未来发展的必然选择。
我国已成为世界上最大的温室气体排放国之一，“节能减排”降耗”是“十一五”期间我国社会经济发展的一个重要核心。
2009年9月联合国气候变化峰会和12月的哥本哈根气候变化谈判会议上，我国政府明确量化碳减排目标（到2020年，单位GDP二氧化碳排放比2005年下降40%至45%），展示了中国在应对气候变化、履行大国责任方面的积极态度。
这充分表明我国不再单纯追求经济的增长速度，而是更加强资源的有效利用，关注可持续增长。
“节能减排”降耗已被摆在前所未有的战略高度。
而提高能源利用率、加强余热回收利用是节约能源、降低碳排放、保护环境的根本措施。
在电力、冶金、化工、纺织、采油、制药等行业的工艺生产过程中，往往会产生大量的废热（废蒸汽、废热水等），若不加以利用，不仅造成能源浪费，而且还污染环境。
在众多的节能技术中，吸收式热泵余热回收技术以其高效节能和具有显著经济效益的特点，尤为引人注目。
吸收式热泵以蒸汽或溴化锂溶液作为工质，对环境没有污染，不破坏大气臭氧层，而且具有高效节能的特点。
可以配备蒸汽或溴化锂吸收式热泵，回收利用工艺产生的废热，达到节能、减排、降耗的目的。
此外，吸收式热泵还可以吸收利用地下水、地表水、城市生活污水等低品位热源的热量，同样可以达到节能降耗的目的。
同时，对于作为集中供热主热源的热电厂而言，存在两个关键问题有待解决。
一是汽轮机抽汽在加热一次网回水的过程中存在很大的传热温差，造成巨大的传热不可逆损失。
二是目前大型抽凝式供热机组存在大量的汽轮机凝汽器余热通过冷却塔排放掉，该部分热量可占燃料燃烧总发热量的20%，相当于供热量的50%，为保证汽轮机末端的正常工作。
将这部分凝汽用于供热，相当于在不增加电厂容量，不增加当地排放，耗煤量和发电量都不变的情况下，扩大了热源的供热能力，为集中供热系统提供的热量可增加50%，提高了电厂的综合能源利用效率，同时可以减少电厂循环冷却水蒸发量，节约水资源，并减少向环境排放的热量，具有非常显著的经济、社会与环境效益。
本项改造工程应用吸收式热泵可系统地解决目前热电联产集中供热系统存在的问题。
在吸收式热泵基础上，可系统解决热电厂存在的以下问题。
1）电厂的循环水不再依靠冷却塔降温，而是作为各级热泵的低温热源，原本白白排放掉的循环水余热资源可以回收并进入一次网，仅此一项即可以提高热电厂供热能力50%左右，提高综合能源利用效率20%左右；
2）各级吸收式热泵仍采用电厂原本用于供热的蒸汽热源，这部分蒸汽的热量最终仍然进入到一次网中，而利用凝汽器提供的部分供热，可减少了汽轮机的抽汽量，增加汽轮机的发电能力，提高系统整体能效；
3）逐级升温的一次网加热过程避免了大温差传热造成的大量不可逆传热损失；
4）用户侧的吸收式换热机组将一次网供回水温差提高了50~80%，意味着可以提高管网输送能力50~80%，节约大量新建、改建管网投资，避免因为既有管网改建引起的一系列麻烦；
5）用户处二次网运行完全保持现状，使得该技术非常利于大规模的改造项目实施。
目前我国吸收式热泵发展较快，如清华大学自主研制的利用蒸汽作为热源的吸收式热泵，在赤峰市组建了该项目的首个示范基地，利用此项技术改造富龙热电厂现有的1台供热机组和供热系统，于2008年10月采暖季开始投入运行效果较好，再有我国多家企业引进了以溴化锂溶液为介质的吸收式热泵。
本工程由于是在老厂220KV变电站下兴建，地上构筑物和地下管线较多，地方比较狭窄，现设备只好用溴化锂溶液为介质的吸收式热泵设计。
溴化锂溶液为介质的吸收式热泵技术来源于美国，技术发展在日本，烟台荏原空调设备有限公司是由日本荏原制作所与烟台冰轮股份有限公司合资兴建，作为日本在海外的唯一一家制冷机加工基地，日本荏原生产吸收式热泵，至今已有40年的历史。
在节能减排政策的指引下，荏原致力于工业节能相关产品的开发，以适应多种余（废）气、余（废）热的再利用，推广循环经济，为工业节能、余（废）热的有效利用提供节能、环保的综合解决方案。
该技术广泛适用于热电、化肥（合成氨）、炼油、钢铁等行业，我国很多行业已在使用。
4.1吸收式热泵说明及原理
4.1.1吸收式热泵的说明
吸收式热泵（即增热型热泵），通常简称AHP（absorptionheatpump），它以蒸汽、废热水为驱动热源，把低温热源的热量提高到中、高温，从而提高了能源的品质和利用效率。
吸收式热泵原理，即在电厂首站内设置蒸汽型吸收式热泵。
如图4-1，以汽轮机抽汽为驱动能源Q1，产生制冷效应，回收循环水余热Q2，加热热网回水。
得到的有用热量（热网供热量）为消耗的蒸汽热量与回收的循环水余热量之和Q1+Q2。
见图4-1
图4-1吸收式热泵热收支图
4.1.2吸收式热泵原理
主要介绍溴化锂吸收式热泵的原理及选用原则，并列举其在国内外工业生产、生活中的成功应用。
图4-2吸收式热泵原理图
溴化锂吸收式热泵包括蒸发器、吸收器、冷凝器、发生器、热交换器、屏蔽泵和其他附件等。
它以蒸汽为驱动热源，在发生器内释放热量Qg，加热溴化锂稀溶液并产生冷剂蒸汽。
冷剂蒸汽进入冷凝器，释放冷凝热Qc加热流经冷凝器传热管内的热水，自身冷凝成液体后节流进入蒸发器。
冷剂水经冷剂泵喷淋到蒸发器传热管表面，吸收流经传热管内低温热源水的热量Qe，使热源水温度降低后流出机组，冷剂水吸收热量后汽化成冷剂蒸汽，进入吸收器。
被发生器浓缩后的溴化锂溶液返回吸收器后喷淋，吸收从蒸发器过来的冷剂蒸汽，并放出吸收热Qa，加热流经吸收器传热管的热水。
热水流经吸收器、冷凝器升温后，输送给热用户。
屏蔽泵的做功与以上几种热量相比，基本上可以不用考虑，因此可以列出以下平衡式：
吸收式热泵的输出热量为Qa+Qc，则其性能系数COP：
由以上两式可知：
吸收式热泵的供热量等于从低温余热吸收的热量和驱动热源的补偿热量之和，即：
供热量始终大于消耗的高品位热源的热量（COP>1），故称为增热型热泵。
根据不同的工况条件，COP一般在1.65~1.85左右。
由此可见，溴化锂吸收式热泵具有较大的节能优势。
吸收式热泵提供的热水温度一般不超过98℃，热水升温幅度越大，则COP值越小。
驱动热源可以是0.2~0.8MPa的蒸汽，也可以是燃油或燃气。
低温余热的温度≥15℃即可利用，一般情况下，余热热水的温度越高，热泵能提供的热水温度也越高。
蒸汽型吸收式热泵的单机容量最大可达30MW以上，由此可见其应用范围是比较广泛的。
4.1.3在电厂的应用：
图4-3为吸收式热泵在电厂回收余热的应用。
汽轮机凝汽器的乏汽原来通过循环水经双曲线冷却塔冷却后排放掉，造成乏汽余热损失，而循环水由28℃经凝汽器后温度升为31.5℃。
现采用吸收式热泵，以31.5℃的冷却水作为低温热源，以0.5MPa的抽汽作为驱动热源，加热50-80℃左右的采暖用热网回水，循环冷却水降至28℃后再去凝汽器循环利用。
这样可回收循环水余热，提高电厂供热量，即提高了电厂总的热效率。
图4-3电厂利用热泵实例
4.2本工程选用吸收式热泵的参数
表4-1蒸汽型吸收式热泵性能参数
项目
单位
规格
机型
-
RHP200
制热量
kW
20201
×104kcal/h
1737
热水
进出口温度
℃
55
→
74.3
流量
m3/h
900
水压损失
mH2O
10.8
接管尺寸
mm
500
水室承压
MPaG
0.8
热源水
进出口温度
℃
31.5
→
28
流量
m3/h
2039
水压损失
mH2O
6.4
接管尺寸
mm
400
水室承压
MPaG
0.8
蒸汽
蒸汽压力
MPaG
0.36
流量
ton/h
18.6
蒸气接管尺寸
mm
200×2
凝水接管尺寸
mm
80×2
控制辅助动力
电压×频率
V×Hz×φ
380×50×3
电源容量
kVA
36.8
冷剂泵
Kw
1.5×2
溶液泵
Kw
7.5×2
喷淋泵
kW
7.5×2
真空泵
kW
0.75
外形尺寸
mm
8750×4200×4500
最大搬运重量
Ton
35
运转重量
Ton
75
注记：
1.热水侧污垢系数：
0.0001m2h℃/kcal（0.086m2k/kw）
热源水侧污垢系数：
0.0001m2h℃/kcal（0.086m2k/kw）
蒸汽系蒸汽过热度≤10℃
2.标准情况下的热量调节范围为20～100%；
5.0工程设想
5.1总平面布置
5.1.1老厂总平面布置简述
1）石景山热电厂为2×200MW供热机组，总平面布置布置非常紧凑。
场地狭长，东西总长1150m，南北宽100~438m。
主厂房位于厂区中间部位。
汽机房朝南，锅炉房和烟囱朝北；主厂房固定端朝东，扩建端朝西。
输煤区布置在厂区北侧。
采用煤仓贮煤，输煤栈桥从西侧铁路向东，转到主厂房北侧，自北向南从主厂房固定端进入厂房。
电气区布置在厂区南侧。
由于场地宽度限制，主厂房A列外，即主厂房南侧，布置不下220kv配电装置，故除将主变压器布置在A列外之外，全部配电装置均采取高架布置，在A列外设置了一个标高约5m、10m混凝土变电平台，将配电装置建造在平台之上，平台之下布置道路及各种地下管线。
水工区和附属建筑区布置在主厂房固定端东侧。
该区宽约250m，北侧靠西布置综合楼、化学水处理车间，东南部斜向布置2座自然冷却塔。
灰库和空压机房布置在电气平台的南侧三角地。
2）220kv变电平台
该变电平台体量巨大，东西长264.8m，南北宽45.2m，A列外设约5m、10m混凝土变电平台总占地面积达11968.96m2。
平台之上布置屋外配电装置；平台之下的地下部分布置各种管道，北侧为环主厂房的消防通道，南侧为长183.4m、宽25m的封闭库房。
3）A列外地下管线布置
汽机房A列外、变电平台下布置了诸多的各种地下管道，包括：
4台机组共16条DN1600的垂直进出汽机房A列的循环水管道、8条DN2200的沿A列布置的循环水供排水管道，以及电厂的供热管道、下水管道、雨水管道、消防水管道等。
地下设施布置十分密集。
5.1.2工程总平面布置
本项目增加的建构筑物有：
循环水升压泵房及控制室；热泵及凝结水泵；从1#、2#、4#机组汽机房A引出2条DN900、1条DN700的架空蒸汽管道。
由于A列外各种管道密集，空余场地很少，本项目的布置十分困难。
经对场地的布置资料详细分析，并反复勘察现场，对总平面布置布置初步安排如下：
1）热泵站：
热泵站包括热泵、凝结水泵热力管道，布置在1#~3#机变电平台下的封闭仓库内，共由两部分组成：
一是占用P-Q-R两列的5~20号柱，面积为3120m2；二是在14~20号柱的南侧扩建8m，长度46.2m，面积369.6m2，总面积3489.6m2。
设备布置在变电平台柱基础之间。
2）循环水升压泵房及控制室：
该建筑物为一座联合建筑，长18.0m，宽10m。
底层为循环水升压泵房，零米标高-2.50m。
7.00m层为控制室。
将该建筑布置在3#机组变电平台与4#机组变电平台之间的南侧空地。
全厂变电平台分两部分：
1#~3#机组变电平台和4#机组变电平台，两个平台之间相距26.3m，其间有一个5m宽的架空电缆通道。
该通道支柱距离南侧道路14~19m，东西宽度24m，增加的循环水升压泵房即布置在这块空闲场地上，但由于东侧与原有脱硫变压器组围栅的距离只有3.75m，和变压器的距离不满足消防要求，因此该侧应做成防火墙，不能设门窗。
3）蒸汽管道：
本项目从1
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