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.doc

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20/1