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热电厂循环水余热采用吸收式热泵回收的设计方案

添加时间:2017-04-26 09:59
图片来源网络

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  引言。

  近年来,在不增加电厂机组和锅炉容量的情况下,采用吸收式热泵回收汽轮机乏汽余热和循环水余热的工程设计陆续增加[1].这 2 项工程均收到了预期的效果,使汽轮机乏汽废热通过热泵将乏汽冷凝,回收这部分不能直接利用的低品位热量,将其转换成可为城市集中供热的高品位热量。不仅实现了电厂的节能减排,而且可以使电厂的综合效率提高到 70%~80%,即利用 1 个单位蒸汽驱动热量,回收 0. 65 ~ 0. 85 个单位低品热量[2].该技术具有清洁环保、无污染、高效节能的优点,符合国家政策、并可享受国家政策性补贴[3].目前,这项技术在国内刚起步,已列入国家"十二五"期间节能减排名录,并将逐步在多个城市实施推广。

  1 乏汽余热回收技术及其问题。

  1. 1 热网循环水技术。

  对于现有机组,扩大供热面积时必须要考虑机组的安全性和经济性。山西漳电大唐热电厂安装了 4 台型号为 HRU225VV 的余热回收机组,其中Ⅰ类热泵 3 台、Ⅱ类热泵 1 台,均带有完善的自控系统。余热回收系统利用"基于吸收式换热的热电联产集中供热技术",以采暖抽汽为高温驱动热源,回收的电厂乏汽余热用于集中供热。余热回收系统由主设备、驱动蒸汽及疏水系统、乏汽及凝结水系统、热网水系统、抽真空系统这几部分组成。

  余热回收系统流程。

  该厂改变了以往的余热回收机组并联运行方式,首次采用余热回收机组外挂凝汽器串联,热泵机组并联的运行方式。串联循环可以降低汽轮机排汽背压,增加发电量; 在热网水流量、热网回水温度及热泵余热回收量相同的情况下,串联运行相比于并联运行,单台余热回收机组的热网水流量增加,温升减小,热网水在余热回收机组内部的流程数减少,阻力降低,因此系统总阻力与并联循环基本相当或略有增加。为满足热网循环泵的入口压力的要求,需在回水进入余热回收系统前增设热网升压泵。

  1. 2 乏汽系统问题。

  该厂从 2012 年改造乏汽余热回收项目至今效果明显,增大供热面积的同时,大大节约了能源,基本满足了矿区的供热需求。但是,由于冬季业主对该厂循环水进回水温度有一定的要求,供水压力不能满足需要,循环水量较小,进入热泵的热源水就少,直接影响热泵的 COP 及回收余热量的能力。

  在现有的余热机组上供水温度可达 75℃,冬季寒冷期再通过热网加热器使供水温度提升到 120℃,热网回水温度 55℃,效率( COP) 明显没有最优,吸收供回水的温差较小,热量并没有充分的利用。因此,为充分挖掘节能降耗的潜能,最大限度回收电厂机组排汽余热量,提高热泵投资收益,提出了循环水系统前增设升压泵的改造方案。既能够保证机组安全,又能保证余热回收设备COP达到最佳态,从中最大限度地回收循环水余热量,使其利用率达到最大。

  2 回收利用循环水余热优化分析。

  2. 1 主要设备及参数。

  该厂热网循环回水增压系统装设 4 台热网增压泵,3 台运行,1 台备用,热网循环增压水泵主要设备参数。

  

  2. 2 热网循环水系统优化分析。

  2. 2. 1 热网水系统。

  该厂充分利用已建的热网系统,在热网循环水泵前安装余热回收系统,并可在余热回收、原热网加热器直接加热 2 种运行模式下自动切换。在余热回收机组运行时,全部热网回水先进入余热回收机组进行基本加热,然后通过既有的热网循环泵进入原热网加热系统进行尖峰加热,充分利用原有资源进行改造。热网回水依次经过 4#、3#、2#、1#凝汽器、4 台热泵,凝汽器之间为串联、4 台热泵之间为并联,凝汽器与热泵之间为串联,对应的汽轮机排汽背压形成不同的压力等级,相对于原运行状态,部分汽轮机背压降低,部分汽轮机背压升高。综合考虑,此连接方式对增加厂发电量有积极作用,因此,采用了该种方式。

  2. 2. 2 循环水系统优化。

  该厂 4 ×50MW 机组安装乏汽余热利用系统后( 注: 为最大提高热泵机组利用率,乏汽余热回收装置热网水系统采用的是串、并联连接方式) ,系统达到最大供热流量时,电厂余热回收机组热网水阻力为 40m.之前采暖季热网循环水泵的出口压力为 1. 1MPa,加装余热回收利用设备后热网供水管的出口压力将提高至 1. 5MPa,即供热母管运行压力提高了 0. 4MPa.按照天津津安热电设计院对热网的设计,供热母管设计压力为 1. 6MPa,由此计算,加装余热回收机组和热力站吸收式换热机组后,供热母管的运行压力在设计允许范围内。

  但根据业主方的意见,投运热泵后热网供水压力不允许提高。按照以上要求我们制定了增设升压泵的方案,以确保热网水母管压力维持现有数值,同时保证热泵正常运行,从而确保热网安全可靠运行。热网循环水增压系统图如图 2 所示。

  在电厂 2#、3#机热泵之间的热网循环泵入口管道上加装升压泵,用以克服加装余热回收设备产生的阻力,保持电厂热网循环泵出口压力维持原有数值。经过与设计院现场勘查和技术交流,决定安装4 台扬程 40m、流量为 2300t / h 的离心泵,水泵效率≥82% ,配备 6000V、400kW 的电源 4 路。

  增压泵性能设计数据,在 40% ~100% 工作容量范围内,均能长期安全稳定运行。增压泵系统设备整体寿命应为≥20a.按设备年运行小时数为5040h( 7 个月) 计算。4 台增压泵为并联运行,3 用1 备,正常工况下,每台供水流量为 2300t / h.在某一台水泵故障时,应投入备用水泵,以保证热网系统正常运行,热网升压泵系统。

  增压泵系统设有电动大旁路,当热网流量很低或多台增压泵失电停用时,可打开大旁路电动阀,保证热网系统正常运行。该方案的优点是升压泵、热泵、凝汽器形成闭式循环系统,闭式循环系统的流量不受电厂循环水泵流量的限制,电厂循环水泵只起到顶压和补水作用,不但节约电厂循环水泵耗电量,而且能够增大热泵的热源水流量,使回收余热量最大化。在初、末寒期,机组供热抽汽量较小,汽轮机排汽量相对较大,同时开启相应的升压泵后,循环水在凝汽器中的温升幅度加上在热泵中的升温幅度,已经足够外网所需要的热量,这时并不需要投入热网加热器,节约了 4 段抽汽的抽汽量,增加了发电量,也保证了机组的安全运行。由于该厂是 5 炉 4 机母管制的机组,所以优化循环水系统后,在供热初、末期,只需 4 炉 4 机,既能满足所发电量,又能满足热网所需的抽汽,节省了机组过度启用。在严寒期,机组供热抽汽量增大时,若 4 炉不能满足需要,再启第 5 炉,这就使机组得到了充分的优化。

  2. 2. 3 系统优化注意事项。

  泵房位于空冷岛下方 2#、3#热泵房之间,靠近2#热泵房的空地处,此处地下铺设有循环水冷却管道,设计时由于场地限制,水泵布置需尽量紧凑,但不得影响设备的正常检查维护。增压泵是为供热高峰期设计的,当供热流量较小时并不需要开启。而由于本厂地理位置较采暖地区高差很大,在供热流量较小时,回水压力反而比较高,故试验时需注意水泵后压力不得高于 0. 65MPa,防止超压损坏设备。新增增压泵系统的目的是为了克服热泵阻力,相当于热网循环水泵的前置泵。为节约厂用电,在供热低峰期,热网水泵入口压力可满足汽蚀余量要求,此时不需启动增压泵;随着热网水流量的增加,系统阻力将逐渐增大,当热网水泵入口压力接近允许下限时,可根据需要逐步开启增压泵,以保证热网水泵安全运行。

  另外,为保护设备安全,升压泵房系统及设备设有以下保护功能: 水泵启、停出口门联动保护; 水泵异常时联动打开热网回水管旁路门; 水泵出入口压差联动保护; 水泵轴承、电机线圈超温保护。

  2. 3 经济和环境效益分析。

  2. 3. 1 经济效益。

  该改造工程在一个自然年度内全部完成。供热初期未加装热网水升压泵,资本金暂按 20% 考虑,其余 80%建设资金拟由银行贷款,贷款年名义利率 7. 05%( 按季结息) ,贷款偿还年限 10a( 改造期 1a 宽限) ,按本金等额利息照付方式进行偿还,根据上述条件计算的贷款利息计入财务费用。由此统计,增加余热供热功率 47MW,增加余热供热量 20. 2188 万 GJ,供热热价为 27. 5 元/GJ,增加供热收入 556. 017 万元,税后收入 461. 49 万元( 增值税 17%) .加装热网水升压泵后,4 台热泵将达到正常运行方式( 目前实际运行: 相当于满负荷 2 台半热泵) ,乏汽吸收量进一步提高,平均每小时回收乏汽量约290t,回收乏汽热量约 180MW/t,热量被充分利用,节约更多能源,月乏汽收入也明显增加。

  2. 3. 2 环境效益。

  加装升压泵后,一个采暖季节约标煤达 1. 411万 t,节能效益显著提高。同时,降低了烟尘排放量,因热泵采用溴化锂工质,不破坏大气臭氧层,具有高效节能的特点。该厂对能源的利用率也大大提高,有效降低了对当地的环境污染,进一步推动了大同地区经济建设的可持续发展。

  3 结语。

  综上所述,该厂加装升压泵系统后,余热回收设备利用效率显著提高,有效提高了电厂的发电能力和能源利用率,且采用基于吸收式换热的热电联产集中供热技术,在经济效益、节能效益、环保效益方面收益显著,值得借鉴推广。

  参考文献:
  [1]林伟。 热泵与热电联产耦合供暖系统研究[D]. 北京:华北电力大学,2011.
  [2]陈东,谢继红。 热泵技术及其应用[M]. 北京: 化学工业出版社,2006.
  [3]郁永章。 热泵原理及应用[M]. 西安: 西安交通出版社,1993.