热电厂乏汽余热回收方案的经济性论证

注： 图中细实线为机组已有的供热系统， 虚线为方案设计新增系统。
图2
方案二系统图 51
陆 斌， 王
强， 王敬伟 热电厂乏汽余热回收方案的经济性论证
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经过多方案论证， 最后选择方案一和方案二进行计算比较 （见表 2 ） ， 以此确定改造技术方案。 4.1 经济指标计算比较 由表 2 数据计算可知， 方案一(低真空+热泵供热)相对于方案 多供热面积 19.6×104 m2， 多发电量 二 （热泵 ） ， 供热能力高 11 MW， 3 900×10 kWh， 多节约标煤 2.528×10 t。方案一优于方案二。
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4
设计方案技术经济比较
包头第二热电厂供热改造前，设计单位根据现场热泵和发
电机组的实际情况， 确定设计改造方案的主要原则： 改造工程量 要小， 尽量利用原有设备管道系统， 最大化回收乏汽余热， 降低 工程投资费用， 在技术和经济上合理， 投产后供热可靠 、 成本低。
13 600 t/h 95 ℃ 95 ℃ 95 ℃ 加热器 131.9 MW 75 ℃ 90 ℃ 70 ℃ 热网凝汽器 221.2 MW 7 930 t/h 46 ℃ 5 670 t/h 热泵机组 280.8 MW 设计供热 热负荷 775 MW
热泵机组 92 MW
83.7 ℃ 54 ℃
热泵机组 280 MW 前置凝汽器 74 MW 7 955 t/h 46 ℃
83.7 ℃ 54 ℃
热负荷 764 MW
前置凝汽器 52 MW 5 460 t/h 46 ℃
循环泵 13 415 t/h 46 ℃
46 ℃， 经 4 号机凝汽器加热至 70 ℃； 另一路循环水流量 5 670 t · h-1、
2 -1 -1
右， 如何有效回收电厂乏汽余热供热， 是本文研究讨论的重点 。 在北方地区采用热泵组合技术改造电厂常规供热方式，回收电 厂乏汽余热供热， 是节能减排、 改善环境、 提高供热能力、 扩大供 热面积、 降低供热成本的最有效技术措施和途径。 电厂回收乏汽余热 （以下简称 “乏汽热” 或 “冷凝热” ） 供热改 造， 主要有 3 种方式。 2.1 热泵技术+热网加热器 当地昼夜间温差大， 外网没有调峰热源， 电厂的抽汽供热能 力能满足城市热负荷要求，此时改造机组回收乏汽余热主要目 的： 一是在采暖初末期， 切断热网加热器使用热泵机组供热， 节 约抽汽； 二是在供热寒冷期投入热网加热器进行调节。其特点是 供热调节幅度大， 调节性能好和节能。 2.2 机组低真空+热网加热器 当地昼夜间温差小， 外网设有调峰热源， 电厂的抽汽供热能 力不能满足城市供热负荷要求，但电厂可要求全部回收机组乏 汽余热。此时， 改造一台机组低真空回收乏汽余热主要目的： 一 是在采暖初末期， 切断热网加热器利用机组低真空供热， 节约抽 汽； 二是在供热寒冷期投入热网加热器进行调节。其特点是能源 利用率高， 供热面积大， 但调节能力弱。 2.3 热泵技术+机组低真空+热网加热器 城市外网有其他热源， 电厂的抽汽供热能力不能满足城市 供热负荷要求， 且要求电厂的供热能力达到最大化。在采暖初末 期利用一台机组低真空大面积供热，在寒冷期将另外一台机组 热泵启用并投入热网加热器进行调节，即可以做到两台机组回 收全部乏汽， 供热负荷达到最大。 当热泵的驱动蒸汽压力在 0.6 MPa 以下， 且外网供热水温度 小于 100 ℃时， 建议采用吸收式热泵， 反之采用压缩式热泵。 空冷 机组在热泵前还应配置一台较大面积的前置凝汽器，可以减小
优化、 选择、 计算与对比分析， 以最大化回收乏汽余热为原则， 从技术和经济两个方面 确定了低真空+热泵组合技术方案， 指出该方案的实施可提高供热能力， 最大限度满足 城市供热需求， 不但为节能减排、 改善城市环境质量作出贡献， 而且可取得良好的经济 效益和社会效益。 关键词： 乏汽余热； 回收方案； 经济性论证； 包头第二热电厂 中图分类号： TM621.3 文献标识码： A
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3.5 元（ / m2 · 月 ） 、采暖期 6 个月计算，年供热增加收入 411.6 万
-1 元； 其二， 多发电量 3 900 ×104 kWh， 电价按 0.300 4 元 · （kWh ）
空冷乏汽余热， 直 接 将 回 水 温 度 46
℃、 流量 8 000 t · h-1 的水加热至 51 ℃ ， 热泵机组利用驱动抽汽 203 t· h 、 回收 184 t· h 乏汽余热， 将 51 ℃ 热水加热至 81 ℃ ，
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最后热网加热器利用抽汽 188 t · h ， 将 81 ℃热水加热至 95 ℃向
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加热器 131.9 MW 75 ℃
56.5 ℃ 前置凝汽器 69.2 MW 46 ℃ 循环泵 13 600 t/h 46 ℃
注： 图中细实线为机组已有的供热系统， 虚线为方案设计新增系统。
图1
95 ℃ 133 MW 加热器
方案一系统图
13 415 t/h 95 ℃ 95 ℃
133 MW 加热器 设计供热
2百度文库
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汽器
参数 15 kPa； 循环水流量 2 000 t · h 。
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3.2
设计方案的计算选择 包头第二热电厂改造的原则是对 3 号、 4 号机组未回收的乏
汽余热全部回收供热。按照电厂的实际情况， 本文提出两种技术 前置凝汽器拆装到 3 号机， 并 改造方案。方案一是 4 号机热泵、 扩建 1 号热泵房等， 4 号机改为低真空，增设 2 台 8 000 m2 凝汽 分别扩建 1 号热泵房和 2 器； 方案二是每台机组增加 2 台热泵， 号热泵房。通过计算优化方案选择。 根据包头第二热电厂 30 万机组锅炉出力的实际情况 （即供 热期间机组负荷为 80% ） ， 汽轮机 主蒸汽按 860 t h 进行分析。改 ·
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项目概况及必要性
包头第二热电厂现有总装机容量为 1 000 MW， 其中一期工
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回收乏汽组合技术的应用
一般抽汽式汽轮机乏汽热损失占到电厂总热量的 30% 左
程为 2×200 MW 的抽汽式湿冷机组， 二期工程为 2×300 MW 的抽 汽式直接空冷机组。电厂位于包头市青山区， 不仅担负着包头市 青山区供热重任， 而且还向包头市一机厂、 二机厂等国家重点企 业提供工业用汽。 2×300 MW 亚临界直接空冷机组于 2006 年投产。锅炉为东 方锅炉 （集团） 股份有限公司生产的 DG1065/18.2-II6 型亚临界 自然循环燃煤汽包锅炉。汽轮机为东方汽轮机厂生产的 KC30016.7/538/538 型亚临界、 一次中间再热、 单轴、 双缸双排汽直接空 冷、 供热抽汽式汽轮机。 为回收乏汽余热提高供热能力， 满足当时城市街区供热负 荷的需求， 2012 年已对 2×300 MW 空冷抽汽式机组进行了改造 以回收乏汽余热供热，在空冷平台下的固定端和扩建端两侧， 分别建设了 1 号和 2 号热泵房 。 两座热泵房各安装有 2 ×18.5 MW 前置凝汽器+2×70 MW 热泵机组，前置凝汽器 （换热面积 830 m ） 是 利 用 74 t·h
山西科技 文章编号： 1004-6429 （2015 ） 03-0050-04
SHANXI SCIENCE AND TECHNOLOGY
2015 年 第 30 卷 第 3 期 收稿日期： 2015-03-14
热电厂乏汽余热回收方案的经济性论证
陆 斌 1， 王 强 1， 王敬伟 2
限公司， 山东济南， 250100 ） 摘 要： 阐述了包头第二热电厂供热现状及其改造的必要性， 重点论述了设 计 方 案 的 （1.中能建山西省电力勘测设计院有限公司， 山西太原， 030001； 2.华能济南黄台发电有
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外供热，压力 1 MPa。两台机组最大回收乏汽量为 74+184=258 （t · h-1 ） ， 乏汽余热供热负荷 171 MW， 抽汽供热负荷 284 MW， 抽 汽压力 0.4 MPa、 温度 275 ℃。 两台机组现供热负荷 455 MW， 供 热面积 780×10 m 。
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然而， 由于城市街区供热面积增大， 加之未能按计划替代锅 炉房供热负荷，政府要求 2014 年区域锅炉房供热负荷不足时， 由包三热电厂补热。现有机组供热能力已不能满足要求， 因此， 需要挖掘 2×300 MW 空冷抽汽式机组未用完的乏汽余热进行二 次改造， 对现有供热系统改造方案进行比较优化， 以提高机组的 供热能力和经济性。 50
造前后供热循环水温度压力不 变 ， 改 造 前 设 计 供 热 能 力 598 MW、 供热面积 1 067.8×104 m2。 供 热负荷受限的原因，主要是替代 区域锅炉房供热不具备条件， 其 次是厂外部分管网腐蚀老化和管 径偏小的原因。随着政府加大改 善环境力度， 要求 2014 年采暖期 必须取代区域供热锅炉房，同时 对管网进行更新改造，保证满足 改造后的供热负荷要求。 3.2.1 方案 1 4 号机排汽在 35 kPa 背压 下， 温度 72.7 ℃ ， 汽轮机排汽量 · h-1； 3 号机排汽在 18 kPa 为 335 t 背压下， 温度 57.8 ℃ ， 汽轮机排 汽量为 261 t · h-1。 2×300 MW 空冷 机组一级供热循环水流量为 13 600 t · h-1， 回水分为二路， 一路 循环水流量 7 930 t h 、 回水温度 ·
陆 斌， 王
强， 王敬伟 热电厂乏汽余热回收方案的经济性论证
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一级热网循环水温度梯度差， 并能有效降低热泵的容量配置， 提 高乏汽余热的利用率和热效率。
回水温度 46 ℃， 经 3 号机前置凝汽器加热至 56.5 ℃、 回收 112 t · h-1 排汽余热，再经 4 台热泵机组加热至 90 ℃，热泵消耗驱动蒸汽 160 t · h-1， 回收 149 t · h-1 排汽余热量。二路一级循环水混合后为 75 ℃， 再进入热网加热器， 通过 3 号机抽汽量 140 t · h-1、 4 号机抽 汽量 230 t·h -1 加热至 95 ℃ 向外供热 。 4 号机低真空和 3 号机 供热面积为 1 383.9× 热泵增容改造后， 机组供热能力为 775 MW、 104 m2， 改造后增加供热能力 177 MW、 供热面积 316.1×104 m2。 改 造后的热网水系统 （参数 ） 见图 1。 3.2.2 方案 2 2×300 MW 空冷机组一级供热循环回水量为 13 415 t h-1、 温 · 经过前置凝汽器 （原 4 台 18.5 MW +新增 2 台 26 MW ） ， 度 46 ℃， 在 18 kPa 背压下回收 197 t h-1 排汽余热量，将一级循环水加热 · 至 54℃， 再经热泵 （原 4 台 70 MW 热泵 + 新增 4 台 46 MW ） 加热 至 83.7 ℃， 热泵驱动蒸汽 344 t h-1， 回收 325 t h-1 排汽余热量， 再 · · 进入热网加热器， 通过 3 号、 4 号机抽汽 256 t h-1， 加热至 95 ℃向 · 外供热。 3 号、 4 号机热泵增容改造后， 机组供热能力为 764 MW、 供热面积为 1 364.3×104 m2， 改造后增加供热能力 166 MW、 供热 面积 296.5×104 m2。改造后的热网水系统 （参数 ） 见图 2。
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设计方案的选择确定
根据电厂供热负荷和现场情况，选择经济合理的技术方案
进行改造。 3.1 改造前系统设备 改造前 1 号和 2 号热泵房的主要设备见表 1。 表1
名称
改造前主要设备及参数一览表 （台 ）
规格与技术数据 数量 备注 1机2 台、 并联 1机2 台、 并联
XRI2 型 -15-7000 （51/81.1 ） ； 驱动蒸汽设计 热泵 参数 0.2 MPa； 乏汽设计参数 15 kPa； 热网 进出水温度 （51/81.1） ℃； 热水流量 2 000 t · h-1； 制热量 7 000 kW。 前 置 凝 换热面积 830 m ； 设计参数 0.2 MPa； 乏汽