乏汽余热利用

乏汽余热利用（精选五篇）

乏汽余热利用 篇1

1 蒸汽轮机凝汽器乏汽余热利用的背景

以北方的某热电厂为例, 其工业水源全部为已经过沉淀、过滤与杀菌等处理之后的黄河水。在化学制水过程中, 包含了着反渗透装置 (处理能力400t/h) 、双室浮动床 (处理能力850t/h) 与三室浮动床 (处理能力560t/h) 三种处理方式, 整个热电厂对黄河水的处理能力在2000t/h。在运行参数的设计过程中, 反渗透装置的进水温度不能够低于25℃, 否则将会导致制水能力降低;离子交换水处理装置中对于进水温度的要求也在22℃~32℃之间, 如果低于该温度则会导致离子交换制水的出力降低。

而该热电厂使用的黄河水为地表水, 其最低温度在5℃左右, 这个温度并不能够达到上述所讲的进水温度, 会使得处理装置的生产能力受到影响。因此, 必须对黄河水进行加热, 原设计方案中利用的主蒸汽或启动锅炉的蒸汽, 需要消耗大量未做功的高参数蒸汽, 使得整个热电厂的生产成本增加。

2 确定蒸汽轮机凝汽器乏汽余热利用的方案

上述热电厂中所采用的凝汽器的类型为对分双流程表面式铜管, 换热面积为3000平方米, 额定出力为60MW。此前, 该厂中的凝汽器常常出现真空度下降影响经济性、铜管腐蚀与结垢导致泄漏事故等情况。因此, 对于凝汽器的改进势在必行。

通过分析与论证之后提出了改进方案, 凝汽器乙侧对黄河水进行加热, 甲侧则依旧进行循环水的冷却, 这种该种方案不仅能够确保机组的真空度, 而且改造比较简单易行。

具体的方案内容为:将汽侧导流板加设到凝汽器的内部, 减少管束、加热器质层结构、监测仪表等受到的冲蚀;水室中的进水管要与管板之间保持足够的距离, 减少进水管受到的冲蚀, 使管子中的流量能够均匀。在对其结构进行设计的过程中, 还需要考虑管板与管子之间连接的严密性, 防止在凝结水中混入循环水;管束、管板等在设计的过程中都要考虑防振问题, 确保其运行的安全性。

3 简述蒸汽轮机凝汽器乏汽余热利用的改造方案

在上述对原有蒸汽轮机凝汽器进行改造的过程中, 要对凝汽器现有的外壳进行保留, 不改变凝汽器的支撑方式、低压缸排气口的连接方式, 在这种情况之下将铜管冷却管更换为不锈钢管冷却管, 并且要利用先进的技术对当前的管束部管进行优化, 将原来的3000平方米的换热面积增加为4000平方米。此外, 还需要更换包括隔板、水室等部件, 而凝汽器的热力系统、辅机系统不进行改变, 从而通过最低成本的改造实现黄河水与循环水水源之间的切换, 进而最终实现蒸汽轮机凝汽器乏汽余热利用。

4 蒸汽轮机凝汽器乏汽余热利用方案的经济效益

4.1 直接效益

最为直接的效益就是使得加热黄河水所使用的加热蒸汽得到了大幅度的节约。一般情况下, 黄河水的进水温度在5℃左右, 而出水的温度却需要达到35℃左右。在进水到出水的过程中需要提高30℃左右的温度, 如果假设流量为1500t/h, 那么每小时节汽为50.1t/h。如果每年使用凝汽器加热黄河水的时间为11月至次年4月, 那么计算之后得到可以节约的资金数量为21.5×106元。在未来进一步的优化改进过程中, 制水量的不断增加会使得效益也不断增加。

4.2 机组真空度提高

在凝汽器进行改造的过程中采用的设计方案都是最为先进的, 其中经过必要的计算、即可得到较为科学合理的布管方式, 可使原本3000平方米的换热面积增加为4000平方米, 从而使得机组增容到60MW的情况下出现的凝汽器冷却能力不足的情况得到彻底解决, 同时还能使得整个机组的真空度上升大约1KPa。

4.3 消除非计划停车损失

在机组运行的过程中往往会出现由于凝汽器出现泄露事故而造成的停车情况, 这种非计划的停车会带来一定的损失。对凝汽器进行改造的过程中对其进行了更新, 使得整个设备的水平都得到了提高, 从根本上降低了由于非计划停车而带来的损失。

5 总结

对于常规热电厂来讲, 生产的过程中必须要对具有一定温度的水进行使用。在确保机组安全运行的前提之下, 对凝汽器进行改造, 利用凝汽器对生产用水进行加热, 一方面能够节约热电厂中热能的浪费, 另一方面能够显著地提高热电厂的效益, 具有非常好的应用前景。

参考文献

[1]刘建新, 路军平, 常新炜.蒸汽轮机凝汽器循环水再利用可行性分析[J].炼油技术与工程, 2013.

[2]付林, 江亿, 张世钢.基于Co-ah循环的热电联产集中供热方法[J].清华大学学报 (自然科学版) , 2012.

乏汽余热利用 篇2

关键词：乏汽余热,吸收式热泵,节能,技术经济

1 引言

我国工业能源利用率低,约为38%左右,与发达国家相比相差甚远,所产生的余热资源数量庞大,据国内调查的不完全统计,各行各业的余热资源约占其燃料消耗总量的20%～67%不等,可回收的余热资源占余热资源总量的60%左右,因此在注重节能减排,发展循环经济,走可持续发展道路的新时期,火力发电厂等大型工业企业的余热再利用问题引起了人们的高度重视,研究开发有效利用大型工业企业余热技术具有一定的意义,同时可以缓解能源危机。

热泵技术近几年来发展势头迅猛,不仅在建筑节能上应用广泛,在利用工业余热方面也被广泛使用,其中最典型的就是使用在电站余热供暖方面。最常用的方法是利用水源式热泵吸收循环冷却水的低品位余热,但这对热泵的要求很高。汽轮机做功后的乏汽是循环冷却水热量的来源,采用吸收式热泵直接利用低品位乏汽热能又能减少热量的损失。本文提出在常规供暖基础上,采用吸收式热泵吸收利用汽轮机乏汽中的低温余热,实现供暖成本降低的一种方案。

2 工作原理

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,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,从而提高热能利用率,节约大量燃料。本文采用以溴化锂为工质的第一类吸收式热泵,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;溴化锂溶液是一种极易吸收水(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。

3 方案说明

3.1 方案介绍

本方案中,吸收式热泵将以蒸汽为驱动热源,吸收汽轮机乏汽中的低温余热,生产高温热水,满足用户的供暖需求。

基本工艺流程为:从蒸汽轮机抽出0.4MPa的过热蒸汽,通过减温器变为饱和蒸汽后,经过分汽缸驱动各台吸收式热泵;汽轮机乏汽不再直接进入冷凝器冷却,而是通过管道进入各台吸收式热泵,在热泵中释放热量后冷凝为水,然后再进行冷却至要求温度;热网循环水回水进入吸收式热泵组后吸热升温,然后再经汽水换热器升温,最后入户,如此循环。

本项目供暖系统的基本组成部分包括:吸收式热泵系统和原汽水换热系统。

3.2 基本参数设定

设定某2×300MW热电厂的供暖首站的供回水温度为115/55℃。该温度是吸收式热泵无法达到的,因此考虑二级换热的方式,先使用吸收式热泵将55℃的回水提升至85℃,然后再使用原有的汽水换热器继续提升至115℃。假设该方式下,二级管网供暖工况与原系统相同,不受影响。电厂单台汽轮机最大抽汽量为520t/h,因此本方案所做系统蒸汽总耗量须小于520t/h,即吸收式热泵机组耗气量和原汽水换热机组耗气量的和应小于520t/h。设定单台汽轮机组乏汽量为149.1t/h,吸收式热泵系统所能处理的水量为5901m3/h,这些乏汽可提供的余热量为100MW。同时汽水换热系统负责将该循环水由85℃加热至115℃。

据此计算,选取了如下吸收式热泵机组和汽水换热系统,其系统技术参数见表1、表2所示。

3.3 工艺流程

某2×300MW热电厂,改造方案共使用3×2台吸收式热泵设备,基本工艺流程按图1所示。

4 可行性分析

4.1 机组投资估算

方案中使用吸收式热泵机组,采用国外技术部分材料进口,有着雄厚的技术和质量的保障,因此将6台机组成本估算为13170万元,其中包含运输费用,车板交货。

4.2 工程项目投资

由于整个工程项目包括机房的建设、管网建设及末端建设,项目规模较大,投资额定较高,涉及数目较大,故在计算投资回报时仅比较热泵机组报价部分。

4.3 经济效益分析

笔者以传统方案和本改造方案做节能比较,但只针对本方案和纯汽水换热系统作了基本的计算。在方案中真正节能的部分是吸收式热泵系统,即低温段(55～85℃)这一工作区间,而高温段(85～115℃)区间均是由汽水换热机组完成,是不节能的。在实际的供暖中,不论供暖初期还是峰期,低温段都是需要保证的,所以吸收式热泵系统一直处于满负荷工作的状态,因此只进行低温段汽耗的对比,即可得出该供暖季的蒸汽节省量。比较结果如表3所示。

4.4 环境效益分析

采用吸收式余热热泵机组系统,不仅节省了锅炉的燃料运输、设备维护等费用,同时解决了锅炉污染物排放对环境造成的大气污染问题,循环水余热利用可取得很好的环保效应和经济效应,符合当前节能减排的战略方针。

5 结语

经过分析单以单台汽轮机组而言:①要达到相同的供暖面(823万m2),较纯汽水换热系统,本方案每年可节省蒸汽(0.4MPa、246℃)计50万t;②使用相同量的蒸汽(520t/h),较纯汽水换热系统,新方案每年额外增加供暖面积206万m2;③两台汽轮机组所配备的吸收式热泵系统相同,因此有着相同的投资和经济效益。除此之外,采用吸收式余热热泵机组系统优势明显:①系统简单、加热温度稳定可靠;②热泵系统非满负荷运转时,效率高于额定值,节能效果更好;③操作管理方便、维护费用低、设备寿命长,可达25年;④节能减排,符合国际趋势,能够树立节能减排标杆工程。

参考文献

[1]徐邦裕,陆亚俊,马最良.热泵[M].北京:中国建筑工业出版社,1988.

[2]王东鹏,任兵.电厂余热的分析与探讨[J].科技之友,2010(12):3～4.

[3]苏保清.用热泵回收电厂冷凝热集中供暖技术研究[J].山西能源与节能,2007,9(3):18～19.

乏汽回收利用技术应用研究 篇3

在火力发电厂生产运行过程中, 锅炉的作用就是加热水及提供蒸汽。由于锅炉装置本身的设计要求, 定排扩容器及疏水扩容器产生大量较高温度的蒸汽, 而由于排量不稳定等原因, 其低位热能无法得到有效利用, 成为乏汽被排放到大气中。乏汽的排放一方面导致了能源的浪费和锅炉效率指标的降低, 另一方面也对人类居住的自然环境造成了污染和破坏。控制乏汽排放并将其回收利用, 不但能节约能源、提高锅炉效率, 还能减少电厂废气的排放, 达到节能减排综合治理的目的。

天津石化公司为了更好地契合集约型发展战略, 进一步做好节能降耗工作, 利用KLAR乏汽回收装置, 成功地对热电部1、2期锅炉定排扩容器及疏水扩容器排出的乏汽进行了回收利用。

1 乏汽回收装置

1.1 工作原理

乏汽是没有被污染的低温蒸汽, 它可以送回锅炉的给水系统, 也可以与除盐水混合以提高给水的温度 (升温幅度可调节) , 再将升温后的除盐水送至除氧器水箱, 以便充分利用热量, 减少高品质蒸汽的使用量, 达到无排放、无污染、节能环保的目的。

KLAR乏汽回收装置的工作原理是:采用除盐水进入装置动力头, 在动力头中由除盐水压力喷射时产生的负压抽吸扩容器排出的蒸汽并与之混合, 混合后回水进入除氧器参与锅炉水循环, 以提高锅炉给水温度, 减少甚至消除乏汽排放, 达到利用乏汽和节能降耗的目的。

1.2 工艺流程

天津石化热电部乏汽回收流程简图如图1所示。定排及疏水扩容器产生的乏汽排汽经KLAR装置抽吸后, 与工作水 (除盐水) 混合加热, 然后经分离装置排出空气, 同时经过调压装置 (管道泵) 将热水回输到除氧水系统 (疏水母管) 中。冷凝水及乏汽热能100%回收。

装置运行前后定排扩容器乏汽排放对比如图2所示。

2 改造后发现的问题及解决方法

由于乏汽回收装置第一次在本单位使用, 现场应用时也遇到了一些问题, 下面试进行分析。

(1) 装置投入运行后, 动力头前的对空排气门间歇喷水。

原因分析:原乏汽回收装置罐体上方有一阀门, 相当于呼吸阀, 起到排出罐内空气的作用。但是厂家在此处安装的阀门是一个安全阀, 且起座压力设定为0.1 MPa。在实际工况下, 罐内压力最多达到0.06~0.08 MPa, 故此阀门根本不可能开启, 因此乏汽回收装置内部处于憋压状态, 从而导致水从对空排气门处间歇排出。

解决方案:拆除原阀门, 改用一小径弯头代替, 问题解决。

(2) 运行一段时间后, 发现来水温度高于回水温度, 不符合乏汽回收装置工作原理。来汽管测点读数仅为22℃, 说明内部无蒸汽流动, 蒸汽冷却接近室温, 证明乏汽回收装置并未正常工作。

现场温度表示数如表1所示。

原因分析:开始认为是动力头提供的负压不足, 无法抽吸乏汽进入回收装置, 后经现场检查, 发现对空排气门处于开启状态。按照设计, 该阀门应具备联锁功能:当动力头提供负压时, 阀门即关闭;当管道内憋压时, 阀门即开启对外放汽。正常工作情况下, 该阀门应为关闭状态。如果阀门开启, 则动力头从此阀门抽吸空气进入回收装置, 相当于对来水进行冷却, 从而导致乏汽无法回收, 来水温度高于回水温度。

解决方案:关闭对空排气阀门, 联系仪表部门检查联锁功能, 问题解决。

3 乏汽回收经济效益分析

回收乏汽效益计算如表2所示。

乏汽热焓按1 000 k J/kg计算, 运行期间 (按每月30天计) 回收热能:1 000 k J/kg×4.1 t/h×24 h×30天=2 952 000 000 k J;折算锅炉使用原煤 (5 000 kcal/kg) 为140 t;节约开支:140 t×750元/t=10.5万元;回收除盐水:4.1 t/h×24 h×30天=2 952 t;节约开支:2 952 t×3元/t=8 856元;2项合计节约人民币:105 000+8 856=113 856元;扣除水泵耗电费用:30 k W·h×24 h×30天×0.5元/k W·h=10 800元;实际每月可节约人民币103 056元, 年节约近124万元。

4 结语

乏汽回收装置利用有剩余压力的水为动力头工作水, 回收低压或无压乏汽热能及凝结水, 可排除乏汽及加热水中的各种气体。其结构紧凑, 占地小, 接入系统方便;无人值守, 维护费低, 可连续运行, 寿命周期大于10年;回收乏汽稳定、安全、效率高, 可回收90%~100%的乏汽热能及冷凝水。

天津石化热电部乏汽回收装置安装完毕正式投入运行后, 整套装置运行过程无需专人值班, 生产运行正常, 各项运行指标正常, 乏汽100%回收, 节能效益明显。整套装置结构简单, 运行可靠, 贴近实际生产需要, 不影响给水指标, 易于操作, 经济效益明显, 平均每日节省成本3 000元以上。有效回收锅炉装置乏汽, 利于热电厂指标及现场可视化管理, 是一种值得普遍推广的节能新技术。

摘要：介绍了乏汽回收装置在天津石化热电部成功应用的实例, 列举了一些实际应用中出现的问题并给予解释, 对节能经济效益进行了计算。在我国目前的能源形势下, 乏汽回收技术是能产生巨大经济效益的节能减排新技术。

除氧器外排乏汽回收利用小结 篇4

除氧器的作用是除去锅炉给水中所含的氧,保证给水品质,避免锅炉、汽轮机组各系统的通流部分及金属部件在高温下发生过度的氧化腐蚀,延长使用寿命。此外,在锅炉热力系统中还可以回收加热器疏水和锅炉排污扩容器产生的蒸汽等,以减少锅炉的汽水损失。

在容器中,溶解于水中的气体量与水面上气体的分压成正比。热力除氧方法,即用蒸汽来加热给水,提高水的温度,使水面上蒸汽的分压力逐步增加,而溶解气体的分压则渐渐降低,溶解于水中的气体就不断逸出;当水被加热至相应压力下的沸腾温度时,水面上全都是水蒸气,溶解气体的分压为零,水不再具有溶解气体的能力,亦即溶解于水中的气体,包括氧气均可被除去。除氧的效果一方面取决于是否把给水加至相应压力下的沸腾温度,另一方面取决于溶解气体的排除速度,这个速度与水和蒸汽的接触表面积的大小有很大的关系。

1 现 状

我公司是以煤为原料,采用恩德粉煤气化技术造气的中型氮肥企业,生产能力为合成氨180 kt/a、尿素300 kt/a。公司动力车间共有4台锅炉,生产3.82 MPa、450 ℃的过热蒸汽供生产车间使用。4台锅炉全都为75 t/h的循环流化床锅炉;各配有一台热力除氧器(分别为3#、4#、5#、6#除氧器),型号为Swcy-100-11,工作压力0.02 MPa,工作温度104 ℃,出力100 t/h,水箱容积40 m3。

现4台除氧器并列运行。因除氧排气而带出的饱和蒸汽约为0.4 t/h(每台),这既是一种水资源的浪费,又是一种热能的损失。同时,对环境也会造成一定的热污染,现场排放噪音大,结露或结冰严重,环境差。

2 改造方案

2011年,我公司为了节能减排,据除氧器及热力系统情况,结合公司的锅炉运行方式,同时考虑了除氧器的安全、稳定运行,经综合比较及优化,决定采用以下改造方案。

2.1 依 据

(1)合理性原则。

在改造系统上,利用现场可利用管网,不造成可用管网的废弃。

(2)可行性原则。

工程设计上,在确保工艺上可行的同时,考虑其与经济上的可行性协调统一。

(3)可靠性原则。

采用成熟可靠的回收工艺,改造后系统运行稳定,不能对原系统造成不利影响。

(4)先进性原则。

采用当前热能利用领域内先进的工艺,考虑到日后生产扩建等因素,简化系统,减少占地,做出一定的工程预留。

(5)操作管理方便。

确保安全、可靠运行的同时,考虑减少劳动量。

(6)避免二次污染。

改造应避免产生噪音、泄漏等二次污染。

综上所述,我公司决定采用武汉科林环保技术有限公司设计的型号为KLAR-1.0PA一体化乏汽回收装置,将除氧器的外排乏汽完全回收利用,不再外排。

2.2 方案设计

4台除氧器的外排乏汽量估算合计为1.6 t/h,2台除氧器共用一套乏汽回收装置,故选择两套乏汽回收装置。其流程(共有两套)见图1。

基本流程简述 将除氧器外排乏汽接至乏汽回收总管,以除盐水(10 ℃)为工作水进入KLAR动力头(每套装置配2个抽吸乏汽动力头),经喷射式混合加热器的抽吸作用,将2台除氧器排出的乏汽(温度104 ℃)冷凝成热水[即变成气—水混合物(温度50～55 ℃),补充水被加热]。热水进入气液分离装置,分离出的不凝气经排气装置自动排出;工作水体则经升压泵升压到0.5 MPa,回送至除氧器进水管。排汽的热能与冷凝水被全部回收,除氧器出力不变,除氧器所需新鲜蒸汽用量减少。

3 装置特点

本装置为高效喷射抽吸加热装置、气液分离罐及气体排放、热水压力恢复提升回输三个单元及随机液位控制和热能回收计量仪表组成的一体化装置,由3个接口接入乏汽回收系统。

(1)大流量小容积的比例叠加调节技术。

其气液分离罐罐体小巧,储水容积只有常规设计的几分之一,而液位波动控制精度很高,实现无人值守全自动稳定运行。本装置可以在狭小的空间安装,甚至安装在除氧器平台上,从而使得热能回收效率最高,热损失最小。

(2)宽负荷稳定运行的高效喷射抽吸加热装置。

(3)不仅效率高,而且在启动—运行—停止过程中无任何振动、噪音。能在进水流量、压力及乏汽量大幅波动的工况下稳定运行。

(4)高效的气液分离单元。

在回收乏汽热能的同时,回收了冷凝水,有效地将排汽中的不凝气排除,减轻原有装置的负担,进一步提高回收率。

(5)精确的液位控制单元。

① 采集分离罐液位传输模拟信号给执行机构。

② 全系统“手动undefined自动”切换。

③ PLC编程控制(自控装置)。

④ 输入—输出讯号均进行参数整定、响应速度处理。

4 技术性能(表1)

5 结 语

乏汽余热利用 篇5

山西大唐国际云冈热电公司 (简称“云冈热电”) 是大同市规划的城市采暖热源点之一。云冈热电公司现有四台总装机容量为1040MW的直接空冷供热机组, 分两期建设。一期工程为2×220MW直接空冷供热机组, Ⅱ期工程为2×300MW直接空冷供热机组, 分别于2003年和2009年投产发电。随着大同市城市建设的发展, 供热燃煤锅炉拆除, 2007年后大同市城市供热能力与热网要求差距逐年加大, 到2009年热量需求增加和热源点能力不变的矛盾进一步加剧。2011-2012年云冈热电尽最大能力供热, 仍然不能满足城市供热要求的热负荷。根据大同市总体规划, 2015年大同市预计集中供热面积将达到6780万平方米, 根据现状热源的实际供热能力和城市集中供热面积的发展状况, 2012年热源缺口46.4MW, 约80万m2供热面积无热源供热, 到2015年热源缺口1051.2MW, 约1946.7万m2供热面积无热源供热。乏汽利用项目改造前云冈热电公司一期工程为大同市城区提供472MW的供热负荷, 二期扩建工程2×300MW供热机组为大同市城区提供698MW, 共供热能力为1170MW。为保证城市采暖供热, 适应未来热负荷需求的增加, 最有效的办法就是提高原有热电厂的供热能力。因此云冈热电公司果断进行供热改造采用乏汽利用这一项技改项目。热泵乏汽利用技术, 回收电厂乏汽冷凝热量480MW, 使云冈电厂总供热能力达到1489MW, 可供应2481万m2的建筑采暖。每年回收乏汽余热674万GJ向城市供热, 与集中供热锅炉相比, 相当于每年节约28.75万吨标准煤, 减少SO2排放量0.7万吨, 减少CO2排放量66.4万吨, 减少NOx排放量651.83吨, 减少烟尘排放量0.54万吨。对加快市政基础设施建设、保障热力供应、改善城市环境等有直接的推动作用。

2 吸收式热泵的工作原理

当前电站余热利用供热系统应用较多的是吸收式热泵。吸收式热泵以溴化锂溶液作为工质, 以高温热源做驱动, 把低温热源的热量提高到中温, 从而提高系统能源的利用效率。热泵由发生器、冷凝器、蒸发器、吸收器、节流装置、溶液泵、冷剂泵等组成;为了提高机组的热力系数还设有溶液热交换器;为了使装置能连续工作, 使工质在各设备中进行循环, 因而还装有屏蔽泵 (溶液泵、冷剂泵) 以及相应的连接管道、阀门等。溴化锂吸收式热泵工作原理如图1。

其工作过程为:驱动热源在发生气内释放热量, 加热溴化锂稀溶液, 并产生冷剂蒸汽, 冷剂蒸汽进入冷凝器放冷凝热, 加热流经冷凝器传热管内的水。冷凝下来的水经过节流进入蒸发器, 冷凝水通过冷凝泵喷射到蒸发器传热管表面, 吸收刘金蒸发器传热关内的低温余热热量, 冷凝水吸收热量后变为蒸汽, 进入吸收器。在发生气内被加热的溴化锂稀溶液变为浓溶液, 也进入吸收器喷淋, 吸收从蒸发器过来的冷剂蒸汽并放出热量, 加热流经吸收器传热管内的水。溴化锂浓溶液与冷剂蒸汽放热混合后变为稀溶液, 通过溶液泵返回发生器内重新进行循环。被加热的热水流经吸收器、冷凝器输送给热用户。

3 热泵乏汽利用系统简介

3.1 云冈热电原有的供热系统, 云冈热电2×220MW热网系统按循环水量额定6700t/h、最大7400t/h设计, 热网加热器把循环水从65℃加热到115℃。热网站设4台热网加热器、5台热网循环水泵、3台热网疏水泵, 以及低压除氧器、除污器、热网补水泵和排水泵、软化水泵、扩容器等设备。云冈热电2×300MW供热机组扩建工程热网系统按循环水量设计额定流量8756t/h, 最大10790t/h, 热网加热器把循环水从65℃加热到120℃。热网站设4台热网加热器、5台热网循环水泵、6台热网疏水泵, 以及疏水罐、除污器、扩容器等设备。云冈热电向大同市区共有四条供热主干线, 分别为DN800, DN800, DN1000, 和DN1200, 分别由2×220MW、2×300MW机组供出, 在外网末端与其它热源点的末端并接。

3.2 乏汽利用项目改造后的系统, 原有的热网加热站设备不变, 每台主机对应配置一台吸收式热泵, 利用主机五段供热抽汽作为驱动汽源带动其运行、并吸收主机部分乏汽气化潜热。余热回收热泵并列运行, 其乏汽系统、驱动蒸汽系统相互独立, 其热网循环水供水系统管道汇集在一起进入原有的供热站进行二次加热。加热后进入大热网供水母管送至市区供热。大热网供热回水先经四台增压水泵进行升压来克服热泵压损, 保证热泵出水压力能满足供热循环水进入原加热站五台热网循环水泵入口要求。机组做完功的乏汽一部分进入空冷散热器进行冷却回收至凝结水箱, 一部分通过乏汽蝶阀进入热泵凝汽器进行换热。每台热泵凝汽器配两台热泵凝结水泵 (一台运行, 一台备用) 。热泵凝结水通过凝结水泵回收至热力系统凝结水箱。热泵凝汽器真空系统通过热泵抽真空门与主机真空系统串联。

4 系统运行及调整方式

4.1 系统运行方式

供热改造为一期2×220MW机组和二期2×300MW共4台机组每台主机对应一台热泵机组, 每台热泵均单独设置余热回收机房, 回收汽轮机乏汽余热。一期2×220MW机组热网循环水回水温度45℃, 所有循环水回水首先进入1号热泵进行换热, 加热至46℃后进入2号热泵进行换热, 循环水温度升至59℃, 此时, 有一半的热网循环水重新回至1号热泵进行换热, 另一半热网循环水仍在2号热泵中进行换热, 热网循环水被分别加热后重新汇合在一起, 最终温度达到74℃后进入一期原热网首站继续加热。二期2×300MW机组热网循环水回水温度45℃, 所有循环水回水首先进入3号热泵进行换热, 加热至54℃后进入4号热泵进行换热, 循环水温度升至59℃, 此时, 有一半的热网循环水重新回至3号热泵进行换热, 另一半热网循环水仍在4号热泵中进行换热, 热网循环水被分别加热后重新汇合在一起, 最终温度达到75℃后进入二期原热网首站继续加热。

4.2 运行调整方式

云冈热电4台机组同时运行, #1、3机组高真空运行, 机组真空值要求在-80k Pa, #2、4机组低真空运行, 机组真空要求在-63k Pa-66k Pa, 驱动汽源采用机组五段抽汽, 汽源压力要求在0.12MPa以上, 且热泵驱动汽源总门及调整门全开。热泵系统真空与机组真空系统串联, 真空值一致, 乏汽进入凝汽器蝶阀全开状态, 通过调整, 通过调整机组真空值来调整进入热泵系统的乏汽量。正常运行中保证热泵满出力运行, 调整供热参数时通过改变热网站加热器的投运数量和热网加热器的进汽量来调整。当热网加热器全部退出运行后, 如果要调整供热参数时, 通过改变机组真空值来调整进入热泵的乏汽量来调整, 乏汽量多凝汽器换热强烈出水温度就高, 相反乏汽量少凝汽器换热效果减弱出水温度低。当机组出现异常或故障时, 只需将驱动汽源门关闭, 切断驱动汽源, 热泵系统停止工作, 保留凝汽器工作。

5 乏汽利用系统改造后的经济性

5.1 改造后, 供热系统运行参数如表1所示。

从表1、表2可以看出, 改造后, 电厂余热回收机组回收乏汽能力为760t/h, 功率480MW;电厂总供热能力1489MW, 总供热面积可达到2481万平方米。

在整个采暖季的运行中, 乏汽供热带基本负荷, 云冈热电厂供热系统总供热量约为1398万GJ。由汽轮机凝汽余热提供674万GJ, 占48%;由采暖抽汽提供724万GJ, 占52%。供热负荷分配图如图3所示。

5.2 将乏汽供热视同在火力发电厂热经济指标计算中视同抽汽供热, 则改造前后, 电厂额定供热工况的主要热经济指标如表3所示。

从表3可以看出, 改造以后, 在同样锅炉燃煤量和主蒸汽进汽量的情况下, 200MW机组供热量由390t/h抽汽改为283t/h抽汽+178t/h乏汽, 供热能力增加;发电机功率由164.5MW改为176.6MW, 增加了机组的发电量;热耗降低、发电标煤耗降低。300MW机组供热量由500t/h抽汽改为440t/h抽汽+202t/h乏汽, 供热能力增加;发电机功率由258.5MW改为267.3MW, 增加了机组的发电量;热耗降低、发电标煤耗降低。

6 结束语

热泵系统在热电厂中的利用在不增加电厂燃煤量、污染物排放量等的基础上, 回收汽轮机的乏汽余热向城市供热, 使电厂对外供热能力提高, 节约能源, 提高了运行经济性, 降低碳排放, 保护了环境。

参考文献

[1]山西大唐国际云冈热电公司热泵系统运行规程[S].2012.

[2]山西大唐国际云冈热电公司乏汽余热利用工程研究报告[R].2012.

[3]山西大唐国际云冈热电公司乏汽余热利用经济性试验报告[R].2013.