热电循环水余热回收利用工程可行性研究报告.doc

金 川 镍 钴 研 究 设 计 院
工程设计—冶金(有色、重金属)甲级
建筑乙级 市政公用（热力）乙级
工程咨询-甲级（有色冶金、建筑）

金川集团有限公司
热电循环水余热回收利用工程
可行性研究报告

金川镍钴研究设计院
装备能源部
科技开发部
动力厂

金川集团有限公司热电循环水余热回收利用项目 V 目录
金 川 镍 钴 研 究 设 计 院
工程设计—冶金(有色、重金属)甲级
建筑乙级 市政公用（热力）乙级
工程咨询-甲级（有色冶金、建筑）

参加专业及人员
专业及职务
实 名
签 名
职 称
院 长
聂文斌

国家注册一级结构工程师
项目负责人
曾海龙

国家注册公用设备工程师
余热利用
设计
曾海龙

国家注册公用设备工程师
审核
李 洪

暖通工程师
审定
罗志刚

国家注册公用设备工程师
热力工程
设计
曾海龙

国家注册公用设备工程师
审核
李 洪

暖通工程师
审定
罗志刚

国家注册公用设备工程师
总图
设计
段军山

总图工程师
审核
张 燚

测量高级工程师
审定
吴志刚

规划工程师
结构
设计
谢复久

结构工程师
审核
白向荣

国家注册一级结构工程师
审定
刘砚辉

结构工程师
给排水
设计
黄三勇

给排水工程师
审核
张志文

给排水高级工程师
审定
曲 非

国家注册公用设备工程师
暖通
设计
曾海龙

国家注册公用设备工程师
审核
李 洪

暖通工程师
审定
罗志刚

国家注册公用设备工程师
电气
设计
杨学林

电气工程师
审核
王和顺

电气高级工程师
审定
王英成

电气高级工程师
自控
设计
高东坡

自动化高级工程师
审核
刘俊鹤

自动化工程师
审定
王英成

电气高级工程师
概算
技经
设计
丁云艳

造价工程师
审核
王瑞芳

国家注册造价工程师
审定
罗志刚

国家注册公用设备工程师

金川镍钴研究设计院 目录
目 录
第一章 总论 1
1.1编制依据及原则 1
1.1.1编制依据 1
1.1.2编制原则 1
1.2项目及建设单位概况 1
1.2.1项目名称及性质 1
1.2.2建设单位概况 1
1.3项目建设条件 3
1.3.1余热资源条件 3
1.3.2热用户条件 3
1.3.3蒸汽资源条件 3
1.3.4建设条件 3
1.4项目建设的背景及意义 5
1.4.1项目建设的背景 5
1.4.2项目建设的意义 7
第二章 供热现状及热负荷分析 9
2.1概述 9
2.2目前供热现状 9
2.2.1供热原理 9
2.2.2热电联产机组能流分布 10
2.2.3蒸汽管网现状 10
2.2.4二级管网现状 12
2.3热负荷分析 13
2.3.1热负荷现状 13
2.3.2热负荷发展预测 14
2.4换热站现状 14
第三章 热电厂余热利用工艺原理 15
3.1概述 15
3.2吸收式热泵技术 15
3.2.1吸收式热泵简述 15
3.2.2吸收式热泵技术原理 16
3.2.3溴化锂吸收式技术的特点 17
3.3吸收式热泵在国内外的发展 17
3.3.1吸收式热泵发展概述 17
3.3.2吸收式热泵在余热回收方面的应用进展 18
第四章 余热利用工程方案 19
4.1概述 19
4.2方案基础条件 19
4.2.1设计热负荷 19
4.2.2循环水与热泵机组连接方式 19
4.2.3供热管网 20
4.3工程方案一 21
4.3.1方案概况 21
4.3.2方案一主要设备选型 22
4.3.2方案一供热管网 23
4.3.3方案一存在的问题 24
4.4工程方案二 24
4.4.1方案二概述 24
4.4.2热力系统 25
4.4.3方案二主要设备选型 25
4.4.4方案二供热管网 27
4.4.5换热站改造 27
4.4.6运行方式及供热安全 28
4.4.7方案二主要技术经济指标 29
4.5工程方案三（设想） 29
4.5.1概述 29
4.5.2优缺点比较 30
4.5.3方案三展望 31
4.6结论 31
第五章 室外热力工程 33
5.1设计规范及标准 33
5.2设计原则 33
5.2.1一般原则 33
5.2.2压力管道布置原则 33
5.3管网布置 34
5.3.1管网布局 34
5.3.2管材及管道敷设方式 35
5.3.3管道热补偿及保温防腐 35
第六章 工程方案及配套工程 37
6.1总图运输 37
6.1.1工程概况 37
6.1.2总平面布置 37
6.1.3绿化与美化 38
6.1.4主要技术经济指标 38
6.2土建 38
6.2.1概况 38
6.2.2设计依据 38
6.2.3建筑设计 40
6.3供电与配电 41
6.3.1项目依据 41
6.3.2设计范围 41
6.3.3用电负荷及分级 41
6.3.4供配电系统 41
6.3.5照明系统 43
6.3.6主要设备、材料选择 43
6.3.7防雷接地及安全 44
6.3.8线路敷设 44
6.3.9节能 44
6.4自动控制 46
6.4.1控制方式 46
6.4.2自动化水平 46
6.5.3自动化设备选型原则 46
6.5.4热泵机组控制功能 46
6.5暖通 47
6.5.1设计依据 47
6.5.2设计内容 48
6.5.3室内外设计计算参数 48
6.5.4采暖系统 48
6.5.5通风、空调 49
6.5.6节能环保 49
6.6给排水 49
6.6.1设计依据 49
6.6.2设计范围 49
6.6.3给水系统 49
6.6.4消防系统 50
6.6.5排水系统 50
6.6.6节能、节水措施 50
6.6.7主要设备和材料 50
第七章 节能 53
7.1概述 53
7.2设计原则 53
7.3用能标准和节能规范 53
7.3.1节能法律、法规及行政规章 53
7.3.2相关标准和规范 53
7.4设计采用的节能措施 54
7.4.1选用先进的生产工艺 54
7.4.2合理选择生产设备 54
7.4.3其它节能措施 54
7.5节能管理措施 54
7.6节煤效果及指标对比分析 54
7.7项目节能综合评价 55
第八章 环境保护 57
8.1设计依据及设计采用的环境保护标准 57
8.1.1设计依据 57
8.1.2设计采用的环境保护标准 57
8.2污染物治排放及治理 57
8.2.1废气粉尘污染源 57
8.2.2噪声及其防控措施 58
第九章 职业安全卫生健康与消防 59
9.1概述 59
9.2职业安全卫生 59
9.2.1安全设计采用的主要法律、法规、技术标准和规范 59
9.2.2职业危害因素及其影响 60
9.2.3安全与卫生的防范措施 61
9.3预期效果与评价 63
9.4消防 63
9.4.1设计依据和标准 63
9.4.2项目火灾与火灾危险性类别 64
9.4.3给排水消防设计 64
9.4.4建筑灭火器配置 64
第十章 组织机构和人力资源配置 65
10.1组织机构 65
10.2生产组织 65
10.3劳动定员 65
第十一章 投资估算 67
11.1工程概况 67
11.2编制依据 67
11.3定额及取费标准 67
11.4主要设备及材料价格确定 67
11.5投资分析及主要经济指标 67
11.6投资估算书 68
第十二章 技术经济 71
12.1概述 71
12.2组织机构及劳动定员 71
12.2.1组织机构 71
12.2.2生产组织 71
12.2.3劳动定员 71
12.3项目总投资及资金来源 71
12.3.1项目总投资 71
12.3.2资金使用及来源 71
12.4成本费用估算 72
12.4.1计算说明 72
12.4.2总成本费用 72
12.5销售收入、税金及利润 72
12.5.1销售收入 72
12.5.2销售税金及附加 72
12.5.3利润计算 72
12.6效益评价指标 72
第十三章 结论及存在问题 75
13.1结论 75
13.2问题、风险及应对措施 75
13.2.1问题及风险 75
13.2.2措施 75
13.3展望 76
附录 77
附录1-财务评价报表 77
附录2-图纸 77
附表1 财评汇总表 79
附表2 投资计划及资金筹措表 81
附表3资金来源与运用表 82
附表4固定资产折旧估算表 84
附表5总成本费用估算表 85
附表6销售税金及附加估算表 86
附表7损益表 87
附表8全部投资现金流量表 88
附表9自有资金现金流量表 90
附表10资产负债表 92

金川镍钴研究设计院 第一章 总论
第一章 总论
1.1编制依据及原则
1.1.1编制依据
1、金川集团有限公司规划发展部关于热电循环水余热回收利用工程的设计委托；
2、金川集团有限公司装备能源部、科技开发部、动力厂关于此项目的项目建议书；
3、金川镍钴研究设计院收集的关于此项目的基础数据和技术资料；
4、国家有关法律、法规和技术规程、规范。
1.1.2编制原则
1、控制投资、尽量利用原有管线地沟设施，尽可能做到少花钱多办事；
2、在热电二车间新建吸收式热泵机组机房及配套设施，满足6#小区、7#小区及一厂区冬季采暖热负荷108.75MW供热的需求；
3、为建设方提供合理的建厂条件和工艺方案的咨询；
4、项目建设符合环保规范：环保达到国家规定的环保标准，环保工程与主体工程做到“三同时”；
5、设计符合国家有关安全生产、劳动卫生和消防政策；
6、工艺具有一定的先进性并适用于本工程，工艺与设备选型具有节能、环保和低碳性能。
1.2项目及建设单位概况
1.2.1项目名称及性质
1、项目名称：金川集团有限公司热电循环水余热回收利用工程
2、项目建设性质
本项目是为了贯彻落实国家节约能源、保护环境的政策、建设资源节约型和环境友好型社会。按照金川集团有限公司节能减排有关文件精神的要求，实现集团公司可持续发展战略目标，回收热电厂汽轮机凝汽器循环水余热，实现冬季采暖供热，实现节能减排的目标。
1.2.2建设单位概况
1、建设单位全称：金川集团有限公司
2、建设地点：甘肃省金昌市金川集团有限公司动力厂热电二车间
3、建设单位概况
金川集团有限公司(简称金川公司)是采、选、冶、化配套的大型有色冶金、化工联合企业，生产镍、铜、钴、稀有贵金属和硫酸、烧碱、液氯、盐酸、亚硫酸钠等化工产品以及有色金属深加工产品，镍和铂族金属产量占中国的90%以上，是中国最大的镍钴生产基地，被誉为中国的“镍都”，也是全球同类企业生产规模大、产品种类齐全，最具有竞争力的公司之一。
金川公司已形成年产镍13万吨、铜40万吨、钴1万吨、铂族金属3500公斤、金8吨、银150吨、硒50吨及150万吨无机化工产品的综合生产能力。公司未来的发展目标是：本着扩大经济总量，提高经济增长质量的宗旨，坚持初级产品总量扩张和新产品开发与生产并重，继续以结构调整为主线，进一步做好镍、铜、钴、稀贵金属和无机化工产品五篇文章，使有色金属总产量达55万吨，到2010年，有色金属年产量60万吨，其中镍15万吨、铜40万吨、钴1万吨、金10吨、银260吨、硒120吨、铂族金属8000公斤，其他金属3万吨，化工产品280万吨，有色金属压延加工材15万吨，营业收入过800亿元，利税总额过100亿元。金川公司镍钴铂族金属采选冶综合实力位居世界同行业前三位。金川公司被列为国家“十一五”循环经济示范企业，国家首批创新型企业和全国知识产权保护试点单位；位列2009年中国500强第74位。2009年，金川公司实现营业收入665亿元，利税33亿元，其中利润21亿元。
2011年是公司“十二五”规划的开局之年，公司确定的“十二五”目标是：有色金属及加工材年产量超过150万吨，化工产品过450万吨；产品销售收入过1000亿元，营业收入过1500亿元，利税总额过100亿元，打造千亿企业。公司确定的远景目标是：综合实力跻身世界500强，把公司建设成为跨国经营的矿业集团，打造“百年金川”。“十二五”末，公司镍、铜、钴、钛等初级产品销售收达到850亿元，金属压延加工产品销售收入达到250亿元，电池及电池材料销售收入达到400亿元，贵金属深加工产品销售收入达到30亿元，高纯金属产品销售收入达到20亿元，太阳能真空镀膜及太阳能热发电产品销售收入达到40亿元，现代装备制造业销售收入50亿元，工程建设年营业收入达到50亿元，自动化工程年营业收入达到10亿元。
1.3项目建设条件
1.3.1余热资源条件
金川集团有限公司动力厂热电二车间为2×N150MW+2×480t/h国产超高压、中间再热、燃煤热电联产供热机组。凝汽器循环水流量为9500m3/h，循环水在冬季采暖期上塔平均温度约为26℃，下塔平均温度约为17℃，尽管其温差较小，由于循环水量大，理论计算其中蕴含的余热量达110MW。根据动力厂提供的数据将2#机组冷却塔上塔下塔温度统计资料绘制如图1.1所示。

图1.1 冷却塔进出口温度统计图
1.3.2热用户条件
动力厂热电二车间周围3km范围之内有相应的热负荷需求，6#小区、7#小区及一厂区大部分热用户均在3km的范围内，循环水区域供热系统的供热距离、路由、管径等参数对管网投资和运行管理费用影响相对较小。
1.3.3蒸汽资源条件
动力厂热电二车间为2×N150MW抽凝机组，有相对丰富的蒸汽资源作为吸收式热泵高温驱动热源。
1.3.4建设条件
1、水源、水质条件
利用金川公司动力厂区内生产给水管网，该管网由公司净化站供水，源头为金川峡水库(总库容为6500×104 m3)，水质指标见下表1.1。
表 1.1 金川地区水质指标
指 标 项 目
单 位
平 均
最 高
最 低
水温
℃
10.21
20.5
0.5
PH值
7.92
8.41
6.6

硫酸盐
mg/l
87.96

氯化物
mg/l
29.40
67.0
10.0
溶解性铁
mg/l
0.42

总锰
mg/l
0.37
0.72
0.02
总铜
mg/l
0.0325
0.124
0.03
总锌
mg/l
0.0317
0.034
0.017
总铅
mg/l
0.02

氰化物
mg/l
0
0
0
钙离子
mg/l
61.90
78.20
34.10
镁离子
mg/l
24.70
43.80
13.40
总硬度
mg/l
251

总砷
mg/l
0.0047

浊度
mg/l
133.8
50000
2.5
2、工程地质
厂区地基持力层为卵石混沙土，该土层厚达数百米，级配良好。自然地势平坦，自然地面标高为1535米左右，自然地面坡度约1%，地下水位埋深大于200米，无不良地质现象。金川地区地震基本烈度为7度。
3、气象条件
金昌市气候干燥，昼夜及四季温差较大，降水稀少，蒸发量大，日照充足，属于典型的大陆性气候。
① 气温
累年平均气温 9.2 ℃
累年平均最高气温 15.9 ℃
累年平均最低气温 2.6 ℃
供暖天数内日平均温度 -3.4 ℃
极端最高气温 38.2 ℃(1991年7月15日)
极端最低气温 -25.3 ℃(1991年12月27日)
② 湿度
累年平均绝对湿度 5.5 hpa
最大绝对湿度 21.8 hpa
最小绝对湿度 0.1 hpa
累年平均相对湿度 45 %
最小相对湿度 6 %
③ 室外计算温度
冬季供暖室外计算干球温度 -15 ℃
冬季通风室外计算干球温度 -9.0 ℃
最低日平均室外计算干球温度 -23.4 ℃
夏季室外平均湿球温度 22.2 ℃
④ 风速、风向
年平均风速 2.5 m/s
冬季最多风向平均风速 2.9 m/s
主导风向为西北风
⑤ 降水与蒸发
累年平均降水量 185 mm
一日最大降水量 129.5 mm(1987年6月11日)
累年平均蒸发量 2094.2 mm
⑥ 其它
最大冻土深度 1500 mm
大气压力 849.0 hpa
冬季日照率 75 %
供暖天数 149天
年一日最大降雨量 26.4 mm
最大积雪深度 100 mm
1.4项目建设的背景及意义
1.4.1项目建设的背景
近些年来，随着社会经济的发展与进步，国家对资源节约、环境保护、能源综合利用等方面要求逐步提高。十届全国人大四次会议审议通过的《中华人民共和国国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要》提出，“十一五”期间单位国内生产总值能耗降低20%，单位工业增加值用水量降低30%，主要污染物排放总量降低10%的约束性指标。《节能中长期专项规划》对宏观节能量指标做出如下规定：到2010年每万元GDP（1990年不变价）能耗由2002年的2.68万吨标准煤下降到2.25吨标准煤，2003~2010年年均节能率为2.2%，形成的节能能力为4亿吨标准煤。
2009年1月，国家正式实施的《循环经济促进法》对制定激励措施，支持循环经济发展做出了明确规定。2009年12月24日，国务院批准《甘肃省循环经济总体规划》，把甘肃省列入全国唯一一个国家级循环经济示范区。循环经济是对“大量生产、大量消费、大量废弃”的传统增长模式的根本变革。“减量化、再利用、资源化”是串起循环经济的主线，特征是低消耗、低排放、高效率，“资源—产品—废弃品”的传统直线经济增长模式，被“资源—产品—再生资源”的循环经济发展模式取代。它开辟了资源综合利用、反复使用的新途径，使得物尽其用、变废为宝，资源利用效率显著提高，可以从资源消耗的源头减少污染物的产生，使得废弃物得以回收利用、化害为利。同时金川公司被列为“十一五”时期循环经济示范企业。
近年来，随着金川集团公司生产规模的不断扩大、产品品种多样化、产业结构日趋合理和技术进步，公司的主产品生产的综合能耗、水耗不断降低，但能源消耗总量仍呈上升趋势，节能减排的压力非常大。“十一五”期间公司要完成省政府下达的27.23万吨标煤的节能任务。由于主流程生产工艺和规模基本确定，节能潜力已十分有限。此外，三厂区新建项目投产后，产品设计工艺能耗在0.5吨标煤/吨和5.22吨标煤/吨之间，其产值能耗比公司“十一五”末现有生产系统的产值能耗（预计为0.77吨标煤/万元）要高，其中，40万吨/年离子膜烧碱项目设计产值能耗达3.12吨标煤/万元。因此，公司节能降耗任务将十分艰巨。
“十二五”期间，公司将大力开展节能减排，提高能源利用率。用能总量的增加和国家对节能减排的要求，使节能降耗工作在“十二五”期间显得尤为重要。“十二五”末，公司水、电、蒸汽等主要能源需求量将分别达9600万吨、81亿千瓦时、890万吨。在用水方面坚持开源与节流并重，节流优先的原则，进一步改造和完善公司各类排水处理系统，实现废水资源化，减少新水用量。在热能利用方面进一步优化热源和热网结构，提高热能输送效率和终端热能使用效率，将公司热能利用率由60.75%提高到76%以上。在电力供应方面继续优化供电系统网络结构，提高电网输送能力和可靠性，淘汰国家公布的非节能型设备，大力推广应用节能产品。同时，继续抓好主流程工艺优化研究，通过新技术、新工艺、新装备的研究和应用达到节能降耗、增产增效的目的；继续安排一批重大节能科研项目，通过这些课题的系统研究，使公司的节能技术水平达到国内同行业领先水平。
1.4.2项目建设的意义
1、符合国家“节能减排”政策和“十一五”规划要求
为了推进节约能源、提高能源利用效率和经济效益，保护环境、保障国民经济和社会的发展，国家相继出台一系列法律、法规规范节能工作，其中一个重要方面是必须坚持节约优先，走一条跨越式节能的道路。节约是缓减能源约束矛盾的现实选择，是解决能源环境问题的根本措施，是提高经济增长质量和经济效益的重要途径，是增强企业竞争力的必然要求。
2009年12月24日，国务院批准《甘肃省循环经济总体规划》，把甘肃省列入全国唯一一个国家级循环经济示范区。作为国有特大型企业和“工业强省”战略排头兵的金川公司对“节能减排”有不可推卸的责任与义务。
2、完成“节能减排”目标任务的要求
“十一五”期间金川公司要完成省政府下达的27.23万吨标煤的节能任务，节能减排的压力非常大。实施本项目预期完成年节约1.2万吨标准煤，使公司节能减排目标责任得到进一步落实。相当于在不增加电厂容量，不增加当地污染物排放，耗煤量和发电量不变的情况下，增大热源的供热能力，提高电厂的综合能源利用效率，同时可减少电厂循环冷却水的蒸发量，节约水资源，并减少向环境排放的热量。
3、贯彻落实科学发展观，彰显企业社会责任风范
采用吸收式热泵技术实施循环水余热利用，回收凝气余热用于供热，本项目实施后，相当于在不增加电厂容量，不增加当地污染物排放，耗煤量和发电量不变的情况下，每年可节约标准煤1.2万吨，则每年可减少CO2排放2.94万吨，减少SO2排放189.52吨，减少NOx排放179.18吨，粉尘排放229.79吨。实施循环水余热利用工程，将是贯彻节能减排、建设循环经济的又一重大举措，在全国及同行业有着巨大的示范作用和影响力。项目投入使用后，将为社会带来较大的环保效益，同时该项目作为热电厂循环水余热利用的样板工程，极具推广价值。

金川集团有限公司热电循环水余热回收利用项目 7 第一章 总论
金川镍钴研究设计院 第二章 供热现状及热负荷分析
第二章 供热现状及热负荷分析
2.1概述
金川集团有限公司动力厂热电二车间为2×N150MW+2×480t/h国产超高压、中间再热、燃煤热电联产供热机组，年发电量19.2亿kWh，年供电量17.66亿kWh，最大抽汽量360t/h，平均供汽量300t/h。抽汽是压力为0.981MPa、温度为345℃、密度为3.9352kg/m3的过热蒸汽。热电二车间目前已形成向二厂区、一厂区及6#小区、7#小区输送蒸汽供热。
2.2目前供热现状
2.2.1供热原理
热电联产的供热方式主要分两种，即汽轮机的背压供热和抽气供热。背压供热汽轮机排汽压力需高于大气压力，如不考虑动力装置及管路的热损失，理论上其热能利用率可达100％，但由于热、电负荷相互制约等原因，在我国应用较少。抽气供热是热电联产领域主要的供热方式，它主要是通过汽轮机上可调节抽气量的抽气口进行抽气。
热电二车间低压抽气端蒸汽通过管网输送至一厂区、二厂区及6#、7#小区换热站（其中一厂区指汽改水项目实施后的情形），通过设在该地的换热站进行热交换，然后通过二级管网将95/70℃的热水送至末端各热用户。其基本的供热原理图如图2.1所示。

图 2.1 抽气供热原理图
通过上图可以看出，此方式依然有大量冷却水的低温余热通过冷却塔排向外界，若能对其加以再回收利用，则可在热电厂规模不变的情况下，大大提高冬季热源的供热能力。
2.2.2热电联产机组能流分布
根据统计和分析，热电厂即使在冬季最大供热工况下，也必须有占电厂总能耗10～30％的热量由循环水（一般通过冷却塔）排放到环境。图2.2所示为一个典型的热电联产机组的能流分布。在该机组中约有20％的燃料能量以废热形式通过循环水排掉。

图 2.2 热电联产机组能流分布图
根据热电二车间目前的现状，如果能有效回收这部分余热量，相当于在不新增电厂装机容量和不增加当地污染物排放的情况下，新增供热面积120万平方米以上，同时节约大量因为蒸发而损失的循环冷却水，因此这是一种极具吸引力的集中供热新形式。
2.2.3蒸汽管网现状
一厂区供热系统，热源主要包括4个锅炉房（一段锅炉房4×20t/h、二矿锅炉房3×6.5t/h、新四号锅炉房6×20t/h、西风井锅炉房2×10t/h）和热电二车间2×N150MW热电联产机组，总计17台锅炉，除热电二车间外的四个锅炉房锅炉额定蒸发量239.5t/h（实际供汽能力163t/h），目前处于停运状态；热电二车间2×N150MW热电联产机组最大抽汽量为360t/h，热电二车间目前最大供热能力为360t/h。热用户主要有二矿区、龙首矿、三矿区、矿山工程公司、一选矿、服务分公司3#、4#换热站等单位。一厂区主要为冬季采暖用热，供热介质为0.4-0.5MPa蒸汽，管网主干线总长度为约4.0 km，最大管径D530X9，最远供热距离为1.5km。同时为服务分公司3#、4#换热站提供蒸汽，换热成95－70℃热水供居民区和部分公共、工辅设施采暖，同时通过一二厂区联网管线对二厂区补充生产用汽。
热电二车间目前已通过敷设在兰州路上2根DN500蒸汽管线实现与二厂区及位于3#小区的1#换热站连接，通过敷设至机械厂区域、龙首矿区域、汽运区域及二矿区区域的蒸汽管网实现向一厂区各用汽点供热，通过敷设至6#小区及7#小区换热站的管线向6、7#居民小区热用户供热。热电二车间蒸汽管网现状见图2.3。
图 2.3 热电二车间蒸汽管网现状示意图
热电二车间蒸汽主干管网详细情况见表2.1。表2.1所列管线长度均指主干线长度。
表2.1 热电二车间蒸汽管网统计表
序号
管段编号
规 格
长 度（m）
备 注
1
O-A
2×Φ530×12
2×1500

2
O-B
Φ826×16
235

3
B-C
Φ530×12
516

4
C-D
Φ377×10
1357

5
C-E
Φ426×10
260

6
E-F
Φ273×7
630

7
E-G
Φ426×10
670

8
B-I
Φ426×10
1253

9
I-H
Φ325×6
1920

2.2.4二级管网现状
根据一厂区汽改水项目组提供的资料，拟实施的一厂区汽改水项目，分别在以下区域新建或改建二级换热站：龙首矿区域换热站，位于龙首矿机动科附近，设计热负荷为8MW，供热半径为800米，热用户主要为东部充填、西部充填、龙首矿办公楼、工区办公楼、实业公司矿山机械厂以及动力厂变电所等。机械制造公司区域换热站，位于动力厂一段锅炉房附近，设计热负荷为12MW，供热半径约为1000米，热用户主要为机械制造公司、动力厂供水车间、消防队、三矿区办公楼、一选矿、供应分公司库房和木材厂以及动力厂锅炉房和5＃变电所等。铜盐厂区域换热站，位于汽运分公司院内，设计热负荷为12MW，供热半径约为900米，热用户主要为铜盐厂、矿山工程公司办公楼、装备能源部库房、汽运分公司以及动力厂锅炉房等。二矿区区域换热站，位于二矿区原行政科附近，设计热负荷为10MW，供热半径为1500米，热用户为西部充填工区、汽车队、加工车间、动力工区库房及办公室、运转自动化楼(调度楼)、二矿区综合服务楼（矿办公楼）、机动科办公楼、供应分公司库房、汽运分公司车队以及动力厂净化站等。另设净化站换热站设计热负荷8MW。
公司6#住宅小区、7#住宅小区目前已经形成较为完善的二级供热管网，并经多年的调试运行，二级管网整体运行已经达到较好水利工况。6#区现有二级换热站一座，承担了6#区、白泉村、动力厂机关、一中分部、培训中心及消防队、供水车间等民用及公共建筑冬季供热负荷。6#区换热站位于整个区域的中心位置，站房所在地绝对标高1537.50m，目前换热站出线3趟，其一出口管径为DN350，承担消防队、供水车间、一中分部及沿线区域民用及公建热负荷，干线长约1030m；其二出口管径为DN300，承担原蔬菜公司、永昌路一带区域沿线热负荷，干线长度约580m；其三出口管径DN400，向北延伸至白泉村、培训中心，承担该区域及沿线民用及公建热负荷，干线长度约1400m。7#区目前有换热站一座，站房所在地绝对标高1557.00m，主要承担7#范围内民用建筑冬季供暖热负荷，该站出线一根DN300管至最远端7#区33～36栋区域，干线总长度约600。6#、7#小区换热站及二级管网经多年的运行调试，目前已达到较好的运行状态，居民反映供热状况良好。
2.3热负荷分析
2.3.1热负荷现状
1、一期工程热负荷
根据公司一厂区、6#小区、7#小区实际用热状况，参照装备能源部提供的热负荷统计报表，一厂区及由热电二车间提供蒸汽换热的住宅小区最大月平均热负荷130 t/h，最大热负荷140t/h。根据拟实施一厂区汽改水项目组提供的资料，一厂区拟实施4座二级换热站，分别为龙首矿区域换热站，设计热负荷为8MW，机械制造公司区域换热站，设计热负荷为12MW，铜盐厂区域换热站，设计热负荷为12MW，二矿区区域换热站，设计热负荷18MW（包括净化站区域换热站热负荷），一厂区总计热负荷50MW。6#区换热站设计热负荷46.00MW，7#区换热站设计热负荷12.75MW。热负荷分布区域见图2.4。

图2.4 热负荷分布区域图
上述区域总计热负荷为108.75MW，从上图可以看出，6#区所占比例最大为42%，龙首矿区域设计热负荷最小，为8%。
2、二期工程热负荷
二期工程考虑区域为1#换热站区域，包括2#小区、3#小区范围内居住及公共建筑，2#换热站包括4#小区居住建筑及公共建筑。其中1#小区供热设计热负荷为47MW，2#换热站设计热负荷为40MW。
2.3.2热负荷发展预测
根据《金川集团有限公司热能利用规划报告》和公司拟实施一厂区汽改水项目组提供的资料。一厂区主要为矿山改扩建工程和部分小锅炉替代，6#、7#居民小区暂无新增热负荷规划，本报告设计热负荷以现状热负荷为依据。1#换热站及2#换热站目前亦不考虑新增热负荷需求。
2.4换热站现状
在一期工程实施范围内，涉及到6#小区换热站，7#小区换热站及一厂区拟建机械厂换热站和汽运公司换热站等，6#区换热站目前有卧式管壳式汽水换热器10台，单台换热面积为90m2，水水板式换热器3台，换热面积50m2；7#小区换热站有立式管壳换热器4台，单台换热面积91m2；一厂区拟建换热站目前正在建设中，采用汽水换热器及水水换热换热器，集成一体的组合式智能换热机组。

金川集团有限公司热电循环水余热回收利用项目 13 第二章 供热现状及热负荷分析
金川镍钴研究设计院 第三章 热电厂余热利用工艺原理
第三章 热电厂余热利用工艺原理
3.1概述
正常情况下循环水的温度比较低（一般冬季20～35℃），达不到直接供热的要求，要用其供热，必须想办法适当提高其温度。目前在利用电厂循环水余热供热方面，国内外发展和应用比较多的是汽轮机组低真空运行，即降低排汽缸真空，提高乏汽温度，用排汽加热循环冷却水作为热网热水，或将凝汽器作为热网的一级加热器，从而实现利用汽轮机乏汽余热供热的目的。汽轮发电机组低真空运行供热理论上可以实现很高的能源利用效率，国内外都有很多研究和成功运行的实例，技术已很成熟，但是该技术主要受到两方面的限制：首先，低真空运行机组类似于热电厂中的背压机组，其通过的蒸汽量决定于用户热负荷的大小，所以发电功率受用户热负荷的制约，不能分别地独立进行调节，即其运行也是“以热定电”，因而只适用于用户热负荷比较稳定的供热系统；其次，凝汽式汽轮机改造为低真空运行循环水供热时，对小型机组和少数中型机组在经过严格的变工况运行计算，对排汽缸结构、轴向推力的改变、轴封漏汽、末级叶轮的改造等等方面做严格校核和一定改动后，可以实行，但这种情况对现代大型机组则是一般不允许的，在具有中间再热式汽轮机组的大型热电联产系统中，凝汽压力过高会使机组的末级出口蒸汽温度过高，且蒸汽的容积流量过小，从而引起机组的强烈振动，危及运行安全。大型汽轮机组的循环冷却水进口温度一般要求不超过33℃，相应的出口温度在40℃左右，目前只有地板低温辐射采暖等少量高效供热末端装置能够适应这一温度范围，因此该技术的应用受到比较大的限制。
提高电厂循环水温度用于供热的另一个方法是采用热泵技术，即以电厂循环冷却水为低位热源、利用热泵技术提取其热量后向高温热网供热。热泵供热技术的节能、环保特性已经得到公认。电厂循环水与目前常用的热泵热源相比，具有热量巨大、温度适中而稳定、水质好、安全环保等优点，是一种优质的热泵热源。
3.2吸收式热泵技术
3.2.1吸收式热泵简述
热泵是一种从空气、水或土壤等低温热源获取低品位热能，经过外界做功或加热，提供更多的能被人们所利用的高品位热能的装置。其工作原理与家用空调类似，按照逆卡诺循环工作，所不同的是驱动能源和工作温度范围不一样。
热泵在工作时，它本身消耗一部分能量，把环境介质中贮存的通过传统方法不能够利用的能量，通过热泵系统的工质循环提高其温度并进行利用，整个热泵装置所消耗的功或热量仅为输出能量的一小部分，因此，采用热泵技术可以节约大量高品位能源。
吸收式热泵全称为第一类溴化锂吸收式热泵，它是在高温热源（蒸汽、热水、燃气、燃油、高温烟气等）驱动的条件下，提取低温热源（地热水、冷却循环水、城市废水等）的热能，输出中温的工艺或采暖热水的一种技术。它具有安全、节能、环保效益，符合国家有关能源利用方面的产业政策，是国家重点推广的高新技术之一。
吸收式热泵的能效比COP值——即获得的工艺或采暖用热媒热量与为了维持机组运行而需加入的高温驱动热源热量的比值，按工况的不同可达1.7～2.4。而常规直接加热方式的热效率一般按90%计算，即COP值为0.9。采用吸收式热泵替代常规直接加热方式在获得工艺或采暖用热媒热量相同的条件下，可节省总燃料消耗量的40%以上，节能效果显著。
3.2.2吸收式热泵技术原理
吸收式热泵的基本工作原理如下：在取热器中循环工质吸收低温热源的热量