330mw供热机组乏汽余热回收利用可行性论证报告.doc

XXXX发电有限公司XX热电厂
330MW供热机组乏汽余热回收利用项目
可行性研究报告

XX电力科学研究院
二〇一二年五月

目 录
1 概述 3
1.1 项目概况 3
1.2 编制依据 4
1.3 工作简要过程 5
1.4 工作组织 5
2 热负荷分析 7
2.1热负荷现状分析 7
2.2 供热可靠性 8
2.3 电厂水质分析 8
3 厂址条件 10
3.1 厂址概述 10
3.2 水文及气象条件 12
3.3 电厂水源 13
4汽轮机乏汽冷凝热回收方案比较 14
4.1 各种汽轮机排汽冷凝热利用方案分析 14
4.2吸收式热泵回收汽轮机排汽冷凝热改造方案 17
5 装机方案 19
5.1技术方案分析 19
5.2余热回收方案 21
5.3 主要工艺系统 23
5.4 电气部分 24
5.5 热泵站房布置 26
5.6 建筑结构部分 27
5.7 热工自动化部分 28
5.8采暖通风及空调 28
5.9 消防系统 32
6 环境影响分析 33
6.1 环境保护设计依据 33
6.2 采用的环境保护标准 33
6.3 环境影响分析及防治措施 33
6.4 环境效益分析 34
7 劳动安全与职业卫生 35
7.1 劳动安全 35
7.2 职业卫生 36
8 项目实施的条件和建设进度 39
8.1 项目实施的条件 39
8.2 项目实施的进度 41
9 主要设备清册 42
10工程投资估算及经济效益分析 45
10.1工程投资估算 45
10.2 一期投资经济效益分析 46
10.3 二期投资经济效益分析 49
11 结论 51

昌吉三期电厂330MW空冷供热机组乏汽余热回收利用项目 （初）可行性研究报告

55

1 概述
1.1 项目概况
XXXX发电有限公司XX热电厂位于XX北疆电网的乌昌负荷中心，是乌昌负荷中心的主力电源之一，同时也是乌昌城网中的一座重要热电厂。该热电厂2×330MW投产后，不仅可满足乌鲁木齐市、米东区和XX州及北疆地区的国民经济和社会发展对电力的需求，在北疆地区做到就地平衡。同时该工程的建设有利于加强受端网架及加强北疆电网结构，对提高乌鲁木齐核心电网的供电安全和供电质量具有重要意义。
XXXX发电有限公司XX热电厂装机为2×330MW燃煤亚临界直接空冷供热式汽轮发电机组，配2×1180t/h亚临界、自然循环、一次中间再热、固态排渣、煤粉锅炉，以及相应的生产辅助、附属设施。一期工程于2009年10月开工建设，2011年11月第一台机组投产发电并开始带供热，2011年12月第二台机组投产发电。
采暖抽汽参数定为0.43MPa(a)，248℃，汽源来自1、2号汽轮机5段抽汽，每台机组额定采暖抽汽量370 t/h。采暖供热方式为：由汽轮机抽出的加热蒸汽送至厂内的热网首站，经热交换后，加热蒸汽的凝结水通过热网疏水泵输送回主厂房汽水系统。热网首站的外网(热水管网)采用软化水做为采暖热负荷的供热介质，经加热蒸汽加热后的高温水经厂外热网送至各小区的换热站，经热交换后，将换热后95℃的低温水经小区内热网送至热用户。
现XX热电厂2×330MW机组是XX市供热的主要热源之一，目前接带的供热面积共约为170万m2，预计到2012年达到650万m2，到2013年达到800万m2。随着XX市的发展，集中供热的面积将逐渐增加，XX三期将承担越来越重大的供热压力。从机组设计五段抽汽量、热网设备设计参数看，XX电厂供热能力虽未达到饱和。但由于缺乏备用热源，集中供热工作存在很大安全隐患，若XX热电厂机组设备稍有闪失，即可能造成大面积停暖事故，都将对居民正常采暖产生巨大安全威胁与恶劣的社会影响。
近年来，随着社会的日益发展与进步，国家对资源节约、环境保护、能源的综合利用等方面的要求逐步提高。《中华人民共和国国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》提出了“十二五”期间单位国内生产总值能源消耗降低16%，单位国内生产总值二氧化碳排放降低17%。这是贯彻落实科学发展观，构建社会主义和谐社会的重大举措；是建设资源节约型、环境友好型社会的必然选择；是推进经济结构调整，转变增长方式的必由之路；是提高人民生活质量，维护中华民族长远利益的必然要求。
火电厂低温乏汽的能量约占电厂耗能总量的30%以上，充分利用这部分能量可以为XX热电厂利用2×330MW供热机组进一步拓展供热市场的提供支持，同时也能增加电厂的供热安全裕量，对企业发展的是一个良好机遇。
因此本项目的实施不仅会使XX热电厂节能减排目标责任的履行情况得到进一步的保证，更会对企业的可持续发展产生积极影响和促进作用。
本项目将利用XX电厂现有厂区内的场地，分两期进行供热机组的乏汽余热回收，一期安装3×41.01MW的热泵，回收现有一台330MW供热机组部分乏汽余热49.36MW，可增加供热面积约82万m2，满足规划供热面积450万m2的需求，二期安装5×42.50MW的热泵，回收现有剩余乏汽余热85.26MW，可新增供热面积约142万m2，满足规划供热面积1200万m2的需求。通过两期工程实现乏汽余热回收并用于供热，提高现有机组的供热能力和经济性。
1.2 编制依据
本项目可行性研究报告的编制依据下列文件和资料开展工作：
《中华人民共和国能源法》（征求意见稿）；
国家发展改革委员会有关产业政策、节能政策和法规；
《采暖与通风空气调节设计规范》GB50019-2003；
《建筑设计防火规范》GB50016-2006；
《蒸汽、热水型溴化锂吸收式制冷机》；
《溴化锂吸收式制冷机安全规范》；
《工业金属管道工程施工及验收规范》GB50253—2010；
《工业金属管道工程施工质量验收规范》GB50184—2011；
《现场设备、工业管道焊接工程施工规范》GB50236—2011；
建设单位提供的经确认的其它资料
1.3 工作简要过程
我院受建设单位的委托，开展XX热电厂330MW供热机组乏汽余热回收利用项目可行性研究工作。为保证本项工作的顺利开展，我院结合本项目情况，组成项目组，项目组成员主要包括：主管总工程师、项目经理、专业主管和专业主设人等。
为进一步了解现场实际情况，与建设单位有关人员沟通主要设计原则和思路，我院有关专业人员多次赴XX电厂进行现场调查，进一步落实项目建设的外部条件。现场调查中，我们重点踏勘了厂区、空冷系统、热力系统等；与建设单位有关人员就本项目的设计原则和思路交换了意见。
1.4 工作组织
本可行性研究报告由XX电力科学研究院负责编制，参加本报告编制的人员包括：主管总工程师、项目经理、专业主管和专业主设人等，具体为：
主管总工程师：
项 目 经 理：
专业主管和专业主设人见表1.4-1。
参加本报告编、校人员
表1.4-1
序号
专 业
专 业 主 管
主要设计人
1
热 机

2
电气一次

3
电气二次

4
照 明

5
通 讯
6
结 构

7
建 筑

8
总 交

9
暖 通

10
水工结构

11
供 水

12
给 排 水

13
热 控

14
环 保

15
技 经

16
工程地质

17
水文气象

2 热负荷分析
2.1热负荷现状分析
本项目供热范围包括XX市中山西路以南、石河子路以北、三屯河东干渠以东、长宁路以西地区和乌伊东路以北、中山东路以南、绿洲北路以东、河滩北路以西地区。供热范围内2005 年现状建筑面积为214 万m2、2010 年建筑面积将达到621万m2、2020 年建筑面积将达到1231万m2。目前XX热电三期接待的面积约为376万平方米，其中供热首站接带约170万m2，其他206万m2由换热站热水炉接带，到2012年下半年，该部分热水炉接带面积将由热电厂首站直供。同时，热电厂正积极拓展市场，保守估计2012年下半年接带450万m2，2013年接带面积达到800万m2，2014年接带面积达到1200万m2。
XX市现状建筑的综合热指标为84W/m2。根据《城市热力网设计规范 GJJ34－2002》及XX市城乡建设委员会于2004年发布了文件昌市建发（2004）99 号《转发自治区建设厅关于进一步加强节能建筑外墙外保温体系质量监督管理的通知》，并考虑供热系统由于监控水平不高会存在局部水利失调现象，在留有余地的前提下确定新建居住建筑热指标45W/m2，其他公共建筑热指标取70W/m2，依据各类建筑所占比例，计算出规划建筑综合采暖热指标为55W/m2。
XX市冬季采暖期按室外环境温度+5℃为计算期，从当年10月25日供热至次年4月15日，采暖期约173天。采暖期室外平均温度-9.5℃，室外采暖设计温度-25℃。本项目采暖供热面积在2010年为620.7万m2，其最大热负荷为403.41MW，近期2011年两台机组投产时最大热负荷为491MW，2015 年（中期）总热负荷约为570MW，远期2020年XXXX新热电厂供热区域中每平米采暖供热面积最大热负荷约为60W，其最大热负荷为738.82MW。
近期2011年供热最大热负荷：491MW
近期2011年供热平均热负荷：491×(18+9.5)/(18+25)=314.1MW
近期2011年供热最小热负荷：491×(18-5)/(18+25)=148.4MW
近期2011年采暖最大负荷利用小时为：173×24×(18+9.5)/（18+25)=2655.3h
近期2011年采暖供热量：Q=314.1×106×3600×4152/109=469.5万GJ
远期每平米采暖供热面积最大热负荷：738.82×106/(1230.54×104)=60W
远期供热平均热负荷：1230.54×104×60×(18+9.5)/（18+25)=472.18MW
远期供热最小热负荷：1230.54×104×60×(18-5)/(18+25)=223.21MW
远期采暖最大负荷利用小时为：173×24×(18+9.5)/(18+25)=2655.3h
远期年采暖供热量：Q=472.18×106×3600×4152/109=705.77万GJ
2.2 供热可靠性
本项目由于利用汽轮机低压缸排汽作为第一类溴化锂吸收式热泵的低温热源，汽轮机的五段抽汽为第一类溴化锂吸收式热泵的驱动汽源，为了提高本项目的可靠性，无论是作为驱动汽源的五段抽汽还是作为低温热源的汽轮机乏汽，均与1号机组和2号机组相连，两台机组互为备用。因此本330MW空冷机组乏汽余热回收利用项目提高了XX电厂的供热可靠性。
2.3 电厂水质分析

图2-1 热网循环水试验单
XX热电厂的热网水补水主要是由化学软化水箱来的补充水，不含钙、镁离子，同时，由于是新建热网，运行时间短，一次网水质较好。根据热网日常监测水质报告，热网循环水的浊度和硬度等符合标准要求。经与热泵厂家联系，该厂的水质较好，对余热回收系统及热泵本体不存在影响。电厂热网循环水水质报告单如图2-1所示。

3 厂址条件
3.1 厂址概述
3.1.1 厂址地理位置
XX市城区位于乌鲁木齐市以西，准噶尔盆地南沿，距乌鲁木齐市中心36公里，是自治区首府乌鲁木齐通往北疆各地的交通要道，位于东经87˚16΄30˝—87˚21΄之间，北纬43˚57΄30˝—44˚02΄30˝之间。
厂址地处XX市辖区，位于XX市区以北约3km，XX市至友丰四队X121道路东侧50米处。厂址所在位置可利用面积约70公顷，南北长900米，东西长800米。厂址以东南4km为第二污水厂，地处东经87°19.82′，北纬44°03.91′。厂址地势平坦开阔，东南高西北低，地面自然坡度约0.6%，厂址地面高程为540米（1956年黄海高程系）。厂址土地为XX市城市建设预留地，本期厂区用地19.65公顷，东西最大宽600米，南北最大长400米，厂址有少量拆迁，贮灰场用地9.7公顷。
3.1.2 工程场地概述
场地广泛分布第四系上更新统冲、洪积堆积物，主要由粉土及碎（砾）石土组成。地表有盐渍化现象，地下水最高水位埋深在6.43-11m左右；地基土在水平和垂直方向上分布不均匀，地基土：粉土fak =140～220kpa，砂、砾石fak =200～300kpa。不满足主要建（构）筑物对天然地基的要求，需对其进行人工地基处理方式。
3.1.3 厂址自然条件
3.1.3.1 工程地质
拟定厂址地处XX市辖区，该场地位于XX市滨湖乡，区域地貌环境位于头屯河冲洪积扇中部，地势由南向北倾斜，南高北低，坡度不大。场地地形平坦、开阔，地面自然坡度约为5‰，地貌形态单一，属头屯河Ⅱ阶地，海拔高程约537～539m。场地地层主要由第四系山前冲、洪积物、湖积物交错沉积组成。
3.1.3.2地质
依据《岩土工程勘察规范》（GB 50021—2001），本工程重要性等级按一级考虑，场地为中等复杂场地，地基为中等复杂地基，综合以上因素确定本工程岩土勘察等级为甲级。厂区场地内没有全新世活断层通过，厂区附近不存在有威胁的地质构造，较适宜进行工程建设。
拟建厂区场地地形平坦，开阔，地层结构较为复杂，不会发生滑坡、崩塌，泥石流地面沉降，震陷等破坏性危害。场地内未见采空区或洞穴等不利地段。
3.1.4 交通运输
3.1.4.1 铁路运输
XX州境内有两条铁路线通过：兰（州）新（疆）铁路线西段和乌（鲁木齐）甘（河子）铁路。兰新铁路线西段，为国家铁路，东起乌鲁木齐与兰新铁路相接，途经XX市、石河子市、奎屯市、博乐市，西至阿拉山口口岸，是北疆地区的交通大动脉。在XX州境内设有XX火车站和军户火车站。XX火车站为四等客货站，现有4股道，最大有效长911米，最小有效长875米，正线有效长887米。另有2股货物线，最大有效长150米。军户火车站为四等客货站，现有3股道，最大有效长911米，最小有效长874米，正线有效长874米。该车站为榆树沟厂址的接轨站及编组站，经实地考察，具备改扩建的条件。
3.1.4.2 公路运输
XX州主要公路干线长达2000余km，具备强大的运输能力。312、216两条国道、吐乌大高等级公路、乌奎高速公路及其它省、县乡道路，将全州八县市相连。州府距乌鲁木齐国际机场、乌鲁木齐火车西站、北站均在18km以内，形成了公路、铁路、航空立体交通网。全州主要公路干线长达2000余km，具备强大的运输能力。
312国道：东起上海市，西至霍尔果斯口岸。其中乌鲁木齐市至伊宁市段，亦称乌伊公路，是北疆的经济大动脉。乌鲁木齐至XX段为一级公路，路面宽24米；
216国道：南起乌鲁木齐市，北至阿勒泰地区布尔津县，二级公路，路面宽9米。
硫磺沟矿区公路：南起硫磺沟矿区，北至头屯河镇（八一钢铁厂），通过八一钢铁厂进厂公路向东北方向与312国道相接，三级公路，路面宽9米。
本工程依托道路为312国道、216国道、硫磺沟矿区公路、县道X121。

3.2 水文及气象条件
XXXXXX新热电厂址位于位于XX市北郊，地处天山北麓平原地区，准葛尔盆地南缘，为温带大陆性干旱气候。其主要气候特点：冬冷夏热，气温年较差、日较差大，春、秋温度变化剧烈。降水较少，年际变化不大。春、夏多大风，冬季多阴雾天气，冻土深厚。
XX气象站近10年全年主导风向为西南风SW，频率为9.1%。根据空冷气象资料在新建的厂址的40米高度，气温≥24℃、25℃、26℃，平均风速≥3m/s、4m/s、5m/s、6m/s时的主以西北偏西风（WNW）为主。
XX市气象站地理参数气象站地理坐标：北纬44°01ˊ，东经87°26ˊ，海拔高度577.5米,气象站位于市区人口密集区，周围多为楼房建筑。拟选场地与XX市气象站的直线距离约3km左右，两地海拔高差100m左右。
电厂在厂址区域内设立了空冷气象观测，并进行了一年的气象观测，空冷气象站观测资料用于空冷系统设计中并对气象站资料进行了修正。
根据XX气象站主要气象特征参数：以下为XX气象站近52年（资料年代：1956—2007年）主要气象参数如下：
资料年代：1956～2007年
年平均气温： 7.1℃
年极端最高气温： 43.5℃（2004年07月14日）
年极端最低气温： -37.7℃（1966年12月20日）
年平均降水量： 238.2mm
最大一日降水量： 58.4mm（2003年7月13日）
最长降水连续日数： 12天(2002年1月9日-1月20日)
年最大降水量： 291.3mm(1999年)
年平均蒸发量： 1750.7mm（小型蒸发器）
年最大蒸发量： 2165.8mm(1965年)
年平均气压： 952.8hpa
年平均相对湿度： 61%
年最小相对湿度： 0（1982年8月20日、1989年3月30日）
最大冻土厚度： 超过150cm（1969年2、3、4月出现59天）
年平均风速： 1.9m/s(10分钟)
年主导风向： 西南风(SW)
最大风速： 22.0m/s，风向：NNW，1987年6月2日 （1997年到2004年无记录）
年平均雷暴日数： 7.3天
年最多雷暴日数： 16天(1959年)
年平均雾日数： 17.2天
年最多雾日数： 40天(1987年)
年平均大风日数： 13.6天
年最多大风日数： 36天(1957年)
年最大积雪厚度： 42cm(2000年1月10日)
年最多冻融循环次数 2
3.3 电厂水源
根据《水资源论证报告》结论意见，XX第二污水处理厂的中水97%保证率的水量能满足一期电厂2×330MW供热机组设计水量要求，事故备用水源为XX第二水厂水源。一期工程电厂用水全部采用城市中水（XX第二污水处理厂）。由于污水处理厂出水口与厂区地面高差较大,可实现重力输水。污水厂至滨湖乡厂址的工业补充水管线路径为：污水厂-园艺厂-滨户三队--厂址。管线长约7km，双管铺设，为2条DN350的钢骨架聚乙烯管道，管道总长约14km。厂区设置中水深度处理设施及净化站,对化学和工业水进行预处理。事故备用水源管线长约10km，单管铺设，为1条DN250的钢管。

昌吉三期330MW空冷型供热机组乏汽余热回收利用项目 （初）可行性研究报告
4汽轮机乏汽冷凝热回收方案比较
4.1 各种汽轮机排汽冷凝热利用方案分析
4.1.1 汽轮机低真空运行供热技术
汽轮机低真空运行供热技术在理论上可以实现很高的能效，国内外都有很多成功的研究成果和运行经验。凝汽式汽轮机改造为低真空运行供热后，凝汽器成为热水供热系统的基本加热器，原来的循环冷却水变成了供暖热媒，在热网系统中进行闭式循环，有效地利用了汽轮机凝汽所释放的汽化潜热。当需要更高的供热温度时，则在尖峰加热器中进行二级加热，见图4.1-1。

图4.1-1凝汽式汽轮机低真空运行系统流程图
尽管低压缸真空度提高后，在相同的进汽量下与纯凝工况相比，发电量减少了，并且汽轮机的相对内效率也有所降低，但因降低了热力循环中的冷源损失，系统总的热效率仍会有很大程度的提高
传统的低真空运行供热技术主要受以下几方面的限制：
1) 低真空运行机组类似于背压式供热机组，其通过的新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，不能分开独立的进行调节，即其运行是“以热定电”，因此只适用于用户热负荷比较稳定的供热系统；
2）汽轮机背压提高后，会影响汽轮机组的发电效率；
3) 凝汽式汽轮机改造为低真空运行循环水供热时，对小型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、末级叶轮的改造等方面做严格校核和一定改动后方可以实行，但对现代大型机组则是不允许的，尤其对于中间再热式大型汽轮机组，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。
因此该种方式不适用于XXXXXX热电厂的凝汽余热利用改造项目。
4.1.2 压缩式热泵回收余热
铺设单独的管道，将电厂凝汽余热引至用户，在用户热力站等处设置分布式电动压缩式热泵，这种方式能够收到一定的节能效果，但是管道投资巨大，输送泵耗高，因此无法远距离输送，供热半径仅限制在电厂周边3~5 公里范围以内。
另一种方式就是在电厂处集中设置压缩式热泵，可以是电动的，这种热泵形式造成厂用电耗量大，在能源转换效率上不是最好的方式；也可以是汽轮机直接做功驱动的，但仅当有压力较高的蒸汽时才具有可行性。
4.1.3 集中设置吸收热泵供热方式
将吸收式热泵机组集中设置在电厂内部，系统流程如图2 所示，与常规热电联产集中供热系统相比，仅采用吸收式热泵替代汽水换热器低温加热部分。 2008年赤峰富龙热电厂余热回收项目和2009 年阳泉煤业集团第三热电厂项目即是用这种模式将冷凝热回收技术应用于集中供热。具体方案为：采用吸收式热泵回收汽轮机排汽冷凝热，将一次网热水从60℃加热到90℃，热水90℃到120℃仍然使用汽轮机抽汽来加热；汽轮机排汽向冷却水冷凝放热，冷却水40℃进热泵，30℃出热泵，再进汽轮机凝汽器吸热升温，如此循环，将凝汽器排热输送给热泵；吸收式热泵需要使用部分0.5MPa（表）饱和蒸汽作为驱动热源。

图4.1-2 集中式吸收热泵供热方式系统流程图
这种方式可以回收部分汽轮机乏汽余热，具有一定节能效果，但同时在应用中存在着以下不足：
1）由于受热网回水温度高的限制，为了达到回收余热的目的，需要的热泵容量大，导致电厂热泵设备占地面积大，在多数电厂会缺少场地布置；
2）由于热网回水温度相对较高，一般电厂回收余热要求更高汽轮机抽汽参数和余热参数才能到达一定效果；回收余热的比例较小，节能性受到限制。
4.1.4 “NCB”新型供热机组
徐大懋、何坚忍等专家针对300MW 大型供热机组提出了“NCB”供热汽轮机模式，其特点是在抽凝供热机的基础上，采用两根轴分别带动两台发电机，如图1-4。在非供热期，供热抽汽控制阀6 全关、低压缸调节阀5 全开，汽轮机呈纯凝工况(N)运行，具有纯凝式汽轮机发电效率高的优点；在正常供热期，阀5、阀6 都处于调控状态，汽轮机呈抽汽工况(C)运行，具有抽凝汽轮机优点，不仅对外抽汽供热而且还可以保持高的发电效率；在高峰供热期，阀6全开、阀5全关，汽轮机呈背压工况(B)运行，具有背压供热汽轮机的优点，可做到最大供热能力，低压缸部分处于低速盘车状态，可随时投运。

图4.1-3 “NCB”新型供热机组
但是XXXXXX热电厂如果应用该项技术改造要受两方面的局限：原330MW 的供热机组为单轴汽轮机，如果改造为双轴汽轮机，需要解决排汽缸结构、轴向推力的改变等因素的影响，同时需要完成汽轮机叶轮的改造等工作，改造过程需要停机，改造难度大。
4.2吸收式热泵回收汽轮机排汽冷凝热改造方案
4.2.1 吸收式热泵技术概述
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。
4.2.2 蒸汽型吸收式热泵技术介绍
蒸汽型溴化锂吸收式热泵运行原理流程图4.2-1如下：

图4.2-1 吸收式热泵运行原理流程
它是以蒸汽为驱动热源，溴化锂浓溶液为吸收剂，水为蒸发剂，利用水在低压真空状态下低沸点沸腾的特性，提取低位余热源的热量，通过吸收剂回收热量并转换制取工艺性或采暖用的热水。
热泵机组是由取热器、浓缩器、一次加热器及二次加热器，高低温热交换器所组成的热交换器的组合体，另外包括蒸汽调节系统以及先进的自动控制系统。
5 装机方案
5.1技术方案分析
5.1.1 乏汽余热回收利用装机方案
本330MW机组乏汽余热回收利用项目的设计目的是利用第一类吸收式溴化锂热泵技术将乏汽中低品质的热量提取出来，对热网循环水进行加热。此项目由于提取低品位的热量，减少了排放损失，提高了整机的热效率。
由于第一类吸收式溴化锂热泵技术需要以蒸汽作为热泵的驱动汽源，其蒸汽需要从本机组抽取，另外能够从乏汽中提取热量与乏汽在凝汽器出口的温度有着直接的关系，因此为满足将乏汽中的热量提取出来同时还要满足机组对外供热的条件时，其抽汽量与低压缸排汽量之间存在着相匹配的关系。
经过对XX电厂近期热负荷以及目前机组所连接热网的分析，由于短期内供热面积还达不到设计值，因此初步选取其额定抽汽工况和实际供热运行参数作为热泵选型的基础，在主汽进汽量为额定时，回收乏汽的部分余热，在其它工况可以通过调整主蒸汽的进汽量或乏汽进热泵机组等措施满足机组和热泵安全、平稳的运行，保证供热的需求。
XX热电厂现有2×330MW机组，单台机组额定采暖抽汽工况下，采暖抽汽来自于五段抽汽，其流量分别为370t/h，汽轮机排汽量630t/h。根据XX电厂的带供热面积的发展情况，即2011年接带170万m2，2012年保守估计接带450万m2，2013年保守估计接带800万m2，本项目首先考虑在供热面积达到450万m2的基础上，进行一期余热回收，利用现有#1机组的部分五段抽汽（0.35MPa.a）回收一台机组的部分排汽冷凝热49.36MW（77.8t/h），并用来加热热网回水，来达到满足新增供热面积的要求。当供热面积达到1200万m2时，进行二期的乏汽余热回收工作，进一步回收乏汽冷凝热85.26MW（134.5t/h），来满足最终的供热需求。

5.1.1系统工艺原则流程图
1）原系统供热工艺流程图

图5.1-1 原系统供热工艺流程图
2）吸收式热泵供热工艺流程图

图5.1-2 吸收式热泵供热工艺流程图

5.2余热回收方案
5.2.1一期余热回收方案（满足450万m2供热需求）
为满足近期接入首站的供热面积450万m2的供热需求，同时尽可能的多回收乏汽以用来供热，减少采暖抽汽的流量，以提高电厂的整体效率和经济性。本方案利用部分现有的五段采暖抽汽（0.35MPa.a，240℃，101.5t/h）作为吸收式热泵的驱动汽源，回收#1汽轮机组的乏汽余热49.36MW（8Ka，41.5℃，77.86t/h），用于加热热网水，使4500t/h的一次网热网回水从55℃提升到78.5℃，用于满足采暖期的基本负荷，在高寒期时，再通过原有首站的热网加热器进行调峰加热，来满足最终的供热需求。
5.2.1.1一期余热回收工艺流程

5.2.1.2一期余热回收热泵主要参数
本方案热泵通过咨询热泵厂家，热泵的主要性能性能参数见表5.3-1
表5.3-1 双良蒸汽型吸收式热泵性能参数
型 号
XRI2.5-8-4100(55/78.5)
制 热 量
kW
41010
104kcal/h
2625
热
水
进出口温度
℃
55→78.5
流 量
t/h
1300
阻力损失
mH2O
0.11
接管直径（DN）
mm
450
乏
汽
进出口温度
KPa.A
8
进出口温度
℃
41.6
流 量
t/h
27.38
接管直径（DN）
mm
1000x2
蒸
汽
压 力(表压)
MPa
125
耗 量
kg/h
0.25
凝 水 温 度
℃
39.3
凝 水 背 压（表压）
MPa
≤90
汽管直径（DN）
mm
≤0.05
凝水管直径（DN）
mm
350x2
电
气
电 源
3Φ - 380V - 50Hz

电 流
A
155
功率容量
kW
50
外
形
长 度
mm
9500
宽 度
9000
高 度
6800
注：
(一) 技术参数表中各外部条件---蒸汽 、热水、余热水均为名义工况值，实际运行时可适当调整。
(二) 蒸汽压力0.25MPa（表压）指进机组压力，不含阀门的压力损失。热水出口温度允许最高95℃。
(三) 制冷量调节范围为20~100%，余热水流量适应范围为60~120%。
(四) 热水、余热水侧污垢系数 0.086m2K/kW (0.0001m2·h·℃/kcal)。
(五) 热水、余热水水室设计承压0.8MPa（表压）。
(六) 机组运输架为上浮式，运输架高度增加280mm。
(七) 机组所有对外接口法兰标准按HG/T20592-2009。
5.2.2二期余热回收方案（满足1200万m2供热需求）
当首站实际接带的供热面积达到1200万m2时，在一期方案实施的基础上，进行二期的余热回收，以达到节能的效果，并进一步提高电厂经济性和整体效率。二期余热回收拟进一步利用部分五段采暖抽汽（0.35MPa.a，240℃，175.3t/h）作为吸收式热泵的驱动汽源，回收#1汽轮机组的乏汽余热85.26MW（8Ka，41.5℃，134.5t/h），用于加热热网水，使6500t/h的一次网热网回水从55℃提升到83.11℃，该部分热网水与一期进热泵的热网水（4500t/h，78.5℃）混合，混合后的热网水（11000t/h，81.23℃）进入热网首站，用于满足采暖期的基本负荷，在高寒期时，再通过原有首站的热网加热器进行调峰加热到112℃供给热用户，来满足最终的供热需求。
5.2.2.1二期余热回收工艺流程

5.2.2.2二期余热回收热泵主要参数
项目
热泵
热泵总供热量（MW）
212.51
热水进出口温度（℃）
55/83.1
热网水流量（t/h）
6500
乏汽进出热泵温度（℃）
41.5/41.5
额定回收乏汽余热（MW）
85.26
驱动蒸汽压力及温度
0.35/240
蒸汽凝水出热泵温度（℃）
90
热泵台数
5
热泵单机功率（MW）
42.50
单台热泵功率容量（kW）
60
单台热泵外形尺寸（m）
9.5×9.0×6.5
5.3 主要工艺系统
5.3.1 蒸汽和疏水系统
在现有两台330MW机组的五段抽汽合并形成的采暖蒸汽母管上引出一路蒸汽管道，连接到热泵站房作为吸收式热泵的驱动汽源，管路上分别设置一道电动蝶阀和止回阀，热泵站房内每一台热泵入口都有随热泵供货的调节阀对进入热泵的蒸汽量进行调节。
由于驱动热泵工作的是驱动汽源从饱和蒸汽变成饱和水时释放的汽化潜热，而且要求进入热泵的蒸汽的过热度不能太高，所以在蒸汽管道上设置一个减温器，其减温水源就是热泵出口由驱动汽源凝结成的疏水。其它疏水回到与抽汽机组向对应的除氧器。疏水系统设置了3台50%的疏水泵，为了使疏水系统稳定，设置了一个约25m3的疏水罐。在启动初期由除盐水对疏水罐注水，以满足热泵启动初期的减温器水源问题。
5.3.2 热网循环水系统
本项目需要在原热网循环水系统基础上在热网回水母管上增加旁路连接到热泵站房作为热泵的热媒，进入热泵吸收从汽轮机乏汽中提取的低品质热量后，返回供水母管，再进入热网首站。在热泵出口温度不能满足热网需要的情况下，从热泵出口的热网循环水管道还要进入原系统的热网加热器进行二次加热，达到热网要求的温度后进入供水母管。
5.3.3乏汽和凝结水系统
从现有的汽轮机排汽进入空冷岛的粗大乏汽管道（DN6000）上引出一根支管，通入热泵机房，将乏汽分别引入8台热泵机组，乏汽被热泵回收余热之后，形成的凝结水回到原凝结水箱中，通过原凝结水系统的凝结水泵回到给水系统。
5.4 电气部分
5.4.1 主要设计原则
a） 厂用电系统采用6kV和0.38/0.22kV两级电压。低压厂用变压器和容量大于等于200kW的电动机负荷由6kV供电，容量小于200kW的电动机、照明和检修等低电压负荷由0.38/0.22kV供电。
b） 在正常的电源电压偏移和厂用负荷波动的情况下，厂用电各级母线的电压偏移应不超过额定电压的±5%。
c） 最大容量的电动机正常起动时，厂用母线的电压不低于额定电压的80%。
d） 高压母线起动最大电动机和低压动力中心发生三相短路时，不使高压母线上其它运行电动机停转和反应电压的装置误动作。
e） 高低压厂用工作变压器的容量选择按照“大火规”进行。
f） 厂用电系统内各级保护元件，在各种短路故障时能有选择的动作。
5.4.2 用电负荷
根据工艺设计，本余热利用工程均为低压设备，主要用电负荷统计如表4.1所示：
表5.4-1主要用电负荷统计
序号
设备名称
额定容量
（kW）
安装台数
（台）
工作台数
（台）
备用台数
（台）
工作负荷
（kW）
1
热泵（一期）
50
3
3

150
2
热泵（二期）
50
5
5

250
3
凝结水泵
150
3
2
1
300
4
其它电源
80

80
5
合计（kW）
（∑P）780
6
计算负荷（kVA）
（0.8×∑P）624
5.4.3 厂用电配置
a） 本项目一期装设三台热泵，考虑后期增设热泵到8台，因此设置2台容量为800kVA低压变压器为热泵房内负荷供电，2台低压变压器采用暗备用供电方式，其两路高压电源分别引自#1、#2机组6kVⅠB段与ⅡB段的两个备用柜，变压器互为备用自动切换，变压器的接线组别为D，Yn11，变压器低压绕组中性点采用直接接地的方式。
b） 热泵房内只设PC段，布置在热泵房内的专用电气配电间内。
接线方案如图5.4-1所示。

图5.4-1接线方案
5.4.4 继电保护
由于本项目新增的6kV负荷引至本厂#1、#2机组6kV的备用柜，所以利用原有备用柜已经装设的综合保护装置实现保护及控制。
热泵房PC段负荷利用安装在相应开关柜内的智能测控装置及马达保护器实现控制及保护。
继电保护配置按《火力发电厂厂用电设计技术规定》配置。
5.4.5 供电控制
所有供电回路均可在开关柜上控制操作，