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1、第34卷第8期华电技术Vo1.34No.82012年8月HuadianTechnologyAug.2012循环水余热利用系统存在的问题及改造李铁军(河北省电力研究院热动所,河北石家庄050021)摘要:某热电厂汽轮机采用热泵技术回收循环水排出的大量低温余热,实现冬季供暖。介绍了电厂利用热泵技术回收循环水余热的原理,针对调试期间出现的问题进行了分析并提出了改造措施,可为该技术的推广应用及可研、设计提供借鉴。关键词:热泵技术;余热回收;蒸汽驱动;真空度中图分类号:TK115文献标志码:文章编号:1674—1951(2012)08—00
2、68—05市供热负荷主要向北发展,末端负荷距离电厂已超0引言过10km。目前,北方各大中城市的热电联产集中供热系热电厂热网设计供热面积为1400万m,设计统均面临2个问题:一是集中供热热源普遍不足,热网额定供水量为11000t/h,设计供水温度为130难以适应城市建设发展的需要,增建新的大型热源℃,设计回水温度为70oC。2010年冬季实际供暖面又往往受到环境保护因素的制约;二是管网输送能积已接近1100万m,最大供水量为8330L/h,供水力受限,热电厂供热容量大,多设置在距热负荷中心温度一般为100~116℃,回水温度一般为5
3、6~63较远的区域。热网投资过大和输送能力不足已成为℃,供水压力为0.700MPa,回水压力为0.260MPa。供热系统发展的瓶颈。每台机组循环水系统配有2台流量为17640热电机组大量的汽轮机排汽余热通过冷却塔排t/h的循环水泵,冬季运行1台,凝汽器循环水进、出放掉,而热电厂循环水余热回收供热技术以汽轮机口温度为19/29℃。供暖抽汽驱动,能将电厂循环水余热回收,用以加热汽轮机供热汽源为5段抽汽,供汽绝对压力为热网回水。该技术在不改变目前城市热网基本架构0.245~0.600MPa可调,额定供热量为400t/h,对的前提下,可使
4、管网的热量输送能力提高,增大了应的抽汽绝对压力为0.350MPa。现在热网冬季最热源的供热能力,提高了电厂的综合能源利用效大供水量为8370t/h,最高热网供水温度为116oC,率,同时可以减少电厂循环冷却水的蒸发量,节约最大总供热抽汽量为701t/h。由此可见,2台300水资源并减少向环境排放的热量。基于吸收式换热MW机组的供热汽源已经接近额定抽汽量,已不能的热电联产集中供热技术虽然理论上已经很成熟,满足未来的供暖需求。但从投运的实际效果来看与设计值偏差较大,节能目前,铁路以西城区内供热管网已基本覆盖现效果并没有理论上那样理想。
5、本文简单介绍某工程有用户,由于分支供热管网改造难度大、热力站基本循环水余热利用系统的建设与运行情况,对实际运满负荷等,部分末端用户已出现了供热不达标的情行中系统出现的问题进行分析。况,不得不在末端热力站加设一次网管道泵来提高流量,导致新增用户供热入网的难度较大,供热需求1设备及系统简介难以满足。某热电厂装机容量为2×300MW,电厂运行数在电厂设置蒸汽吸收式热泵进行循环水余热回据显示,全厂每小时通过凉水塔排人大气的热量约收利用,以提高电厂供热能力;同时,在热网采用回为l600GJ,相当于54.6t标煤的发热量。若能回水直供、混水供
6、热方式,提高管网输送能力,以满足收,用于城市供热,可产生巨大的经济效益和社会供热的需求。循环水余热利用系统包括驱动蒸汽系效益。统、热源水系统及热网水系统。系统主要设计参数该热电厂在城区外南端,供热负荷主要分布在见表1。铁路以西的城区,电厂距离热负荷中心约8km,城2吸收式热泵技术原理简介收稿日期:2012—03—27吸收式热泵以低温、低压饱和蒸汽作为驱动力,第8期李铁军:循环水余热利用系统存在的问题及改造·69·表1系统主要设计参数(单台吸收式热泵机组)电厂抽汽图2循环水余热回收技术原理图l~#4热泵#5~#9热泵+.一一撩热用汽
7、母管用汽母管滞一0一图3驱动蒸汽系统示意图该机组采用吸收式热泵,热泵机组工质溶液温度低于165℃时,对金属的腐蚀性不大,而当溶液温度超过165qC时,溶液对碳钢和紫铜的腐蚀性急剧从低温热源(循环水)中回收低品位余热,将蒸汽本增大。故要求将由5段抽汽提供的参数为280℃,身放热和回收余热同时传递给热网水。吸收式热泵0.300MPa(表压)的过热蒸汽(采暖抽汽)经过减温热量原理简图如图1所示,循环水余热回收技术原器减温后变为饱和温度约为140℃的饱和蒸汽,供理图如图2所示。给热泵作为驱动蒸汽。蒸汽在热泵内释放出热量凝结成水,每台热泵的
8、凝结水(压力约0.020MPa)经过2根DN80的管道自流至热泵房两侧DN200的凝结水母管,经母管进入布置在一3m标高的闭式凝结水回收水箱内,经凝结水回收装置配套的水泵升压后排入现有11机组热网加热器的疏水管道上,沿着现有热网加热器疏水系统进入高
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