京能热泵余热利用可行报告

1、京能石电循环水余热利用工程 可行性研究1.0 概述随着北京世界大都市进程加快、城市发展和居民生活水平的提高。北京冬季供暖能源需求将继续增加，采暖供热的供需矛盾将日趋凸现。而热电联产的热电厂如何将原有对外供热量和热电厂的效率提高也已提到日程。尽管热电厂多种废热排汽可以回收，现只将电厂循环水余热进行利用，实现能源的高效利用符合国家“节能减排”的国策。北京京能石景山热电厂现装机4x200MW，全部为供热机组，承担北京地区3200万平方米的供热任务。据20092010年供热季节运行数据显示，四台机组整个采暖季平均抽汽量已接近额定抽汽量。在严寒期已达到甚至超过额定抽汽量，说明电厂供热能力已经受限，特别是

2、首钢搬迁后京能热电厂南线热负荷急剧增加，如若增加供热面积，必须增加新热源。电厂机组做完功后，经凝汽器循环水带走热量，排入冷却水塔，运行数据显示，全厂每小时通过冷却水塔排出热量为1440GJ，相当于50吨标准煤的发热量，若将这部分排入大气热量回收,采用吸收式热泵技术，即解决了部分热源不足问题，增加电厂供热量从而使电厂产生巨大的经济效益和社会效益。1.1 设计依据和设计范围1.1.1 设计依据 1） 北京创时能源有限公司与国电华北电力设计院北京设计事务所签订的（北京京能石景山热电厂循环水余热厂利用工程）可行性研究设计合同。 2）2010年4月北京创时能源有限公司编制的“京能热电循环水余热回收项目初

3、步技术方案” 。 3）2010年5月华北电力设计院工程有限公司编制的北京京能石景山热电厂循环水余热利用工程初步技术方案（A版）。4）华北电力设计院原设计的石景山热电厂各专业施工图、竣工图。5）京能热电厂提供的运行数据。1.1.2 设计范围 1) 在220KV变电装置平台下布置10台热泵和循环水管道，汽水管道，疏水管道的连接。2)将4号机循环水回水管经升压泵引入热泵放热，放热后循环水再进入凝汽器吸热，采用闭式循环返复运行。3) 新设循环水升压泵房，包括设备选型，设备布置和有关专业设计。4) 增加两台基本加热器，包括设备选型，设备布置和有关专业设计。5) 余热利用项目厂用电6000V 380V电气

4、连接方式。6) 设置必要的测量仪表对各介质压力，温度，流量进行测量。7) 为保障设备和管道安全运行，化学专业应对闭式循环水质进行论证。8) 循环水升压泵房、凝结水泵坑、热泵站结构设计9) 京能集团提出的4台机组循环水系统由并联改为串联系统。10) 投资估算及经济效益分析。1.2 工作过程 2010年4月中旬北京创时能源有限公司和华北电力设计院工程有限公司共同到京能石景山热电厂，洽谈循环水余热利用有关问题，创时能源有限公司并提供了京能循环水余热利用项目初步技术方案，并看了现场，之后华北电力设计院工程有限公司曾两次出版了“京能热电循环水余热回收工程设计初步技术方案设计”,并向京能集团进行了汇报。2

5、010年5月中旬北京创时能源有限公司委托我院进行京能石景山热电厂循环水余热利用项目可行性研究阶段设计。2.0 设计基础资料2.1 厂址位置 京能石景山热电厂地处北京西郊石景山工业区，距离市中心约25km，厂区三面为铁路环抱，东临首都钢铁厂(即将拆除)及城市规划道路，西靠丰沙干线及永定河，厂区地形狭长，厂区地形标高为90.5-91.50m，不考虑百年一遇洪水问题。2.2 地址、地震、水文气象2.2.1 工程地质 该厂位于永定河北岸，厂区内大部分范围原为永定河河床，相对地势较低。由于近十年来的逐步回填，地面高程发生了相对变化。地势平坦，地层主要为素填土和卵石，其分布规律比较稳定，只是局部见有杂土。

6、 北京地区土壤标注冻结深度0.8m。 2.2.2 地震 根据国家地震局“中国地震烈度区规划图（1992）”，北京地区抗震设防烈度为8度。2.2.3 水文气象2.2.3.1 气温 1）多年平均气温 11.8。 2）多年极端最高气温 42.2 （1961年6月10日发生） 3）多年极低气温 -22.9 （1966年2月22日发生） 4）多年最热月（7月份） 平均气温 25.7 5）多年最冷月（1月份） 平均气温 -4.22.2.3.2 湿度 1）多年平均相对湿度 56% 2）多年最大月平均相对湿度87%（1976年7月发生） 3）多年最小月平均相对湿度24%（1963年1月发生） 4）多年8月平均

7、相对湿度 79% 5）多年1月平均相对湿度 39%2.2.3.3 降水 1）多年平均降水量626.4mm 2）多年月最大降水量473.5mm（1973年7月发生）3）多年一日最大降水量161mm（1985年8月25日） 4）多年最长连续降水量285.4mm（1973年8月2日-8月21日） 5）多年最长连续降水日数124天（1984年10月10日-1985年3月12日）2.2.3.4 风速多年平均风速2.5m/s2.2.3.5 冻土深度多年最大冻土深度68cm（1968年2月发生，共5天）2.2.3.6 积雪深度 多年最大积雪深度22cm（1959年2月25日发生天）2.2.3.7 主导风向

8、多年平均主导风向：全年为南风和西北风。夏季为南风，冬季为西北风。2.2.3.8 最大风速30年一遇10m高10分钟平均最大风速为25.4m/s。2.3 循环水水质 目前电厂循环水采用城市再生水，经再生水厂进一步处理后供应京能石景山热电厂。循环水水质见表2-1、表2-2表2-1 城市再生水水质全分析数据序号项目单位数据1PH（25） 7.277.802电导率（25）s/cm108012083总硬度mmol/L6.0 7.34总碱度mmol/L2.5 3.95溶解性总固体mg/L4808126悬浮物（SS）mg/L1.672.27COD(cr)mg/L11.0768氨氮（以N计）mg/L0.61.

9、29SO42-mg/L33.6128.810Cl-mg/L10512011PO43-mg/L0.71.612Ca2+mg/L40.587.413Mg2+mg/L8.165.114Cu2+g/L1.1428.015全硅（以SiO2计）mg/L5.218.616胶体硅mg/L2.012.4表2-2 循环冷却水水质全分析数据序号项目单位数据1PH（25） 8.478.802电导率（25）s/cm203032083总硬度mmol/L10.7 18.54总碱度mmol/L4.18 8.55溶解性总固体mg/L105917966悬浮物（SS）mg/L2.21647COD(cr)mg/L22.5358氨氮（

10、以N计）mg/L0.662.39SO42-mg/L16237310Cl-mg/L22038811Ca2+mg/L1282.4212Mg2+mg/L13.520513Cu2+g/L1.552.714全硅（以SiO2计）mg/L2038.515胶体硅mg/L0.2925.42.4 煤质资料表2-3 煤质分析名称项目符号单位设计煤种校核煤种工业分析全水份WyQ%8.108.23内在水份Wynz%1.472.80灰份Ay%26.2429.61挥发份Vy%27.1339.84低位发热量QydwkJ/kg(kcal/kg)19678（4700）18646（4410）元素分析碳Cy%51.4447.25氢H

11、y%3.353.54氧Oy%9.869.99氮Ny%0.600.78硫SyQ%0.410.60可磨系数K1.181.16灰熔点T1>1500>1500T2>1500>1500T3>1500>1500表2-4 灰分析资料名称项目符号单位设计煤种校核煤种煤灰成分烧失量%0.57二氧化硅SiO2%49.04三氧化二铝AL2O3%37.91氧化亚铁FeO%0.08三氧化二铁Fe2O3 %2.37二氧化钛TiO2%氧化钙CaO%3.35氧化镁MgO%0.48三氧化硫SO3%1.84氧化钾 K2O%4.22氧化钠Na2O%0.10五氧化二磷 P2O5%0.16氯离子Cl

12、-%0.50备注山西小峪矿商品煤石热1-3号混煤3.0 供热负荷 京能石景山热电厂4x200MW机组设计分两期工程建成。经过机组通流部分改造后提高了总的对外供热热量。目前热网分大网和南线。大网对外供给热水量为9000t/h，分两级加热供回水运行温度为132.7/55。南网供给热水量为3700t/h，由尖峰加热器一级加热，供回水温度为130.2/66，电厂机组抽汽量已满负荷运行。热网加热器均为汽-水换热器，热源和冷源之间存在着传热温差。从热力学原理上讲，有温差传热虽然能量守恒，但必然存在做功能力损失。而回水温度低带来了供水温度降低，4号机组供应南线热网在增加高压抽汽量的同时又加大了各热网加热器间

13、的换热温差。进而导致温差传热的做功能力损失加大。为了合理的利用这部分做功能力损失、回收部分余热，并利用吸收式热泵回收进入冷却塔的部分热量，对整个电厂的采暖抽汽进行了整合，提高了电厂的供热量。大网9000t/h、55回水通过吸收式热泵利用4号机160t/h调节抽汽将55回水提升75，这样12号机组供汽量由810t/h减少到538t/h，即将75回水加热到109，然后通过3#机尖峰加热器由109提升到135供给热用户。南网3700t/h、66回水经新增加两台低压热网加热器利用12号机剩余蒸汽232t/h加热至108，然后进入4#机尖峰加热器，将外网的温度提升到147供给热用户，详见F002E62K

14、-A01-J02图。京能电厂设计总供热量3669.16GJ/H，今后增加吸收式热泵和抽汽整合后，供热量可达4181.81 GJ/H，即增加供热量 512.65 GJ/H,综合供热指标按180KJ/m2计算，增加供热面积284.83万平方米。其中吸收式热泵可提高供热量 300GJ/H, 供热面积增加167万平方米。4.0 热泵循环技术的利用随着环境、气候的逐渐恶化，发展低碳经济、促进可持续发展成为人类社会未来发展的必然选择。我国已成为世界上最大的温室气体排放国之一，“节能减排”降耗”是“十一五”期间我国社会经济发展的一个重要核心。2009年9月联合国气候变化峰会和12月的哥本哈根气候变化谈判会议

15、上，我国政府明确量化碳减排目标(到2020年，单位GDP二氧化碳排放比2005年下降40%至45%)，展示了中国在应对气候变化、履行大国责任方面的积极态度。这充分表明我国不再单纯追求经济的增长速度，而是更加强资源的有效利用，关注可持续增长。“节能减排”降耗已被摆在前所未有的战略高度。而提高能源利用率、加强余热回收利用是节约能源、降低碳排放、保护环境的根本措施。在电力、冶金、化工、纺织、采油、制药等行业的工艺生产过程中，往往会产生大量的废热（废蒸汽、废热水等），若不加以利用，不仅造成能源浪费，而且还污染环境。在众多的节能技术中，吸收式热泵余热回收技术以其高效节能和具有显著经济效益的特点，尤为引人

16、注目。吸收式热泵以蒸汽或溴化锂溶液作为工质，对环境没有污染，不破坏大气臭氧层，而且具有高效节能的特点。可以配备蒸汽或溴化锂吸收式热泵，回收利用工艺产生的废热，达到节能、减排、降耗的目的。此外，吸收式热泵还可以吸收利用地下水、地表水、城市生活污水等低品位热源的热量，同样可以达到节能降耗的目的。同时，对于作为集中供热主热源的热电厂而言，存在两个关键问题有待解决。一是汽轮机抽汽在加热一次网回水的过程中存在很大的传热温差，造成巨大的传热不可逆损失。二是目前大型抽凝式供热机组存在大量的汽轮机凝汽器余热通过冷却塔排放掉，该部分热量可占燃料燃烧总发热量的20%，相当于供热量的50%，为保证汽轮机末端的正常工

17、作。将这部分凝汽用于供热，相当于在不增加电厂容量，不增加当地排放，耗煤量和发电量都不变的情况下，扩大了热源的供热能力，为集中供热系统提供的热量可增加50%，提高了电厂的综合能源利用效率，同时可以减少电厂循环冷却水蒸发量，节约水资源，并减少向环境排放的热量，具有非常显著的经济、社会与环境效益。本项改造工程应用吸收式热泵可系统地解决目前热电联产集中供热系统存在的问题。在吸收式热泵基础上，可系统解决热电厂存在的以下问题。1) 电厂的循环水不再依靠冷却塔降温，而是作为各级热泵的低温热源，原本白白排放掉的循环水余热资源可以回收并进入一次网，仅此一项即可以提高热电厂供热能力50%左右，提高综合能源利用效率

18、20%左右； 2) 各级吸收式热泵仍采用电厂原本用于供热的蒸汽热源，这部分蒸汽的热量最终仍然进入到一次网中，而利用凝汽器提供的部分供热，可减少了汽轮机的抽汽量，增加汽轮机的发电能力，提高系统整体能效；3）逐级升温的一次网加热过程避免了大温差传热造成的大量不可逆传热损失；4）用户侧的吸收式换热机组将一次网供回水温差提高了5080%，意味着可以提高管网输送能力5080%，节约大量新建、改建管网投资，避免因为既有管网改建引起的一系列麻烦；5）用户处二次网运行完全保持现状，使得该技术非常利于大规模的改造项目实施。目前我国吸收式热泵发展较快，如清华大学自主研制的利用蒸汽作为热源的吸收式热泵，在赤峰市组建

19、了该项目的首个示范基地，利用此项技术改造富龙热电厂现有的1台供热机组和供热系统，于2008 年10月采暖季开始投入运行效果较好，再有我国多家企业引进了以溴化锂溶液为介质的吸收式热泵。本工程由于是在老厂220KV变电站下兴建，地上构筑物和地下管线较多，地方比较狭窄，现设备只好用溴化锂溶液为介质的吸收式热泵设计。溴化锂溶液为介质的吸收式热泵技术来源于美国，技术发展在日本，烟台荏原空调设备有限公司是由日本荏原制作所与烟台冰轮股份有限公司合资兴建，作为日本在海外的唯一一家制冷机加工基地，日本荏原生产吸收式热泵，至今已有40年的历史。在节能减排政策的指引下，荏原致力于工业节能相关产品的开发，以适应多种余

20、（废）气、余（废）热的再利用，推广循环经济，为工业节能、余（废）热的有效利用提供节能、环保的综合解决方案。该技术广泛适用于热电、化肥（合成氨）、炼油、钢铁等行业，我国很多行业已在使用。4.1 吸收式热泵说明及原理4.1.1 吸收式热泵的说明吸收式热泵（即增热型热泵），通常简称AHP(absorption heat pump)，它以蒸汽、废热水为驱动热源，把低温热源的热量提高到中、高温，从而提高了能源的品质和利用效率。吸收式热泵原理，即在电厂首站内设置蒸汽型吸收式热泵。如图4-1，以汽轮机抽汽为驱动能源Q1，产生制冷效应，回收循环水余热Q2，加热热网回水。得到的有用热量（热网供热量）为消耗的蒸汽

21、热量与回收的循环水余热量之和Q1+Q2。见图4-1图4 -1 吸收式热泵热收支图4.1.2 吸收式热泵原理主要介绍溴化锂吸收式热泵的原理及选用原则，并列举其在国内外工业生产、生活中的成功应用。图4 -2 吸收式热泵原理图 溴化锂吸收式热泵包括蒸发器、吸收器、冷凝器、发生器、热交换器、屏蔽泵和其他附件等。它以蒸汽为驱动热源，在发生器内释放热量Qg，加热溴化锂稀溶液并产生冷剂蒸汽。 冷剂蒸汽进入冷凝器，释放冷凝热Qc加热流经冷凝器传热管内的热水，自身冷凝成液体后节流进入蒸发器。 冷剂水经冷剂泵喷淋到蒸发器传热管表面，吸收流经传热管内低温热源水的热量Qe，使热源水温度降低后流出机组，冷剂水吸收热量后

22、汽化成冷剂蒸汽，进入吸收器。被发生器浓缩后的溴化锂溶液返回吸收器后喷淋，吸收从蒸发器过来的冷剂蒸汽，并放出吸收热Qa，加热流经吸收器传热管的热水。 热水流经吸收器、冷凝器升温后，输送给热用户。屏蔽泵的做功与以上几种热量相比，基本上可以不用考虑，因此可以列出以下平衡式： 吸收式热泵的输出热量为Qa+Qc，则其性能系数COP： 由以上两式可知：吸收式热泵的供热量等于从低温余热吸收的热量和驱动热源的补偿热量之和，即：供热量始终大于消耗的高品位热源的热量（COP>1），故称为增热型热泵。根据不同的工况条件，COP一般在1.651.85左右。由此可见，溴化锂吸收式热泵具有较大的节能优势。吸收式热泵

23、提供的热水温度一般不超过98，热水升温幅度越大，则COP值越小。驱动热源可以是0.20.8MPa的蒸汽，也可以是燃油或燃气。低温余热的温度15即可利用，一般情况下，余热热水的温度越高，热泵能提供的热水温度也越高。蒸汽型吸收式热泵的单机容量最大可达30MW以上，由此可见其应用范围是比较广泛的。4.1.3 在电厂的应用：图4-3为吸收式热泵在电厂回收余热的应用。汽轮机凝汽器的乏汽原来通过循环水经双曲线冷却塔冷却后排放掉，造成乏汽余热损失，而循环水由28经凝汽器后温度升为31.5。现采用吸收式热泵，以31.5的冷却水作为低温热源，以0.5MPa的抽汽作为驱动热源，加热50-80左右的采暖用热网回水，

24、循环冷却水降至28后再去凝汽器循环利用。这样可回收循环水余热，提高电厂供热量，即提高了电厂总的热效率。 图4-3 电厂利用热泵实例4.2 本工程选用吸收式热泵的参数表4-1 蒸汽型吸收式热泵性能参数项目单位规格机型-RHP200制热量kW20201×104kcal/h1737热水进出口温度55 74 .3流量m3/h 900 水压损失mH2O10.8 接管尺寸mm500水室承压MPaG 0.8热源水进出口温度31.5 28 流量m3/h 2039 水压损失mH2O6.4 接管尺寸mm400水室承压MPaG 0.8蒸汽蒸汽压力MPaG 0.36流量ton/h18.6 蒸气接管尺寸mm2

25、00×2凝水接管尺寸mm80×2控制辅助动力电压×频率V×Hz×380×50×3电源容量kVA36.8 冷剂泵Kw1.5×2溶液泵Kw7.5×2喷淋泵kW7.5×2真空泵kW0.75外形尺寸mm8750×4200×4500最大搬运重量Ton35 运转重量Ton75 注记：1.热水侧污垢系数：0.0001m2h/kcal（0.086m2k/kw） 热源水侧污垢系数：0.0001m2h/kcal（0.086m2k/kw） 蒸汽系蒸汽过热度102.标准情况下的热量调节范围为2010

26、0%；5.0 工程设想5.1 总平面布置5.1.1 老厂总平面布置简述 1）石景山热电厂为2×200MW供热机组，总平面布置布置非常紧凑。场地狭长，东西总长1150m，南北宽100438m。 主厂房位于厂区中间部位。汽机房朝南，锅炉房和烟囱朝北；主厂房固定端朝东，扩建端朝西。 输煤区布置在厂区北侧。采用煤仓贮煤，输煤栈桥从西侧铁路向东，转到主厂房北侧，自北向南从主厂房固定端进入厂房。 电气区布置在厂区南侧。由于场地宽度限制，主厂房A列外，即主厂房南侧，布置不下220kv配电装置，故除将主变压器布置在A列外之外，全部配电装置均采取高架布置，在A列外设置了一个标高约5m、10m混凝土变电

27、平台，将配电装置建造在平台之上，平台之下布置道路及各种地下管线。水工区和附属建筑区布置在主厂房固定端东侧。该区宽约250m，北侧靠西布置综合楼、化学水处理车间，东南部斜向布置2座自然冷却塔。灰库和空压机房布置在电气平台的南侧三角地。 2）220kv变电平台 该变电平台体量巨大，东西长264.8m，南北宽45.2m，A列外设约5m、10m混凝土变电平台总占地面积达11968.96m2。平台之上布置屋外配电装置；平台之下的地下部分布置各种管道，北侧为环主厂房的消防通道，南侧为长183.4m、宽25m的封闭库房。 3）A列外地下管线布置 汽机房A列外、变电平台下布置了诸多的各种地下管道，包括：4台机

28、组共16条DN1600的垂直进出汽机房A列的循环水管道、8条DN2200的沿A列布置的循环水供排水管道，以及电厂的供热管道、下水管道、雨水管道、消防水管道等。地下设施布置十分密集。 5.1.2 工程总平面布置本项目增加的建构筑物有：循环水升压泵房及控制室；热泵及凝结水泵；从1#、2#、4#机组汽机房A引出2条DN900、1条DN700的架空蒸汽管道。由于A列外各种管道密集，空余场地很少，本项目的布置十分困难。经对场地的布置资料详细分析，并反复勘察现场，对总平面布置布置初步安排如下：1）热泵站：热泵站包括热泵、凝结水泵热力管道，布置在1#3#机变电平台下的封闭仓库内，共由两部分组成：一是占用P-

29、Q-R两列的520号柱，面积为3120m2；二是在1420号柱的南侧扩建8m，长度46.2m，面积369.6m2，总面积3489.6m2。设备布置在变电平台柱基础之间。2）循环水升压泵房及控制室：该建筑物为一座联合建筑，长18.0m，宽10m。底层为循环水升压泵房，零米标高-2.50m。7.00m层为控制室。将该建筑布置在3#机组变电平台与4#机组变电平台之间的南侧空地。全厂变电平台分两部分：1#3#机组变电平台和4#机组变电平台，两个平台之间相距26.3m，其间有一个5m宽的架空电缆通道。该通道支柱距离南侧道路1419m，东西宽度24m，增加的循环水升压泵房即布置在这块空闲场地上，但由于东侧

30、与原有脱硫变压器组围栅的距离只有3.75m，和变压器的距离不满足消防要求，因此该侧应做成防火墙，不能设门窗。3）蒸汽管道：本项目从1#、2#和4#机汽机房A列垂直引出2条DN900、1条DN700的蒸汽管道，其中1#、2#机引出的管道出A列后从变电平台上部通过，进入热泵站；4#机引出的蒸汽管道经4#机的变电平台，然后向东经过循环水升压泵房的南侧进入热泵站。通过变电平台上部时，管道支撑在平台结构上，其余部位设高支架。4）循环水管道：从循环水升压泵房至热力站采用地面低支墩敷设，靠近热泵站之前入地敷设。5）原有管沟改造：主要是循环水升压泵房需要对原有一条氧气管沟和一条电缆沟进行局部改造。氧气管沟改造

31、长度约20m，沟宽0.6m；电缆沟改造长度8m，沟宽0.6m；雨水管道改造长度40m，管径1.00m；热力站南侧有一条雨水管道需要南移，长度约75m。6）建筑物零米标高及排水措施：循环水升压泵房和原主厂房零米标高相同，为91.00m。热泵站的零米标高为90.40m，比原建筑物零米标高低0.6m,循环水升压泵房比原建筑物零米标高低2.5m，实际上形成一个泵坑。坑内设集水井，将地面水集中排向井内用泵排入厂区排水管道。7）土方工程量：本工程土方量暂估算为挖填总计5000方。5.2 电厂设备参数5.2.1 机组参数1、2号机组汽轮机型号: NC200-130/535/535型汽轮机型式 超高压中间再热

32、单抽三缸双排汽抽凝两用汽轮机额定功率 200MW最大连续功率 220MW主蒸汽压力 12.75MPa(a)主蒸汽温度 535额定进汽量 610t/h最大进汽量 670t/h再热蒸汽压力 2.15MPa(a)再热蒸汽温度 535抽汽压力 0.25MPa(a)抽汽温度 245额定抽汽量 405t/h最大抽汽量 450t/h#2机通流改造后(670t/h进汽工况)抽汽压力 0.245MPa(a)抽汽温度 235抽汽量 420t/h3、4号机组汽轮机型号: NC200-130/535/535型汽轮机型式 超高压中间再热单抽三缸双排汽抽凝两用汽轮机额定功率 200MW最大连续功率 220MW主蒸汽压力

33、12.75MPa(a)主蒸汽温度 535额定进汽量 610t/h最大进汽量 670t/h再热蒸汽压力 2.26MPa(a)再热蒸汽温度 535抽汽压力 0.558MPa(a)抽汽温度 345额定抽汽量 410t/h最大抽汽量 443t/h(#4机 370t/h)#3机通流改造后(670t/h进汽工况)抽汽压力 0.588MPa(a)抽汽温度 326抽汽量 420t/h#4机通流改造后(670t/h进汽工况)抽汽压力 0.588MPa(a)抽汽温度 340抽汽量 405t/h京能石景山热电厂四台机组通流改造前后供热能力比较：项目单位#1机#2机#3机#4机改造前改造后改造前改造后改造前改造后改造

34、前改造后抽汽量t/h405420405420410420330405供热量GJ/h(GCaL/h)993(237)1010(241)993(237)1010(241)1029(246)1029(246)827(198)1021(244)原供热量GJ/h(GCaL/h)942(225)942(225)1130(270)备用改造后新增供热量GJ/h(GCaL/h)68(16)68(16)01021(244) 说明：1)机组改造前供热量均为610t/h进汽工况。 2) 机组改造后为设计值，机组均为670t/h进汽工况。以上#1、#2、#4机3项的新增供热量合计为1157GJ/h(276GCaL/h)

35、。通流改造后的这部分富裕供热量，对电厂的热网系统进行扩容，以满足北京热力外网不断增长的采暖用热需求。5.2.2 热网设备1、2号机组：基本热网加热器(每台机组2台)技术参数进汽压力 0.25MPa(a)进汽温度 245进汽量 195.3t/h进水温度 70出水温度 120最大水流量 2250t/h加热器面积 1703m2热网循环水泵(每台机组3台，2开1备)流量 2250t/h扬程 160mH2O进水温度 80调节方式 液力偶合调速3、4号机组：尖峰热网加热器(每台机组2台)技术参数进汽压力 0.558MPa(a)进汽温度 345进汽量 227.45t/h进水温度 120出水温度 150最大水

36、流量 4500t/h加热器面积 2647m25.3 热泵站布置5.3.1 热泵布置 吸收式热泵布置在220kv变电装置底层，由于地上建筑物和地下管线较多，横向最终布置在P、Q、R列，因热泵尺寸较长在RS列外有1组5台热泵需跨在循环水管道上，RS列之间跨度为8米，S列为新建架构，纵向在1420号柱之间。Q P列布置热泵1组5台。纵向布置在热网支架1420号柱之间，两组热泵头对头布置。由于热泵设备高4.5m，220kv变电站5m平台梁底为4.3m考虑热泵与梁底净空预留200mm，热泵基础高200mm，热泵布置处0.00m地面需下挖0.6m，220KV变电站0.00m绝对标高为91.0m，现热泵处地

37、面绝对零米标高为90.4m。因热泵净空的要求，考虑到热泵将来检修只是往热泵尾部抽冷凝管道，故在热泵上方不考虑增设检修起吊装置，详见F002E62K-A01-J-0304平面布置图。 大网热网回水管道每台机入口有1根，在每根820回水管道进入1、2号机组前增加1个关断阀，在关断阀前后引出2根管道（即供回水管）引入1组5台热泵升温，热源利用4号机组抽汽和闭式循环水温度（即循环水到热泵放热后再进入冷凝器反复运行），温度由55升至75，再进入1、2号机组热网基本加加热器。4号机抽汽经热泵放热后，疏水压力为0.002Mpa，通过设在横向PQ列，热网支架 21 22 柱处凝结水泵坑内3台凝结水泵（2运1备

38、）、将水打回4号机热网加热器疏水泵入口处，因通过热泵后疏水压力较低，水泵布置在-2.50m层地下坑内。南网增加低压热网加热器两台，横向布置在PQ列、纵向布置在热网支架56号柱1012号柱之间。加热蒸汽管道用12号机组多余低压采暖抽汽分别供给，每台机组供给1台低压热网加热器.汽源由1条920母管供给1台低压热网加热器(主厂房内抽汽管道布置详见F002E62K-A01-J-05图)，加热水采用南线热网回水，南线热网回水管上加隔离阀门，在关断阀前后引出2根管道（即供回水管）经过低压热网加热器加热后再返回南线回水母管隔离阀后。低压热网加热器疏水管道各回到原机组热网加热器疏水泵前，南线3700t/h热网

39、水由66升至108，再经过4号机组尖峰加热器升温至147(主厂房内抽汽管道布置详见F002E62K-A01-J-06图),供给南线热网用户。对主厂房内采暖抽汽管道进行了管道应力验算，采用“新应规”计算结果符合应力要求。管道水力计算现将1、2、4号机组抽汽管道、热网回水管道、疏水管道进行水力计算， 计算结果见表5-1 表5-1 水力计算结果介质计算压力MPa计算温度流量t/h管径mm计算流速m/s压降MPa1、2号机抽汽支管0.24524568720X9 4700011、2号机抽汽母管0.245245136920X10 57.4000324号机抽汽支管0.55834575530X9 50.800

40、2684号机抽汽母管0.558345150720X11 55.10.0061厂外热网回水到低压加热器0.245663700720X8 2.640.0043低压加热器回水到4号机尖峰加热器0.19073700720X8 2.640.0094厂外来热网回水到热泵0.2454500820X10 2.490.0102热泵回水到基本加热器疏水泵入口0.12684500820X10 2.490.02884号机抽汽凝结水泵入口管0.002172273X7 0.9074号机抽汽凝结水泵出口管0.25172219X6 1.42 压力已较低，热泵热水管应降低阻力5.3.2 管道及管道附件大口径热水管道和12号机组

41、抽汽管道采用螺旋缝电焊钢管Q235-A。4号机抽汽管道采用螺旋缝电焊钢管钢20。273以下管道均采用无缝钢管，所有阀门采用铸钢门。管道保温采用岩棉管壳，设备保温采用岩棉毡，保温外保护层采用镀锌铁皮=0.5mm。5.4 水工部分电厂现有4x200WM机组，其循环冷却水采用扩大单元制供水系统该系统配有两座6000m2逆流式自然通风冷却塔，一座共建式循环水泵房内安装有6台湘江5b-23A型卧式循环水泵，其特性参数为：Q=1695021800m3/h、H-27.722.5m、N=1600KW。本项目拟通过对4#机循环冷却水系统进行局部的改造，利用吸收式热泵回收其凝汽器循环水的热量，提高机组对外的供热负

42、荷。循环冷却水系统局部具体改造的方案是：吸收式热泵循环水的进水管与4#机凝汽器出水干管相接，经热泵降温后其排水分为二条支管，其中一条支管（DN1400）仍回接到A列外的凝汽器出水干管上；另外一条支管（DN1400）则回接到A列外的凝汽器进水干管上。根据电厂的要求，考虑到机组冬季采暖抽汽后进入凝汽器的乏汽已经很少，此时可以将凝汽器双回路并联的运行方式改为串联运行，故本次拟在A列外的凝汽器二条不同进、出水管之间布置一条联络管（DN1400）,并在其相关管道上安装闸阀，以便于凝汽器冷却水进行并、串联间的运行切换。在冬季采暖运行时，首先使双回路凝汽器由并联运行改变为串联运行状态（即打开碟阀F4，关闭碟

43、阀F2和F3）。然后打开调节阀T1（DN1400）和T2（DN1400），关闭蝶阀F1（DN2200），同时开启循环水升压泵。通过凝汽器循环水排水进入吸收式热泵放热降温，即将其循环水中的热量带入热泵中，从而实现回收凝汽器余热的目的。在整个采暖季正常运行工况下，蝶阀F1、F2、F3均维持在全关状态，蝶阀F4则处于全开状态，而调节阀T1和T2则需要根据热泵循环水进口水温的要求进行开启度的相关调节，即：当热泵循环水进口水温高于要求温度时调节阀T1微开，将其一部分热水排至冷却塔进行降温，而调节阀T2则相应微关，以减少去凝汽器的较高温度的循环水，进而也会改善凝汽器的运行状态。调节阀T1和T2基本上是同步

44、动作。改造后的凝汽器循环冷却水系统图详见附图F002E62K-A01-S-01。在非采暖期吸收式热泵停止运行，此时循环水升压泵停开，关闭蝶阀F4以及调节阀T1和T2，打开蝶阀F1、F2和F3，电厂循环冷却水系统恢复为夏季纯凝汽式设计运行状态。循环水升压泵房拟布置在A列外3#和4#机220KV室外配电装置QR列之间、脱硫变压器旁侧的一块空地上，其占地面积约为18.0x10.0m。室外循环水改造及相关阀门井的布置详见F002E62K-A01-S-02图。对于上述范围内地下现有的暖气管沟、电缆沟和输煤冲洗水管（DN300）及雨水管（DN300）将进行适当的移位处理。循环水升压泵房分为二层，其底层-2

45、.5m布置二台卧式离心泵，上层平台7.00m为配电与控制间。循环水升压泵特性参数为：Q=10000m3/h、H=24m、N=900KW。泵房内还安装有一部起重机以便于水泵安装和检修的需要。5.5 电气部分循环水余热利用工程属京能石景山热电厂的一个辅助车间，所需厂用电源需由电厂厂用电系统引接。按循环水余热利用工程设计方案，有6kV和380/220V二级电压的用电设备。负荷容量如表5-2和表5-3。表5-2 6kV厂用电负荷统计表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)计算负荷(kVA1循环水升压泵900221800表5-3 380/220V厂用电负荷统计表序号设备名称额

46、定容量kW安装台数(台)工作台数(台)备用台数(台)计算负荷kVA备注1热泵26.510102652凝结水泵10321203其他50包括控制照明电焊等4合计335选择SCB-400/6 6/0.4kV 400kVA干式变压器2台，按互为备用方式运行。用电总容量为1800+4002200kVA石景山热电厂现有4台机组，高压厂用工作变负荷较满，有0甲和0乙二台起备变作为全厂备用电源，另有0丙脱硫变，主要带脱硫负荷，尚有富裕容量可引接本工程厂用电负荷。可接于C1、D1段上，也可接于G、H段上。本工程需从6kV厂用母线上引接4个回路，2个回路用于循环水升压泵6kV电动机。另两个回路用于引接2台400k

47、VA 6/0.4kV降压变压器。按石景山热电厂厂用电均设两段母线，两台变压器互为备用的接线方式，本工程两台6/0.4kV变压器亦采用接两段母线以互为备用的方式运行。供电接线见F002E62K-A01-D-01图6/0.4kV变压器、6000V开关柜和配电屏均布置于室内，从安全防火考虑，选用SC(B)-400/6型400kVA干式变压器，采用KYN型金属铠装手车式高压开关柜，内配真空断路器，额定电流1250A，开断电流40kA，开关柜外形尺寸和颜色做到与原有开关柜一致。低压配电屏采用GCS型抽屉式配电屏。屏内配施耐德MW型框架式空气断路器和NS型塑壳开关，屏内电气设备短路电流水平按不小于30kA

48、选择。循环水余热利用工程采用PLC微机集中控制，工艺设备起动、连锁均由热控专业的PLC实现，除电动机回路由PLC连锁集中控制外，厂用电电源进线和母线联络断路器也纳入PLC集中控制。电气设备不再设常规控制屏台。高压电动机和降压变压器采用装于高压开关柜内的成套保护测控装置。控制室不另设直流系统，高压开关柜可利用厂用电系统原有直流电源，低压配电屏采用就地手动操作和交流电控制。5.6 热工控制5.6.1 设计范围： 本工程循环水余热利用工程设计范围，包括：10台吸收式热泵，2台低压加热器、3台凝结水泵、循环水升压泵2台及1台减温器等设备,及各管道参数和电动门的控制。以及变压器厂用电系统等电气部分的控制

49、,均在集中控制室控制。5.6.2 控制水平本工程循环水余热利用工程设计的范围，包括：10台吸收式热泵，2台低压加热器、3台凝结水泵及循环水升压水泵等设备,已及各管道参数和电动门的控制。以及变压器及厂用电系统等电气部分的控制,均在集中控制室控制。采用一套独立的PLC系统,在集中控制室内实现集中监控。在少量就地人员巡回检查及配合下，以彩色液晶显示器（LCD）及其鼠标和键盘为控制中心，实现各个设备的正常启停、运行工况的监视和调整及设备在异常工况下的紧急处理.为了将来实现电厂全面的管理控制自动化，本次设计PLC对于电厂主机组和厂级监控信息系统SIS留有接口。为了将来实现电厂全面的管理控制自动化, 本循

50、环水余热利用工程,为安全起见，减轻劳动，配合控制自动化,上一套工业电视，监视吸收式热泵，低压加热器、凝结水泵及循环水升压水泵房等。5.6.3 控制室5.6.3.1 控制室本工程的控制室的在循环水升压水泵房二层。面积约180平方米。控制台上设有液晶显示器（LCD）及其鼠标和键盘。各机柜控制台布置在控制台后边.。工程师站与操作员站合用。5.6.3.2 电子设备间布置1) 本工程没有单独的控制电子设备间， PLC机柜全部放在控制室内。2) 电动门配电箱与电气配电柜放进一个房间内。位置在控制室旁边。5.6.4 控制系统PLC控制系统功能:本工程设置1套PLC冗余控制系统，监控10台吸收式热泵，2台低压

51、加热器、3台凝结水泵、2台循环水升压泵等设备及各管道参数和电动门的控制。以及变压器及厂用电系统电气部分的控制，PLC系统功能有：数据采集和处理（DAS）、模拟量控制（MCS）、顺序控制（SCS）、并留有必要的信号互相通讯接口。控制10台吸收式热泵是采用各自独立控制系统，与主机应有双向冗余的通讯接口。5.6.5 设备选型： 选型原则：PLC控制系统具有高可用性、可操作性、可维护性和可扩展性，采用技术上成熟的产品。现场设备:变送器采用智能型变送器，两线制（420mA）、零点可迁移、易于量程调整、具有单向耐全压保护。执行机构:尽量选用智能一体化的电动执行机构。阀门电动装置尽量选用高可用性的设备。过程参数开关选用进口设备。5.6.6 电源：电动门及调节阀的执行机构电源设两路380VAC/220VAC三相四线。控制器及仪表电源设两路220VAC电源。一路来自UPS电