云冈电厂乏汽余热利用系统为例,详细分析了系统的供热能耗,并对系统降低一次网回水温度作情景展望。通过对2013-2014采暖季运行数据的分析可以看出,项目改造后热源供热能耗明显降低。但由于目前一次网回水温度偏高,限制了热源供热能力的发挥,其主要原因在于吸收式热力站改造比例偏低。情景分析指出,降低一次网回水温度可进一步提高电厂供热能力,并显著降低供热能耗和供热成本。建议电厂增加吸收式热力站的改造比例,并在保证机组安全的情况下适当提高背压运行。 余热回收机房现场照片a.正立面b.后立面图2吸收式换热机组实物照片2工程概况云冈电厂是大同市集中供热系统的主力热源之一，利用系统能耗分析-电动液压滚圆机滚弧机弯管机张家港液压弯管机滚弧机滚圆机装机容量为2×200MW（一期）+2×300MW（二期），均为直接空冷机组。该电厂于2012年对四台机组（1#～4#机组）均采用“Co-ah”技术进行了余热利用改造， 本文由全自动弯管机公司网站网站采集转载中国知网整理! http://www.wanguanji158.com 设计余热回收功率480MW。一期、二期工程供热系统热源侧各自独立。本文以二期供热系统为例进行分析说明。该项目在热源侧增设余热回收机组，该机组由凝汽器模块和吸收式热泵模块构成。每台汽轮机对应一台余热回收机组，机房位于空冷岛下方。乏汽直接从主立管上开孔引出，从顶部进入余热回收机房。通过调节乏汽引出管上的电动蝶阀控制上空冷岛冷却的乏汽量。现场照片如图1所示：为降低一次网回水温度，厂外在具备改造条件的热力站设置由高温热水驱动的吸收式换热机组，与原热力站中的板式换热器并联，原换热系统作为事故备用，吸收式换热机组实物照片如图2所示：整个系统供热流程如图3所示：由图3所示，在厂外，目前仅将部分常规热力站改造为吸收式热力站，二期工程热源供热范围内吸收式热力站的供热面积约为650万m2。常规热力站和吸收式热力站一次网回水混合后返回电厂。在供热系统流程设计上，为了改善机组背压、降低乏汽直接换热的不可逆损失，凝汽器模块采用串联连接的形式，一次网回水依次进入3#机和4#机凝汽器模块。每台余热回收机组均设置吸收式热泵模块，可避免4#机背压偏高，吸收式热泵模块和热网加热器均采用并联连接的形式。一次网回水依次由凝汽器模块、吸收式热泵模块和热网加热器逐级加热后利用系统能耗分析-电动液压滚圆机滚弧机弯管机张家港液压弯管机滚弧机滚圆机 本文由全自动弯管机公司网站网站采集转载中国知网整理! http://www.wanguanji158.com