核电厂余热（精选9篇）
核电厂余热 篇1
一、引言
近十多年来, 中国经济快速发展, 对电力的需求量大幅度增加。火电站消耗的资源量大, 环境影响大。为了缓解能源矛盾, 促进节能减排的目标, 以核电为中心的清洁、经济、高效的新一代可持续电力产业正在崛起。图1是近十年中国的核电装机容量变化, 从2001年的243万KW到2011年的1257万KW, 翻了近五翻[1]。
文献[2]中预计2020年可达7000万KW, 2030年达2亿KW, 2050年可达4亿KW, 核电产业迅猛发展。然而核电厂仅有33%热能转化为电能, 如果不加利用, 随温排水排放, 则每百万核电机组每年排入环境水体的余热可折合标准煤约70~150万t/年[3,4]。因此, 充分利用核电厂的余热, 对于避免类似文献[5-8]中的热污染, 保护环境, 节约能源具有重大的社会意义和经济效益。
二、核电厂余热综合利用
核电厂温排水余热温度在50℃以下, 属于低品位热能。核电站温排水余热利用可分为直接利用和非直接利用, 余热直接利用的主要领域有种植业和养殖业[9]。利用热泵技术把温排水提高温度后可充当加热油田的拌热水[10]、集中供暖、海水淡化等。国内外温排水余热利用实践主要集中于水产养殖、大棚温室[11,12], 还有集中供暖[13], 海水淡化[14]。余热综合利用是余热研究的发展趋势。图2是核电站温排水余热综合利用模块示意图。在余热综合利用系统中, 可以把非直接利用部分根据模块图进行再利用。此余热综合利用系统, 涉及到了农业、水产养殖业、工业及居所供暖以及海水淡化, 突破了以往以美国学者Bread为代表的单一行业余热综合利用方式, 把余热利用量较大的工业以及海水淡化结合起来, 提高核电厂温排水的余热利用率, 从而有效控制热污染。
(一) 温水养殖模块
利用电站温排水养鱼, 主要是为了减轻或避免电站温排水夹带大量的余热排入环境中, 引起热污染, 造成对周围生态环境的破坏。20世纪60年代开始, 苏联、日本、美国、法国、德国、丹麦、以色列、匈牙利、波兰等很多国家都利用电厂温排水进行鱼类、贝类、虾类等水产品养殖。我国在70年代初, 黑龙江省开始尝试温水养鱼, 因效果显著, 后开始在全国各地陆续推广。适用温水养殖的种类有牡砺、罗非鱼、胡子鲶、淡水白鲳、鲤鱼、鲫鱼、草鱼、淡水鲨鱼、对虾、鳗鲡、鲈鱼等。进行温水养殖时, 应该充分考虑水温对水质的影响, 严格控制温排水引水量。温排水引水量计算公式:
由 (1) - (3) 式可得G:
式中Q1———鱼池水面散发热量;Q2———鱼池表面蒸发水汽潜热量;RB——鲍恩比率;C———经验蒸发系数;W———风速;P———风速;Ts———水面温度;Ta———近水面温度;es———Ts的饱和水汽压;ea———Ta的饱和水汽压;c———水的比热;Δt———鱼池水和温排水的温度差。
为准确控制水温等重要水质参数, 保障温水养殖顺利进行, 在引水量理论计算的基础上, 应在养殖水域安装智能水质传感器, 在线检测水质的温度变化、溶解氧等重要水质因子, 图3是溶解氧随温度变化曲线。如图所示, 溶解氧随着水温的升高而减小。
(二) 工业及居所供暖和温室大棚供热模块
工业及居所供暖的热量需求大, 能充分利用核电厂的余热。因核电厂供热与工业及居所供暖所需温度有差异, 直接利用价值不高, 一般通过利用热泵技术先提高温排水的温度, 从而达到利用所需温度。经过热泵的转换后, 除了给小区供暖, 可应用的工业领域有:工业空间供热;食品加工、洗涤、去皮、消毒和清洁等行业;金属去污和处理;石油化学工业和食品工业的蒸馏作用;谷物、木材及各类海产品或水产品干燥等。热泵工作效率COP大于1, 持续不断地吸取温排水的低品位热能, 相比于直接用锅炉加热热源, 利用温排水为工业及居所供暖具有节约煤炭资源, 减少燃煤引起的大气污染等功效。
一般蔬菜的适宜生长温度在18℃~35℃, 而单一的日光大棚很难保证蔬菜生长所需温度, 并且不稳定。文献[15]表明, 温室土壤加热对农作物还具有增产作用。正如图4所示, 在土壤下埋设供热管后, 土壤温度增加, 土壤容重减小, 有机质分解加速, 速效磷、速效氮等矿物质的可利用含量增加。
利用温排大棚可以生产蒜苗、芹菜、韭菜、菠菜、香菜、黄瓜、辣椒等蔬菜。温室大棚利用温排水来供热有热源稳定、可靠、节能、环保的优越性。文献[16]中的喷水浇灌供热方式, 可以快速有效提升温室内的空气温度, 但是容易引起植物病变, 产生渍害。采用埋地管道可以均匀布热, 并且直接作用于土壤层, 调节蔬菜等农作物的生长环境。若单一的埋地管道供热量不够, 可以借鉴文献[17]地下管道式和吊管式供热协调供热, 从而保证大棚温室足够所需热量, 此时大棚温室内的总热量为埋地管道的放热量Q1和悬吊管道放热量Q2之和。单位时间内利用管道总的散热量可以供热的面积为S:
设管道长度Δx的微分段内流体的温降为-Δt, 则埋地管道的放热量Q1:
其中Δt=t1-t2
其中A=πdl
由 (4) - (9) 式可得S:
式中D———管道的外径;d———管道的内径;l——散热区管道总长度;αn———散热管内壁的换热系数;αw———散热管外壁的换热系数;λ———散热管道管壁导热系数;ρ———温室内空气密度;cp———温室内空气的定压比热容;t1———设计供水温度;t2———埋地管道回水温度;t3——吊管式管道回水温度;t4———使用区所需温度;ta———使用区内的基础平均温度;h——温室高度;Q——管道在温室内总放热量;Q'———温室内每立方米空间需要提供的热量。
(三) 海水淡化模块
核电厂温排水属于低品位热能, 一般的反渗透法和蒸馏法利用低品位热能不够经济, 效率较低。沿海核电厂一般用海水进行冷却, 现将温排水制取淡水, 不仅可以充分利用温排水的余热, 消除了热污染, 而且还能节省海水淡化厂自行抽取海水、过滤海水的前期处理, 大幅度降低淡水生产成本, 为周边地区提供廉价的生活用水, 发挥巨大的社会效益和经济效益。露点蒸发技术是一种新型的海水淡化方法, 它的运行原理如图5, 能够高效利用低品位热能。
三、小结与展望
温排水余热综合利用的模式是由余热养殖、工业及居所供暖、温室大棚供热和海水淡化等模块组成。温度的控制是每一个利用模块的关键, 根据引水量、散热量等计算模型, 结合温度对水质、土壤等作用对象的影响变化趋势, 严格控制温度, 调节温排水流量, 以便高效利用温排水的余热, 从而避免引起热污染。对于未来, 一方面应加速发展新一代的核电机组, 从源头上减少温排水的排放量;另一方面, 应提高温排水的余热利用率, 开发新的余热利用方式, 完善余热的综合利用方式, 不仅可以有效控制热污染, 保护环境, 还可以变废为宝, 节约能源。
核电厂余热 篇2
环境保护管理制度
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修 订 号：
2014年6月目的与范围
1.1 1 为贯彻集团公司可持续发展战略，提升发电站可持续发展
能力，加强发电站的环境保护管理，依据《中华人民共和国环境保护法》等法律、法规特制定本办法。
1.1 2 发电站环境保护管理实行环境保护职能部门全过程归口
管理和各部门分工负责制度。管理工作应做到法制化、科学化、规范化和制度化。组织机构和职责
2.1为加强发电站环保管理工作，明确责任，建立良好的环保工
作秩序，余热发电站设置专职环保管理员。
2.2专职环保管理员专业受发电站管理，是发电站环保工作第一
责任人，对发电站环保工作负全责。环保专员负责发电站环境保护的日常管理工作。主要职责是：
2.3贯彻执行国家、地方环境保护法律、法规、标准和方针政策，并依据发电站环境保护的有关规定建立健全本发电站环保管理制度主要包括：人员持证上岗、岗位责任、操作规程、事故预防和应急措施、运行记录台帐等制度。
2.4负责发电站实施和推进公司重大敏感型环保设施（设备）
管理模式，提高发电站的环保管理水平。
2.5 努力学习专业技术，编制电厂三废治理设施运行操作规程；
熟知烟气、飞灰、废水的治理技术；熟知本职管辖设备的特性、构造、参数、操作维修和故障排除方法，努力提高本职设备管理水平和事故处理能力。噪声大的生产设备和工艺，采取消声或隔音装置。生产现场的噪音和厂界噪音达到国家规定的噪声限值。
2.6 负责发电站环保设施（设备）的运行状况。及时发现环保
设备缺损和故障，及时提出故障排除意见和设备维修意见，保证环保设施(设备)正常运行。
2.7参加相关部门的环保事故分析，负责处理环保污染事故，处理环保设备运行事故，并对发生的事故及时如实报告。
2.8 负责建立环保设施(设备)相关运行台帐；负责发电站日常的环保监测工作；负责发电站环保数据、台帐的统计和上报工作。
2.9 接受公司及政府环保部门的检查和业务指导。
3电厂对检修及运行的管理模式实施办法
3.1 各运行值必须遵守环保排放来严格控制工况。
3.2 各运行值要加强对环保设施的巡回检查工作。一旦发现环
保设施有异常，应及时处理并汇报环保专员。
3.3 检修班必须做好对环保设施的定期保养工作。
3.4 检修班必须对环保设施的缺陷应第一时间处理。
3.5运行班及检修班配合环保专员工作。
4环保设施(设备)管理模式实施办法
4.1 由安环部负责环保设施(设备)管理模式的实施推进，以及
督促指导发电站实施。
4.2发电站环保专职是公司对发电站环保设施(设备)管理模式
实施和推进的主要负责人，专业受安环部直接领导。
4.3 公司监控发电站环保设施运行情况和污染物排放情况。发
电站定期向安环部汇报环保设施（设备）的运行情况。
4.4发电站对环保设备，实行专人巡回检查，专人定期保养。环
保设施和控制点，一但发生异常，发电站按照应急预案处理，控制污染物的排放；发电站站长应亲自指挥，环保专职现场督促，立即处理；同时，第一时间立即报告公司安环部；公司安环部应对其处理进程实行跟踪监督；故障排除后，报告公司安环部，确保公司实时控制；出现设施（设备）必须停止运行时，应当事先报告公司安环部，报告主要说明停止运行的原因、时段、相关污染预防措施等情况。
4.5 发电站因设施（设备）运行不正常发生污染物排放超标事
故时，必须在1小时内向公司安环部门报告，并及时采取有效的应急措施消除环境污染，确保环境安全。
4.6 发电站必须准备好各类环境管理制度、运行台帐、运行记
录、监测数据，随时接受环境保护行政主管部门的现场检查。
5环保教育和宣传
5.1 公司安环部负责定期组织开展公司教育培训和宣传工作。
5.2 环保专员定期组织发电站环保管理培训和宣传。
5.3 加强环境宣传，增强各级领导干部和职工的环境法制观念。
注重环境保护业务培训，提高环境保护专业人员的技术和业务素质。
5.4 积极参加环境保护交流和合作，引进先进技术和管理经验。
余热发电厂中PT接地方式的探讨 篇3
【关键词】余热发电厂；PT；接地；中性点
【中图分类号】TM731 【文献标识码】A 【文章编号】1672-5158（2013）04-0028-01
1 引言
PT（电压互感器）是余热发电厂中重要的一次设备，它是将高电压成比例的变换为较低（一般为57V或者100V）的二次电压，一方面供给各种测量表计，继电保护装置和同期装置使用，另一方面也起到将二次设备与一次高压隔离，保证人和设备的安全的作用。
余热发电厂一般容量不大（25MW以下），并且依附于现有的厂矿企业，发出的电能在企业内部消化。发电机的出口电压一般为中压（10kV或6kV），主要有发电机出口PL母线PT（系统PT），励磁PT。
作为余热发电厂的公用设备，PT本身及其接线如果出现问题，都将给整个电厂系统带来严重的影响。要保障电压互感器及其接线的可靠和稳定运行，PT的接地方式的选择至关重要。总得来说，PT的一次侧（高压侧）如为星形接线，其中性点可以接地也可以不接地，如没有中性点，任一点都不允许接地；PT的二次侧必须接地。
2 PT一次侧接地方式
发电机出口PT和母线PT是由三个带辅助二次绕组的单相电压互感器接成星形接线，如一次侧中性点不接地，当10（6）kV系统发生单相接地时，PT的一次侧就不能构成零序通道，这样二次侧三相绕组中感应的仍然是三个对称的相电压，主二次绕组不能监测到相对地的电压，开口三角形线圈两端也不会感应出零序电压。可是无论是发电机出口PT还是母线PT都是需要监测零序电压和相对地电压，同时发电机出口的零序电压还用在继电保护上。故在余热发电厂中，发电机出口PT和母线PT的一次侧应该采用中性点接地方式。需要指出的是电压互感器的一次绕组阻抗极高，故其一次绕组中性点接地，并不表示该系统为中性点直接接地系统。
励磁PT是发电机采用可控硅励磁时，供励磁屏用的电压互感器，励磁系统仅用到线电压作为输入量，故一般采用两个单相电压互感器组成V/V形接线，这种接线一次侧没有中性点，一次绕组接入的是系统的线电压，显然其一次侧任一端都是不允许接地的，否则就相当于系统一相接地直接短路了；当然为保持整个余热发电厂PT的一致性，励磁PT也可以采用三个不带辅助二次绕组的单相电压互感器组成星形接线，这时候中性点可不引出，也可引出后接地。
3 PT二次侧接地方式
首先需要明确的是PT的二次侧是必须接地的。二次侧接地是为了保证人身和设备的安全，因为如果一二次绕组间发生漏电、击穿等情况使得绝缘损坏，此时一次侧高压窜入二次侧，会危及在二次回路上设备和工作人员的安全；此外二次回路的绝缘水平低，如果没有可靠接地点也容易被击穿。
在1中，已经讨论过，发电机出口PT和系统母线PT一次侧中性点接地。PT二次侧接地有两种方式：中性点接地和B相接地。余热发电厂的同期点设在发电机出口断路器处，同期装置需要接入发电机出口PT和母线PT二次侧的电压进行比较，这两个电压必须有相同的基准点才可以比较，所以就余热发电厂同期系统的需要而言，发电机出口PT和母线PT的二次侧接地方式应该相同，即要么都是中性点接地，要么都是B相接地。
3.1 B相接地
如发电机出口PT和母线PT二次侧B相接地，是可以满足同期要求的。首先讨论B相接地的具体位置，如果接地点位于二次绕组和二次熔断器之间，当电压感器一、二次间击穿，则该接地点和一次侧中性点形成回路；或者二次侧中性点发生接地故障，该接地点和二次侧中性点形成回路；这两种情况下，因为接地点位置的关系，二次绕组没有得到二次熔断器的保护，B相二次线圈会被烧毁。
可见接地点应该设在二次熔断器之后，这样在上述故障情况下，B相二次熔断器熔断从而保护了绕组。这时因为二次熔断器的熔断，PT二次侧失去了接地点。那么可以在B相接地的情况下，中性点也接地么？答案是否定的，因为多个接地点时，地网中电压压差的存在会使得PT二次电压发生变化而不准确。解决的办法是让二次侧中性点经一个击穿保险接地，这样在高压窜入低压时，击穿保险被击穿，就形成了新的接地点。
PT二次回路采用B相接地，中性点经击穿保险接地的方式时，零序电压的获得是个值得关注的问题。如图1所示，1YHn是经过击穿保险接地的，即在正常运行的时候它是不接地的，1YHL和1YHn之间的电压实际上是剩余绕组的电压和B相电压的矢量和。正常情况下，剩余绕组的电压几乎为0，所以1YHL和1YHn之间的电压其实就是B相电压，故在保护测控装置中零序电压显示的大约是57.7V左右。也就是说，这时候，装置中显示的零序电压并不是真正的零序电压，而是零序电压加了一个B相电压。此时要想获得正确的零序电压，应把1YHL和1YHb接入保护装置的对应端子，而不是通常的1YHL和1YHn。
3.2 中性点接地
发电机出口PT和母线PT二次侧采用中性点接地，显然是满足同期要求的。而且它不像B相接地方式还要考虑接地点的具体位置问题，其零序电压的获得也非常简单，即1YHL和1YHn之间的电压。需要注意的是，PT二次侧中性点接地方式下，为保证可靠接地，电压互感器的中性线不得接有可能断开的断路器或接触器。
对于励磁PT，如其采用的是两个单相电压互感器组成V/V形接线形式，其二次侧显然采用B相接地，如采用三个不带辅助二次绕组的单相电压互感器组成星形接线，其二次侧，可以采用B相接地，也可以采用中性点接地。
4 结论
余热发电厂的同期点设在发电机出口断路器处，其发电机出口PT和母线PT（系统PT）采用三个带辅助二次绕组的单相电压互感器接成星形接线，为构成零序通道取得对地电压，一次侧中性点需直接接地。出于同期的考虑，这两个PT二次侧接地方式必须一致，可以采用B相接地（中性点经击穿保险接地），也可以采用中性点接地，考虑到余热发电厂一般依附企业厂矿，其厂内母线PT一般都为中性点接地，为保持一致性，另从接线简单可靠的角度考虑，二次侧推荐采用中性点接地的方式。
励磁PT如采用两个单相电压互感器组成V/V形接线形式，其一次侧不接地，二次侧采用B相接地；如采用三个不带辅助二次绕组的单相电压互感器组成星形接线，其一次侧可引出也可不引出，二次侧可以采用B相接地，也可以采用中性点接地。从经济性考虑，励磁PT采用两个单相电压互感器组成V/V形接线形式；从整个余热发电厂PT的一致性即方便维护的角度，推荐采用三个不带辅助二次绕组的单相电压互感器组成星形接线，一次侧引出接地，二次侧中性点接地。
参考文献
[1]孔健.锌冶炼企业饱和蒸汽电站设计调试中难点与解决方案[J].中国工程咨询，2013年第2期总第149期第46-48页。
余热利用电厂钢管道支架设计 篇4
1 钢结构管道支架设计一般原则
管道支架(以下简称管架或支架)设计应满足施工及正常使用状态下各种作用,偶然事故情况下结构维持必要的稳定。以可靠指标度量结构构件的可靠度,用含分项系数设计表达式进行计算。
1)管道支架设计使用年限为50年。安全等级取一级,结构重要性系数γ0取1.1。
2)所有结构构件均应进行承载力计算;有抗震设防要求的结构,尚应按规定进行结构构件抗震承载力验算。
3)管道支架横梁在垂直荷载及水平推力作用下,按照双向受弯构件计算。固定管道支架横梁的最大挠度不宜大于梁跨度的L/500。竖向荷载(标准值)作用下的挠度容许值不大于L/400。
4)当管道上敷设的振动管道质量占全部管道质量的30%以上时,该管道应按振动管道考虑,固定管道支架、刚性活动管道支架总振动管道水平力乘以1.3动力系数。
5)牵制影响:管架上管道多于2根时,管托采用滑动或滚动托座时,管道摩擦力及管架位移的计算皆应考虑牵制影响。
6)地震基本烈度为8度及8度以上地区的活动管道支架应采用刚性活动管道支架。
2 独立钢管道支架的设计计算
1)独立式管架包括固定管架、刚性管架、柔性管架、半铰管架、双向活动管架(摇摆管架)。相对于固定管架,其他均属于活动管架。
a.刚性管架:柱刚度较大,管道变形时管道支架顶不能适应管道变形要求,出现相对位移,两者为非整体工作;纵向为管道可移动支点,横向为管道的不移动支点;管架承受的水平推力为管道滑动摩擦力。管架平面内梁与柱刚结(平面内设置支撑除外);柱与基础刚结;平面外柱按照上端自由、下端固定的受弯构件计算;水平推力作用下平面外扭矩计算,两端按照固定计算;平面外弯矩计算,两端按照简支计算。适应于管道重量小、管道变形大和高度较低的管线。电厂的蒸汽管道、高度较低的小型水管。
b.柔性管架:柱刚度较小,管道变形时管道支架顶能适应管道变形要求而出现相应变形,不出现相对位移,两者为整体工作;纵向为管道可移动支点,横向为管道的不移动支点;管架承受的水平推力为管道位移反弹力。管架平面内梁与柱刚结(平面内设置支撑除外);柱与基础刚结;平面外管架柱按主动管层和非主动管层共同作用下的管道支架位移进行内力分析;水平推力作用下平面外扭矩计算,两端按照固定计算;平面外弯矩计算,两端按照简支计算。适应于管道重量较大、管道变形较小和高度较高的管线;烟风支架、独立电缆支架、独立水管以及直径较小的多介质管道(滑动支架)。
c.半铰管架:半铰接管架的柱脚沿纵向采用半铰接构造,管道支架的位移以立柱的倾斜适应管线的变形要求,不出现相对位移,管架倾斜度不大于2%;纵向为管道可移动支点,横向为管道的不移动支点;管架承受的水平位移反弹力忽略不计。管架平面内梁与柱刚结(平面内设置支撑除外),柱与基础纵向为半铰接,横向为固结;平面外支架柱主动管层按中心受压计算内力、非主动管层按简支梁计算内力。适应于管道重量较大、主动管道变形值不大于2%高度的管线,如高炉煤气、焦炉煤气管道。
2)柱及支撑计算长度。
管道支架柱横向(平面内)计算长度:当采用单柱时按悬臂柱确定柱计算长度;管道支架柱纵向(平面外)计算长度:
a.沿管道纵向为单柱时柱的计算长度按下式计算:H0=μH。其中,H为柱高度,固定管道支架、刚性管道支架取支柱顶面至基础顶面距离,其他类型管道支架取主动管管托底至基础顶面距离;当主动管位于下层梁时,上层柱计算长度为H0=2H上(H上为主动管管托底至支柱顶面的距离);μ值见表1。
b.沿管道纵向为框架时柱的计算长度:按现行GB 50017-2003钢结构设计规范的第5.3.3条确定。
c.柱间支撑:单斜杆按压杆计算;交叉杆可按拉杆计算;按照钢结构规范计算。
3)支架摩擦力计算。
水平力按照工艺专业提资要求,若无提资,刚性及柔性管架摩擦力按照支架所属管道重量乘以摩擦系数:钢对钢滑动时取0.3,钢对钢滚动时一般取0.1,蒸汽管托座和管道若采用四氟乙烯板,可取0.1。
3 常规钢管架设计思路
高炉煤气管、焦炉煤气管道支架可以按照固定支架+半铰支架+摇摆支架的概念进行设计。支架立柱宜采用H型钢,主轴和管道走向一致。平面内设十字交叉支撑。
蒸汽管、高温压缩煤气管支架则可以按照固定支架+刚性支架进行设计。立柱可采用工字钢、H型钢或钢管。采用型钢时,主轴和管道走向一致。烟风管道支架可以按照固定支架+柔性支架进行设计。实际中比较难以处理的是电缆支架、多介质管道支架的综合管架设计。
3.1 单柱独立支架
单柱独立支架上敷设单排电缆桥架、单根管道或多根小管道(DN100以下)。特点是管道直径小,重量轻,水平力小。立柱高度一般不超过6 m,管架跨度不超过6 m。抗震设防烈度7度及以下不考虑风荷载和地震作用影响。可按照钢管式柔性管架设计,平面内外稳定性一致,而且防腐性能较好。当管道沿线无固定支架或拉结措施,立柱计算长度建议取1.25,长细比不宜超过150;当管道沿线设固定支架或有可靠拉结,立柱计算长度建议取1.25,长细比不宜超过170(抗震区除外)。同时单立柱宜考虑外观协调。单立柱间距不宜大于9 m,管道或电缆跨距不大于3 m,单立柱之间需设置管道支撑点,可加设纵向横梁。横梁可采用型钢或蜂窝梁。跨度大于6 m,横梁和立柱连接应有可靠的抗扭措施,防止平面外失稳。
3.2 横梁式支架
单片支架为门型支架。工艺管道分多层敷设,管道数量多,直径小,重量和水平力小。立柱高度一般不超过8 m,管架跨度不超过12 m。当管道沿线无固定支架或纵向支撑,管道中无蒸汽管等主动管,按照柔性管架设计,立柱平面外计算长度建议取1.5,长细比不宜超过180。管道中有蒸汽管,按照刚性管架设计,立柱平面外计算长度建议取1.5,长细比不宜超过150。长细比越大,柱脚刚度应加大,长细比超过150柱脚平面外应设计为固结。当管道沿线设固定支架或设纵向支撑,立柱平面外计算长度建议取1.0,长细比不宜超过150(抗震区除外)。纵向连接梁刚度较大时可适当放宽,不宜超过180,且柱顶平面外位移不应超过限值(H/400)。管道或电缆跨距不大于3 m,门型支架之间需设联系杆件作为管道支撑点。根据支架间距联系杆件设置方式不同,可分为以下几种情况:
1)支架间距小于6 m,可采用两根联系梁。联系梁间距较大且管道较多时,联系梁之间设水平斜撑。联系梁可采用工字钢或H型钢。2)支架间距在大于6 m小于9 m,联系梁可采用H型钢或蜂窝梁。其他要求同上。3)支架间距在大于9 m小于12 m,可设计为联系梁或桁架。联系梁可采用蜂窝梁或组合梁。组合梁可设计为工字钢(H型钢)+角钢(钢管)桁架支撑。两片桁架下弦无结构联系杆件。4)支架间距大于12 m宜设计为桁架式。
3.3 桁架式支架
单片支架为门型支架,支架间采用桁架。适用于工艺管道多,立柱高度高(大于6 m),管架跨度大于10 m。桁架一端宜设固定支架。管架按照半铰管架设计,立柱可采用H型钢或钢管,平面外立柱计算长度取1.0。桁架上下弦兼作管道的支撑梁。桁架弦杆宜采用工字钢或H型钢,弦杆采用角钢或钢管。
4 结语
高炉煤气管、焦炉煤气管道支架可以按照固定支架+半铰支架+摇摆支架模式进行设计。蒸汽管支架则可以按照固定支架+刚性支架进行设计。蒸汽管、氮气管、水管、电缆支架等综合管网则可设计为桁架式,单片支架结构形式根据纵向支撑体系确定。
摘要：介绍了钢铁企业余热利用电厂管道支架设计的一般原则,针对不同的管道支架类型提出相应的计算模型和解决方案,并对综合管网的常规设计进行了优化,最后提出合理建议,以指导实践。
关键词：余热发电,管道支架,设计
参考文献
[1]GB50017-2003,钢结构设计规范[S].
[2]GB50709-2011,钢铁企业管道支架设计规范讨论稿[S].
[3]《钢结构设计手册》编写组.钢结构设计手册[M].北京:中国建筑工业出版社,2004.
综述电厂循环水的余热利用技术 篇5
关键词：电厂,循环水,余热利用,技术说明
在我国的节能减排战略中, 建筑节能占有重要的位置, 北方城市供热产生的建筑能耗在我国的建筑总能耗中占据着最大的比重, 对北方城市的供热方面进行节能减排显得尤为重要。下面先讲一讲当前电厂循环水余热利用的意义。
1 当前电厂循环水余热利用的意义分析
近几十年来, 我国的城市规模扩建迅速, 很多城镇出现了供热不足的问题, 供热也使人们的生活环境遭到破坏, 在高参数、高容量的机组方面产生的排汽余热也没有得到充分利用, 只是借助于循环水冷却系统进行排放, 这部分热量具有很大的能量, 根据资料表明, 如果能将这些低品位的余热用于人们的日常供热中, 可以为我国的电厂提高至少30%的供热能力。目前电厂在循环水的余热利用方面遇到一些问题:在冬季时电厂循环水的水温比较低, 不能达到供热的要求, 需要进一步提高循环水的温度, 可以通过两种方面进行水温的提高, 一是把电厂循环水当成低位热源, 然后通过热泵吸收余热进行供热;另一种方法是保持汽轮机组在低真空环境下正常运行。汽轮机组的供热技术从理论方面来讲, 会有很高的能效, 在国外也有丰富的研究成果以及运行经验。传统低真空运行技术有用户热负荷的严重制约, 用在高参数、高容量的机组方面不合适。在热泵方面, 通过对低品位余热的供热新模式的理论分析, 得出电厂把30℃左右的循环水传给用户, 借助于地泵吸收热量, 然后把热网水回收到凝汽器里, 当成电厂的循环冷却水使用。这种方法得到了业界的广泛关注, 并从经济性、技术性、环保性等多个方面对此种方法进行了探讨。
2 电厂循环水余热利用技术分析
2.1 热泵回收余热技术
电厂的循环水和人们常用的低温热源比较, 很多方面的优势。在采用分布式电动热泵进行电厂的供热时, 可以将这种压缩式泵设置于各区的热力站中, 把电厂凝汽器的循环水调入小区热力站, 通过压缩式泵机组的降温工序再返回凝汽器中加热, 形成一种循环状态。对于热泵收回的循环水余热添加二次网热水, 来为用户提供生活热水或供暖。分布式电动热泵供热方式能够根据不同热力站供热参数做出合理的热泵机组选择, 这种热泵技术在布设专门的循环水管道时, 由于循环水和供回水存在的温差限制, 会产生巨大的管道投资, 在输送泵方面产生的能耗也很高, 不能进行远距离的输送, 只能在电厂周边很小的范围内进行供热。利用集中式热泵技术进行供热时, 需要把电动热泵机组设置在电厂内, 采用集中设置的方式, 把凝汽器部分循环水导入蒸发器, 把这部分循环水当成低位的热源, 进行放热降温后进行汽轮机的加热工序, 形成一次循环。把70℃的一次网水加热到90℃, 再通过汽水换热器加热到130℃, 最后进行人们生活热水、供热的供应。热泵集中摆放, 把回收的余热导入城市热网, 没有了循环水管的建设工序, 会节省大量的资金投入和时间成本;由于热网回水具有很高的温度, 热泵的制热温度也很高, 会降低一部分能效。在采用集中吸收热泵进行供热时, 考虑到和集中电动泵供热方法大致相同, 可以通过汽轮机驱动热泵进行循环水余热的吸收, 借此来提高电厂供热能力。在电厂的加热环节循环水导入城市热网, 不需专门输送管道的建设;集中式吸收泵也面临的回水温度高、热泵能效低的问题, 热网水的加热时升温幅度很低, 循环水余热也受到了蒸汽的产量限制, 不能完全回收循环水余热。
2.2 低真空运行技术
在电厂的大型机组方面, 凝汽器在进口处的循环水所允许最高温度为33℃, 在出口处循环水所允许的最高温度为45℃, 这正好在高效散热器规定的温度范围内。保持机组的排气压力低于设计值, 直接供给用户40℃左右的循环水, 当凝汽器的排热负荷多于用户的热负荷时, 利用循环冷却水把多余热量导入环境中, 保持热点负荷能够做到独立调节。汽轮机释放的潜热也可以用于供热, 这时能够保持热功率最高。低真空环境下进行低温供热不会造成机组的不正常运行, 在发电功率方面也不会受到用户热负荷影响, 这种供热方式额可以被用于大容量的机组中, 也可以用于中小号容量的机组中。但这种供热方式也有两点不足, 一是能够利用的温差一定, 一般在10℃以下, 这种大流量、小温差就会增大在输送方面的能量消耗;二是供热的温度不高, 用于散热末端不合适。这两点不足就会影响到热负荷, 热负荷不大时, 循环水热量得不到充分利用, 系统的整体经济性、综合性就会有影响。
2.3 汽轮机真空运行技术
凝汽式的汽轮机通过低真空改造后进行供热, 凝汽器变成整个供热系统的加热器, 原来循环冷却水做供暖热媒用, 通过热网系统的闭式循环, 把汽轮机凝气的潜热充分利用。需要有更高供热温度时, 从尖峰加热器里二次加热。虽然低压缸提高了真空度, 但相同进气量和纯凝工况比, 发电量降低, 汽轮机的内效率也降低了, 热力循环的冷源损失减少后, 系统的热效率从整体上会有所提高。
2.4 传统低真空供热技术
一般情况下, 用户使用的末端散热器需要很高的水体温度, 低于真空环境下运行汽轮机, 排汽压力增加为5.0×10000Pa, 凝汽器加热的热网水到70℃。我国电厂传统的低真空供热技术有2个限制条件:一是传统低真空机组同背压式机组相似, 蒸汽量的多少取决于热负荷的多少, 不能独立调节进行, 它的运行模式是“以热定电”, 在热负荷很稳定的系统上比较适用;二是对凝汽式机轮进行改造, 在低真空运行环境下的少数中型机组以及小型的机组, 经过计算变工况, 严格校核和改动末级叶轮改造、对轴向推力的改变、排汽缸结构这些方面, 后再实行, 这不允许出现在现代化的大型机组中, 特别是中间再热式的汽轮机组。过高的凝汽压力会使机组出口蒸汽温度偏高, 造成机组的剧烈振动, 从而影响机组的安全运行。
2.5 对电厂循环水余热利用技术的综合评析
压缩式的热泵机组不同于吸收式的热泵机组, 它可以用电力直接驱动, 在位置的设置上也比较灵活, 同样的容量下机组初投资以及体积都低于吸收式的热泵机组。但供热工况相同时, 压缩式的热泵机组能源利用率比吸收式的热泵机组低很多, 因为吸收式的热泵机组采用了蒸汽驱动的方式;电价和蒸汽价格不一, 这决定了在运行成本方面, 压缩式的热泵机组成本高于吸收式的热泵机组。所以在有蒸汽热源情况下, 人们会优先使用吸收式的热泵机组。为了更好的适应市场上的用户热负荷, 可以考虑采用分布式的热泵技术来提供热能;为了摆脱用户空间上的限制以及电厂循环水余热限制, 可以考虑采用集中式的热泵技术提供热量。当实际的工程实践中电厂周围没有很多的用户热负荷或者供热系统具有很庞大的容量时, 集中式供热比分布式供热更具有优势。
3 结论
为了有效提高电厂的热效率, 可以在当前电厂的大容量机组中用凝汽器进行排热, 然后通过多种凝汽器循环水的余热利用技术, 例如热泵回收余热技术、低真空运行技术、汽轮机真空运行技术、传统低真空供热技术, 根据电厂的不同情况, 选用不同的循环水余热利用技术, 促使电厂可以获得丰厚的社会效益以及经济效益。
参考文献
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热力发电厂排烟余热利用技术分析 篇6
我国燃煤电厂提供的发电量大约是发电总量的77%其是主导我国发电行业, 依旧是最大的电能供应渠道。因此, 合理地解决火力发电厂产生的污染就成为国家实施节能、减排的重点。 锅炉是火电厂的三大主机之一, 正常运行中难免会有热损失, 最大的是排烟热损失, 它在各项热损失中所占的比重最大, 约为60%~70%。 目前, 大型火电机组的锅炉排烟温度约是120℃~140℃。 排烟热损失约是5%~12%的燃料总热量, 当排烟温度提升10℃, 热损失会提高0.6%~1%, 这就直接增加了煤耗。
由上述可知, 锅炉的排烟温度具有比较大的调整空间, 但为了使受热面不受到低温腐蚀的危害, 排烟温度要大于烟气露点温度。 一般情况下, 锅炉的排烟温度与它的效率成反比, 只要合理地降低锅炉的排烟温度, 就可以降低煤耗, 提高锅炉的效率, 实现节能的目的。 时下针对资源短缺的现状, 发电厂通过回收余热的方法, 在合理的条件下尽量降低锅炉的排烟热损失, 达到最大程度地能源使用, 对于节能降耗具有非常重要的意义, 这也将成为今后发电厂锅炉节能的趋势。
1排烟余热利用技术现状分析
目前, 关于低温省煤器新的技术应用, 如热管式低温省煤器等。它的工作原理是:蒸汽联管内的工质吸收烟气对流交换的热量, 管内的蒸汽受热后上升到冷却段, 冷却段外的冷却水对流换热吸收管内蒸汽热量, 冷却后的水又重新流回蒸发管段, 循环作用。热管式低温省煤器在运行过程中经常会出现堵灰及腐蚀现象, 出现上述现象主要是由于其偏低的入口水温造成的, 但它本身对流换热系数与换热面积之间的调节特性可以排除上述的缺陷, 为这项技术的推广提供了可靠的保障。
低温省煤器技术作为一项比较成熟、有效、实用的节能方法, 应用于发电厂主要表现在以下两个方面:一是, 可以减少或者减缓煤炭资源的消耗, 二是, 可以较大程度上降低污染物的排放量, 实现经济发展的持续性。因此, 低温省煤器作为实现余热回收的可靠技术, 现在乃至将来必将在能源回收利用上起到非常重要的作用。
2影响排烟温度偏高的因素
(1) 煤的成分:主要是指煤中所含有水分的多少及其发热量的大小, 二者的含量直接影响锅炉内的烟气量和烟气特性。
(2) 灰份:煤在锅炉中燃烧时, 导致受热面的积灰和结渣是在所难免的, 并且锅炉受热面的积灰、结渣与煤灰成份、运行条件等因素密切相关。 当受热面发生较重的积灰与结渣时, 灰渣附在受热面管壁上必然会产生更大的热阻, 不但较大地消弱了管子的吸热能力与传热效率, 而且会进一步影响到锅炉炉膛及尾部受热面整体的传热效率, 最终导致锅炉效率下降。
(3) 挥发份:煤中挥发分的含量, 直接影响到煤在锅炉中的燃烧效果。当增加燃料的挥发份时, 它的着火就会变早, 当燃烧的火焰太靠近燃烧器口, 非常容易引起燃烧器喷口的结焦, 从而就会降低燃烧器喷口的一次风速与出力;反之, 当减少煤粉的挥发份时, 就会延迟煤粉的着火, 加长煤粉的燃烧时间, 上述两种情况都会提高排烟温度。
(4) 锅炉的漏风:通常是指炉膛、烟道、空气预热器及制粉系统等处的漏风。现在燃煤锅炉, 通常设计成平衡通风, 炉膛及尾部烟道在正常运行情况下都处于负压环境, 所以目前只能尽力解决空气渗入的问题。
(5) 积灰结渣:当受热面管壁的温度低于管外的灰熔点时, 灰就会堆积在受热面上, 这就形成了积灰。 结渣主要是因为烟气夹带的灰粒处于部分熔化甚至熔化的状态, 当这些灰粒碰到受热管时, 就会被冷凝进而出现结渣。锅炉受热面积灰、结渣会使它的导热系数变小, 也导致其与烟气间的传热热阻变大, 炉内辐射受热面吸热能力削弱后, 使烟气放出的热量变少, 就会引起尾部受热面温度的上升。
(6) 结垢:管内结垢, 通常是由于蒸汽品质不合格所造成的。 若锅水中携带盐类, 当蒸汽把这些含盐量较高的成分携入过热器管道内, 水分蒸发后盐类就沉积在管子的内壁上, 形成盐垢。 受热面内部结垢后, 就会导致它的传热恶化, 增加了向外界辐射的热损失, 从而会使排烟温度升高。
(7) 受热面布置:受热面的布置是否合理, 必然会牵连到排烟温度的大小。 通常情况下, 受热面的布置方式与面积主要取决于设计煤种与参数。相对实际燃用的煤种, 若辐射受热面布置的数量减少, 则它的换热量自然就会降低;反之, 若对流过热器面积减少, 则出口主蒸汽温度就满足不了设计值的要求。
(8) 过量空气系数:当提高流经空气预热器的空气量时, 自然就增加了它的传热量, 降低了排烟温度;反之, 当流经水平及尾部受热面的烟气量增多时, 它们的烟温降就会降低, 从而使排烟温度上升。
3降低排烟温度的策略
(1) 运行优化:为了保持运行锅炉受热面正常的换热效果, 炉膛内部及尾部烟道设置吹灰系统, 来清除炉内受热面结渣和尾部受热面积灰是非常有必要的。 通常情况下, 锅炉运行的经济性与它的受热面清洁度有很大的关系, 对比受热面在吹灰前后, 排烟温度可以降低15℃ 左右, 锅炉效率可以提高1%~2%。 运行中可以通过调整上下排燃烧器的投入频率, 合理地调整燃烧火焰中心高度等方法, 来实现排烟温度的降低。
(2) 设计优化:减少炉膛漏风, 保证很好的炉膛及尾部烟道处的密封性, 改进门、孔结构, 合理地调整炉膛渣斗与出渣口连接处的空隙; 优化设计尾部受热面结构, 提升现存受热面的换热能力。 现在广泛使用的有螺纹管、螺旋翅片管等, 它们都是通过受热面面积的增加来实现传热的强化, 尾部受热面设计的优化, 一般由优化省煤器及空气预热器的结构参数。 为了提高它们设计的经济性, 可以减少传热设备的面积和金属消耗, 最大可能地增大金属的传热温差以及传热系数;或者通过采用低温受热面的双级布置, 合理分配高、低温受热面的传热面积比, 以达到节能需要。
(3) 加装新的受热面:前置式热管空气预热器, 即把新一层的空气预热器安装到原有空气预热器的后面, 温度低的冷空气被热管加热, 然后进入原有的空气预热器, 回收和使用了锅炉的烟气余热, 同时能够缓解对原有空气预热器的腐蚀。 热管式空气预热器的优点包括:较强的传热能力, 结构紧凑占用空间小, 密封性较好漏风小, 在同样的条件下比管式空气预热器温度提高10~15℃, 所以, 它具有较好的防腐性能, 而且有些热管尽管在受到腐蚀或者磨损而损坏的情况下, 也不会对其他热管的传热效果构成影响。部分电厂将热管式空气预热器代替原来的管式低温空气预热器, 效果一样很好。
4结论
低温省煤器有着一般省煤器的结构与换热方式相同的地方, 不同之处在于它的工质是凝结水, 它的冷却水压力要比一般省煤器低得多, 低温省煤器的热量来源于锅炉排烟放出的热量。 低温省煤器一般加装在尾部烟道的低温受热区上, 为了防止低温腐蚀和堵灰, 就需要控制好它的进口工质温度, 使其大于烟气露点温度或者是避免最大腐蚀区的影响。
参考文献
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[2]闫顺林, 李永华, 周兰欣.电站锅炉排烟温度升高原因的归类分析[J].中国电力, 2000, 45.
某电厂余热回收制热水的工程实践 篇7
目前, 我国火电发电量占全国发电量的80%以上, 火电中燃煤发电占96.0% (包括热电联产企业) 。在发电过程中, 由于生产工艺需要, 大量的热能、余压被循环水、水汽带走, 直接排放到大气中, 造成能源的浪费。目前, 我国火电厂的能源利用率仅在35%左右, 因此火电节能降耗是我国工业领域节能工作的重点。如何充分利用发电过程中的余热、余压成为火电企业节能降耗的工作重点。
河南瑞平电厂经过实践摸索, 将锅炉的连排、定排及除氧器等部位的余热、余压进行了改造利用, 采用工厂投资与民间资本相结合、共同经营的市场模式, 将收集到的热能加热成热水, 就近供应城乡浴池使用, 取得了良好的经济和社会效益, 节能效果显著。
1 项目应用背景及工艺
瑞平电厂锅炉连排、定排及除氧器余热排放流量为12t/h, 锅炉定排排气温度可达到400～500℃, 锅炉连排和除氧器平均排气温度为150℃, 能源浪费严重。而另一方面该市城区内共有高低档公共浴室25家, 每个浴室日耗40℃热水量约120t, 折算为95℃热水约为40t, 全市浴室日需热水量 (95℃) 为1000t。由于该市没有形成完整的集中供热管网, 所有浴室均采用小锅炉烧水供热。另有30多家冬季采暖用小锅炉, 均为燃煤小锅炉供热, 能源消耗及环境污染严重。这在客观上有着巨大的能源需求, 为商业化供应热水提供了可能, 同时也可改善城区环境状况。
随着国家对企业节能减排的高度重视, 瑞平电厂建成1套余热回收系统, 将回收热量加热成热水, 供应城区各个用水点, 目前主要为浴室提供洗浴用水。
1.1 工艺流程
该厂于2010年建成1套余热综合利用系统, 其工艺流程如图1所示。
在厂区某处空地新建综合利用蓄能热水箱1座, 容量为160t (直径3.6m, 长度16m) ;新建热水泵房座含职工值班及配电控制室形成独立的供水车间。
新建热水箱供热管路4条, 分别收集:连排余热 (满负荷时压力0.7MPa、温度180℃) , 定排余热 (压力1.3MPa、温度400℃) , 除氧器余热 (压力0.15MPa、温度120℃) ;并将附近电厂至某公司供热管道作为综合利用热水箱备用汽源 (压力0.5MPa、温度260℃) 。
热水箱补给水源为附近生活用水 (经过过滤、杀菌, 符合国家饮用水标准) , 利用收集来的余热资源将水加热到95℃以上, 达到商业销售的要求。
经加热后的热水在热水泵的提升下被加进运水车内 (车经保温, 并自带加压泵) , 根据用户需要, 随时运往城乡各处浴池销售。浴室业主将运来的水加进自备热水箱内, 使用时配加冷水到40℃供洗浴。
1.2 工艺要点
1) 安全性。实施余热回收最重要的前提就是充分保证原有发电机组在实施回收改造后仍能安全稳定运行, 避免出现事故停机的情况。
该系统采用一系列电动阀及安全阀的相互配合, 保证了发电机组安全稳定运行。
2) 实用性。各处热源原有的排放点标高、温度、汽水比例等各不相同, 如何将他们通过管道汇集于一处且能顺畅地排入热水箱也是工程成败的关键。
该工程利用1台蒸汽引射器, 将其安装于管道适当位置就起到了很好的效果。
2 项目运营状况
该工程由瑞平电厂负责工程投资建设、组织热水的生产供应及系统日常维护管理, 项目建成后其热水产品已通过相关卫生防疫部门检测, 符合现行的《公共浴室卫生标准》 (GB 9665-1996) 。电厂生产没有因余热回收利用受到影响, 并且极大地改善了厂区环境。
引进的民间资本方负责市场营销管理、市场宣传推介及运输车辆购置运营。电厂按固定价格销售给中间商, 中间商再根据市场规律定价后销售给用户, 与电厂形成了产权清晰、责任分明的合作关系。目前城区80%以上的浴室在使用该厂生产供应的热水
3 节能效益分析
3.1 经济效益分析
3.1.1 电厂方面
该项目总投资120万元, 于2010年1月建成投产, 至2010年8月的平均考核期推算本年度节能效益:锅炉连排平均排污量为6t/h, 除氧器每台排污量为2t/h, 定排每台排污量为4t/h, 合计蒸汽流量Q为12t/h。
1) 每天可供热水量D。
式中:D—每天可供95℃热水量, t;
Q—每小时的蒸汽流量, 取Q=12t/h;
i—每千克回收蒸汽的焓值, 取2795kJ/㎏;
h—换热系数, 取h=0.83;
C—水的比热容, 取C=4.19kJ/kg;
Δt—被加热水的温差, Δt=95-15=80℃。
带入数据后, 得:D=1993t。
即每天可供应95℃热水1993t。
2) 每年可节约标煤。
每年按生产300d计算, 折合节约发热量为7000kcal的标准煤为8205t。
3) 每年可产生效益。
标煤标煤单价按700元/t计算, 则每年节约574.4万元。
因蒸汽源为废物利用, 生产成本仅为电耗、人工工资及日常维护费用, 当年即可收回全部投资成本。
3.1.2 热水用户方面
经测算, 每个浴室日耗40℃热水量平均约为120t, 折合4000kcal燃煤为1.5t, 按500元/t计算, 日消耗燃煤为750元;若采用直接购买95℃热水后折算约为40t, 按销售价10元/t计, 每天热能支出仅需400元, 平均节省费用约为350元/d, 则全年节约费用约52500元 (按营业日150d/a) 。另外, 浴室业主在停用了燃煤锅炉后免除了烧水的麻烦, 减少了雇工1～2名, 减少了开支, 浴室的营业环境也得到了极大改善。
3.2 社会效益分析
对电厂余热进行综合利用, 首先是使厂区热污染排放减少, 对厂区小环境有所改善, 另外对企业提高生产力、促进节能减排有重要意义;也有利于提高企业经营效益对无集中供热管网的地区逐步取消小锅炉提供了一个可行的解决方法, 有利于改善城区环境, 提高人民生活质量。项目实施后, 每年节约标煤8205t, 减排CO217740t, 减排SO2167t。
4 改进方向
1) 余热利用还有很多拓展空间。
余热综合利用投入使用后, 在热水箱处存在一定比例的能量转化损失, 项目的升级改造也是很有必要。另外厂区仍有诸多小的排放点没有纳入收集范围, 例如常年排放的热水, 就可以发展温水养鱼业, 节能增效的空间还是很大的。
2) 余热回收取决于电力生产负荷。
余热的回收利用受生产调度的影响也是客观存在的, 特别是负荷不足或停机检修期间, 就达不到商业运营的要求了。因此, 要投入备用气源以维持供应
3) 受季节影响, 市场波动较大。
市场需求量也受季节变化影响, 冬季就比夏季用量大得多, 在夏季多余的热量仍然被排放掉了, 因此发展多元化的余热综合利用十分必要。
5 结语
该项目的实施, 既可有效开发和利用热源, 减少电厂热污染及降低城区烟尘污染, 又为企业创造了经济及社会效益, 实现了电厂和用户双赢的效果, 对于小城镇集中供热管网系统尚未形成以前尤其适用, 为企业节能减排提供了一条简单实用的有效途径
核电厂余热 篇8
我国钢铁、有色、煤炭、建材、化工、纺织等行业的余热余压以及其他余能没有得到充分利用, 如钢铁企业的焦炉气、高炉气、转炉气, 煤矿的煤层气, 焦化企业的焦炉气等可燃副产气, 大量放空, 造成能源的严重浪费, 同时也污染了环境。随着国家政策扶持带动新能源热潮, 发展利用新能源势头强劲, 越来越多的余热余压能源在节能减排工程中得到利用, 特别是煤炭行业推广瓦斯抽采技术和瓦斯利用技术, 逐步建立煤层气和煤矿瓦斯开发利用产业体系。到2010年, 全国煤层气 (煤矿瓦斯) 产量达100亿立方米, 其中, 地面抽采煤层气50亿立方米, 利用率100%;井下抽采瓦斯50亿立方米, 利用率60%以上。
2 瓦斯发电机组烟气余热的用途
2.1 余热采暖
瓦斯发电机组余热采暖是在发电机组烟道出口加装一套余热回收装置, 热水循环泵将软化水送到余热回收装置, 经加热的软化水供给采暖户, 冷却水再被送到余热回收装置加热, 如此一直循环。
2.2 余热供应洗浴热水
在余热采暖的基础上加装———套水———水热交换器, 被循环加热的软化水通过水———水热交换器将洗浴用水加热。
2.3 余热制冷
余热制冷的典型代表是溴化锂吸收式制冷, 吸收式制冷和压缩式制冷的主要差别在于用蒸汽发生器———吸收器装置代替了压缩机。用蒸汽发生器吸收瓦斯发电机组烟气热量。
3 余热吸收装置———余热锅炉特点
目前理想的瓦斯发电机组烟气余热回收装置是针型管余热锅炉。该装置采用针型管强化传热元件扩展受热面, 同时烟气流经针型管表面时形成强烈的紊流, 起到提高传热效率和减少烟灰积聚的作用。该余热锅炉具有结构简单、热效率高、运行寿命长、安全可靠、维护方便等优点。
4 余热锅炉应用效果———余热效益
在有高温燃气的地方, 如:水泥厂、玻璃厂、铝厂、发电站等, 通过余热锅炉回收余热能量为客户提供生产或生活用热水、蒸汽, 以下以燃气发电机组的余热为例作说明。
目前, 燃气发电机组消耗燃料的能量只有约30-35%被发电机组转化为电能, 约有30%随废气排出, 25-30%被发动机冷却水带走, 通过机身散发等其它损失约占10%左右, 排气和冷却水损失的能量比有用功还多。我国目前占燃气发动机燃料近55%热值的排气余热和冷却水余热资源基本上被白白浪费掉, 而在西方国家, 燃气机余热80%以上已被利用。目前随着国内能源供应日益紧张, 节能、降耗, 提高能源利用率越来越引起人们重视, 燃气机余热利用是必然趋势。
在燃气机组发电的同时, 以机组的高温排气为热源, 通过余热锅炉产生热水 (或蒸汽) , 以一台500GF1-3RW瓦斯发电机组为例, 排烟温度为500℃左右, 通过“烟气余热锅炉”, 吸收排烟余热, 1台机组可产生354.5kg/h压力是0.4MPa的饱和蒸汽 (饱和温度133℃) , 或每小时12吨热水 (以升温20度计) 。为企业环保节能创造价值。
5 汝箕沟煤矿瓦斯电厂余热利用实践
汝箕沟煤矿瓦斯电厂远期规划安装32台瓦斯发电机组, 现安装有24台500GFl-3RW型瓦斯发电机组, 在每台瓦斯发电机组烟气管道上安装一台KNPT04-500针型管余热锅炉。
5.1 24台针型管余热锅炉每小时回收热能量
烟道出口烟气温度550℃;经针型管余热锅炉换热后烟气温度为150℃, 烟气由550℃降为150℃时, 每小时释放的热量为:
Q=CMρ (T1-T2) =1.180MJ/h
式中, C为烟气比热, 1.076kJ/kg℃;M为烟气流量, 2130m3/h;ρ为烟气密度, 1.293kg/m3;Tl为烟道出口烟气温度, 550℃;T2为针型管换热后烟气温度, 150℃。
考虑机组负荷率取为80%, 运转率取为80%, 针型管烟气换热器换热效率为95%, 24台机组每小时可回收热量:
Qz=24Q×80%×80%×95%≈17218MJ/h≈4.78MW。
5.2 所回收热量可供采暖面积
每平方米取暖所需热量为250kJ/ (m2·h) , 则余热回收的热量可供暖的面积为:Qη2/A=61984m2
式中, Q为24台机组可回收热量, MJ/h;
A为每平方米采暖面积小时需用热量, 250kJ/ (m 2·h) ;
η2:为供热管网效率, 取90%。
5.3 所回收热量可供洗浴热水量
供到水一水热交换器的地下水温度为20℃, 热交换后水温达到50℃供洗浴用, 即水温提高了30℃。每小时可供50℃的热水量为:
Qz/A2=137m3
每天可供50℃热水量3288m3。
式中, Qz为24台机组每小时可回收热量, kJ/h;A2:为每立方水提高30℃需用热量, 1.25×105kJ/ (m3·h) 。
5.4 汝箕沟煤矿瓦斯电厂余热利用现状
汝箕沟煤矿地处山区, 平均海拔2000m左右, 地理环境和气候条件较差, 矿区全年采暖期为6个月。比本地区规定的供暖时段分别提前半月和延长半月。
我矿现有供暖锅炉和供热负荷分三大部分即:
(1) 阴坡锅炉房周边的建筑和工业设施:以饱和蒸汽为热源, 运行两台十吨蒸汽燃煤锅炉, 定为A区。
(2) 大楼锅炉房周边建筑:以热水为热源, 运行一台六吨热水燃煤锅炉, 定为B区。
(3) 副斜井热风炉是以燃烧瓦斯锅炉为热源的部分, 定为C区。A区B区合计总建筑面积为4.2万平方米, 总的耗热量为288.81×104kcal即3.4MW。
2009年根据瓦斯发电厂余热利用规划, 利用瓦斯发电厂方提供的余热对全矿锅炉采暖系统进行改造, 目前24台发电机组通过余热锅炉热能总量为4.78MW, 完全可以满足矿区冬季采暖所需热量。余热利用系统选用4台BR-6型板式换热器, 停运原有的蒸汽和热水锅炉, 新建2座换热站进行供热循环, 供暖最远距离为1000m。由于地处山区, 系统的自然落差较大, 为保证系统末端不超压, 必须为末端负荷采取降压措施。措施之一是在大楼锅炉房换热站设置调压和报警装置。但调压必须在供回水管道上同时进行, 如果一旦调压装置失效 (供回水管道调压器任意之一) , 将可能造成末端负荷的管道或散热器破裂, 造成故障。同时调压装置会对后部管道的供热能力造成影响。所以建议增加大楼锅炉房“汽-水”换热器的换热面积, 改为“水-水”换热, 通过换热器, 将水位落差造成的静压进行分段隔离, 保证系统运行的安全。同时考虑瓦斯电厂也有不可预见的停机检修的可能。所以矿区原有的供暖设备和配套设施及其功能必须完整保留, 作为备用的供热热源。并且需要在阴坡锅炉房安装“汽-水”换热器, 在启运备用蒸汽锅炉时, 将锅炉热能通过“汽-水”换热器输入供热管网。以确保供暖系统安全正常运行。
经过一年的试运行, 达到了预期的采暖供热要求和节能减排的目标。解决了原燃煤锅炉汽暖系统供暖距离远, 供暖不足等问题, 为职工营造了舒适的休息、娱乐环境。夏季, 利用瓦斯发电机组烟气余热供应职工洗浴用水, 满足了职工洗浴需求, 实现了夏季燃煤锅炉停运。每年节约标煤:47916吨。年减排温室气体:60.22万吨CO2当量。
6 经济效益分析
6.1 我矿燃煤锅炉年运行费用
(1) 锅炉耗煤量费用
4000吨/年×700元/吨 (成本价) =280万元
(2) 锅炉用水量费用
100m2/班×3班×30天×6月×3.4元/m 2=18.36万元
(3) 锅炉耗电量费用
310KW×20小时×30天×6个月×0.4元/KW=44.64万元
(4) 维修计量、质检费用及化学药剂费用平均每月10000元, 6个月费用6万元
总计费用:349 (万元)
6.2 瓦斯电站余热利用供暖改造费用
(1) 瓦斯发电厂至各热用户的主干管￠325--￠48的保温管总计3800米, 共计费用80.15万元。
(2) 循环泵房水泵投资费用为35.845万元。
(3) 各热用户蒸汽系统改造为热水系统费用为5.38万元。
(4) 暖沟费用为62.3万元。
(5) 安装费用为22.34万元。
总计费用:206万元
6.3 经计算, 当年可收回全部投资, 今后每年可节省349万元支出。
7 结语
瓦斯发电机组烟气余热利用使矿井资源得到充分利用, 改善了煤矿安全生产条件, 矿山环境得到有效保护, 实现了企业的节约发展、清洁发展和可持续发展, 创造了良好的经济、环保和社会综合效益。
摘要：简介了瓦斯发电机组烟气余热利用原理和应用效果, 结合汝箕沟煤矿实际分析了瓦斯发电机组烟气余热利用的途径和经济效益, 并探讨了瓦斯发电机组烟气余热利用的发展方向。
核电厂余热 篇9
我国生活垃圾焚烧处理项目主要采用机械炉排炉, 常见余热锅炉的蒸汽参数为中温中压 (4MPa/400℃) , 省煤器出口烟气温度约为180~240℃。焚烧产生的高温烟气在余热锅炉中进行余热回收利用后进入烟气净化系统。
目前我国生活垃圾焚烧项目较为常用的焚烧烟气净化处理系统采用“SNCR+半干法+干法+活性炭喷射+布袋除尘”的组合工艺, 经过该系统净化处理后的烟气排烟温度一般在140~160℃, 该温度区间的废烟气仍携带有一定量余热, 如果直接排放, 将造成能源的浪费。因此, 如果能对烟气中的余热进行回收利用, 将有效提高垃圾焚烧发电厂的热效率。
1电厂烟气余热量分析
通过河南某垃圾焚烧发电厂省煤器出口烟气组分 (表1) 可以分析出, 净化后烟气中余热主要包括烟气显热和水蒸气液化潜热两部分。
由表1可知, 锅炉出口烟气含水量为26.39%, 经过烟气净化系统降温后, 烟气中的含水量将增加约2%。一般情况下烟气净化系统设计排烟温度为150℃左右, 该数值远远高于烟气露点温度 (约70℃) , 且烟气内含水量较高, 如果能将烟气温度降低至露点温度以下, 烟气中水蒸气的液化潜热将得以释放。
河南某垃圾焚烧发电厂的基本配置:
1处理规模:3×500t/d。
2烟气流量:92300Nm³/h/台。
3烟气组分:见表1。
4设计排烟温度:155℃。
5高温烟气放热量
其中:、、—分别为烟气中二氧化碳及二氧化硫体积百分比、氮气体积百分比和水蒸气体积百分比 (%) ;
、、—分别为不同温度下1m³气体二氧化碳及二氧化硫的焓、氮气焓和水蒸气焓 (k J/m³) , 详见表2。
根据公式 (1) 、 (2) 和表1、表2可知, 如果将烟气温度降至30℃, 则有约15MW的余热可被回收利用。其中水蒸气液化潜热占全部热量的52%左右。因此, 烟气余热回收利用率取决于对烟气温度的控制, 当温度降至烟气露点温度以下时, 烟气中所携带的水蒸气凝结排出, 热回收效率将大幅度提高, 同时烟气中的含水率得以降低, 避免由于排烟温度较低而导致烟囱出口处产生“白雾”现象。
2烟气降温措施
传统的烟气脱酸工艺以干法和半干法为主, 受反应物料活性以及反应效率的限制, 烟气的温度通常控制在150℃左右, 以确保污染物排放浓度达到相关标准的要求。随着社会公众对环境污染问题日益重视, 烟气脱酸工艺也随之发展, 湿法脱酸工艺被越来越多地应用于垃圾焚烧发电项目的烟气净化系统中。
结合垃圾焚烧发电项目烟气净化系统的发展趋势, 可以利用烟气净化工艺中的湿法脱酸系统将烟气温度降至烟气露点温度以下。应当指出的是, 我国相关规范明确规定, 垃圾焚烧项目烟气净化系统必须采用布袋除尘工艺。受布袋除尘器设计条件的限制, 焚烧烟气进入布袋除尘器的温度不宜过低, 避免由于低温结露而造成滤袋糊袋的情况, 确保烟气排放中粉尘污染物的浓度达到项目排放标准的要求。目前国内项目烟气进入布袋除尘器的温度设计值一般控制在140~160℃。也就是说, 烟气降温措施即湿式洗涤塔应该设置在烟气净化系统布袋除尘器下游。
一种较为常见的湿式洗涤塔共分为3部分, 分别为急冷部、反应部和除湿部。洗涤塔内一般设置2~3层喷枪。其中下面的1~2层喷枪喷入不同浓度的碱液, 对应吸收HCl和SO2, 同时对烟气进行降温。最上层喷枪喷入循环减湿水, 主要目的是更进一步使烟气温度下降, 水蒸气冷凝, 从而达到降低烟气湿度的目的。传统工艺设计工况下, 洗涤塔出口烟气温度约为60~70℃。洗涤塔出口烟气温度一般控制在烟气露点温度以上, 避免由于水蒸气凝结析出而导致循环减湿水量大量增加, 给湿式洗涤塔系统水处理系统带来额外的负担。洗涤塔出口烟气经过再热升温后在引风机作用下通过烟囱排入大气。
为了最大程度地回收烟气中的余热, 应当尽可能使烟气温度降至最低, 因此需要对湿式洗涤塔系统的结构进行优化, 使其在功能上更能满足烟气余热回收系统的要求。目前国外已经有垃圾焚烧厂提出不同的优化方案。
图1为一种优化后新式洗涤塔的结构示意图, 该洗涤塔在原洗涤塔结构的基础上增加了一层喷枪, 即增加一道冷却循环, 从而实现对烟气温度的调控。最下层喷枪喷入溶液为一定浓度的碱液, 确保烟气的脱酸效率达到工艺的要求, 同时对烟气进行初步的降温。中部及上部的冷却循环以对烟气进行降温为主要目的。中部的冷却循环水温度较高, 可以直接进入供热管网或用于其他工艺预热热水管道。上部的冷却循环水温度相对较低, 可以利用热泵的作用进行升温后再利用。
3溴化锂吸收式热泵的应用
3.1吸收式热泵的机理
热泵是一种利用低品位热源, 实现将热量从低温热源向高温热源泵送的循环系统, 主要有两类形式:一类是压缩式热泵;另一类是吸收式热泵。
其中吸收式热泵主要有溴化锂-水 (制冷剂) 吸收式热泵和水-氨气 (制冷剂) 吸收式热泵。本文以溴化锂-水吸收式热泵为例进行讨论。
第一类溴化锂吸收式热泵机组是一种以高温热源 (蒸汽、高温热水、燃油、燃气) 为驱动热源, 溴化锂溶液为吸收剂, 水为制冷剂, 回收利用低温热源 (如废热水) 的热能, 制取所需要的工艺或采暖用高温热媒 (热水) , 实现从低温向高温输送热能的设备。
第二类溴化锂吸收式热泵机组也是回收利用低温热源 (如废热水) 的热能, 制取所需要的工艺或采暖用高温热媒 (热水) , 实现从低温向高温输送热能的设备。它以低温热源 (废热水) 为驱动热源, 在采用低温冷却水的条件下, 制取比低温热源温度高的热媒 (热水) 。它与第一类溴化锂吸收式热泵机组的区别在于, 不需要更高温度的热源来驱动, 但需要较低温度的冷却水。
3.2溴化锂吸收式热泵的效益分析
焚烧烟气经多功能洗涤塔降温后温度降至30℃左右, 洗涤塔内烟气冷却水温度可达45℃左右, 适用于作为热泵的低温热源。采用第一类或第二类溴化锂热泵可根据项目实际情况确定。如果垃圾焚烧厂附近有较为稳定的热用户, 包括高温热水或低温低压蒸汽等, 可考虑采用第一类溴化锂热泵。如果焚烧厂附近无稳定的热用户, 仅考虑利用回收的热能作为工艺热用户的预热, 如锅炉补水或厂内供暖, 则建议采用第二类溴化锂热泵。
在国外同类的垃圾焚烧处理厂中, 利用热泵对工艺对焚烧烟气进行余热回收利用已经有较为成熟的运用方案。如欧洲某垃圾焚烧厂在2013年扩建时, 烟气净化系统采用湿法脱酸工艺, 可确保烟气的排放达到欧盟2000标准, 经过净化后的烟气由烟囱排入大气, 同时在烟气净化系统末端接入热泵系统, 利用烟气余热将供暖回水温度由53℃提升至69℃后, 进入集中供暖管网, 达到热量回收的目的, 避免浪费能源。经测定, 该厂通过热泵系统吨垃圾可回收热量8337k J, 全厂热效率可达到93%, 从而保证能源的高效利用。
溴化锂吸收式热泵与供暖系统相结合的技术在国内已被广泛应用, 现以河南焚烧发电厂为例, 探讨利用烟气余热回收进行供暖的可能性。该厂厂内主厂房及附属单体和综合楼的采暖热负荷估计为1782.68k W, 考虑到室外管网输送效率为0.92, 因此实际总热负荷为1937.70k W, 供暖管网设计供回水温度为85/60℃。原设计中采暖热源采用汽轮机二级抽汽, 参数为0.6Mpa, 220℃, 抽汽量为2700kg/h。如使用烟气余热回收装置, 初步估算可提供全厂约8%的热负荷, 而且减少了汽机抽汽量, 增加了发电效率。
如使用溴化锂热泵进行余热回收并用于供暖, 在项目建设期需增加设备投资成本, 但运行成本 (包括燃料以及管理费用) 将有所下降。根据德国Viessmann公司提供的数据, 使用热泵作为供暖系统的总费用约为传统锅炉供暖的一半左右。在垃圾焚烧发电厂中, 供暖系统的热源一般情况下采用汽机抽汽, 投入热泵系统不存在减少燃料费用的问题, 但由于利用了烟气废热, 因此汽机抽汽量减少, 发电量增加, 发电收入也将相应提高, 成本回收期减短, 项目整体的经济效益得以优化。
4结论