【摘 要】本文主要介绍了利用溴化锂吸收式热泵在直接空冷热电厂成功的回收乏汽的余热，并作为热源应用于集中供热系统，满足了供热需求，取得了良好的效果，实现了节能减排
【关键词】溴化锂吸收式热泵 直接空冷热电厂 乏汽利用 集中供热
0 引言
这几年伴随着京津地区甚至全国大范围的雾霾天气，国家制定了更加严格的排放标准和煤耗指标，火电厂如今面临着更加严格的节能减排任务，如何深入挖掘电厂内的节能潜力，是摆在电力工作者面前的一项迫切任务。
汽轮机的冷源损失是火力发电中能量损失最大的一部分，在常规凝汽式火力热电厂中，汽轮机排汽在凝汽器中被循环冷却水冷却而凝结成水，同时循环冷却水将吸收的热量通过水塔散发到大气中，从而产生汽轮机冷源损失。冷源损失约占发电能量的60%左右[1]，是造成火电厂循环效率低的主要原因。
本文结合某热电公司采用吸收式热泵机组回收直接空冷供热机组乏汽的余热，用于城市集中供热来提高热电公司的能源利用率。
1 吸收式热泵原理
热泵是一种制热的设备，该装置以消耗少量电能或其他热能为代价，能将大量的无用低品位热能变为高温热能。热泵在运行过程中，通过蒸发器从低温热源处吸收低品位热量，所以热泵热源对于整个热泵系统很重要。热泵可以利用热源可分为两大类：一是自然界中的热源，如空气，土壤，水(地下水，湖水，河流，海水等)，太阳能等；二是生活或工业生产中排放的余热，废热，比如工业废水等。尤其是工业废热利用，此部分废热温度高，来源稳定，是近年余热利用的重心。上述两种热源部属于低温热源，不能直接用于生产或发电，但可以通过热泵来回收利用这部分热量[2]。
热泵根据工作原理、驱动热源、低温热源及其用途有多种分类，我们应用在电厂的热泵为均为溴化锂吸收式热泵。
吸收式热泵的工作原理：工质(水)在真空环境下从低温热源取热后蒸发成蒸汽（温度较低的水蒸汽），利用高浓度溴化锂溶液易吸水的特性，使水蒸气凝结成水放热；随着溴化锂溶液温度升高、浓度变稀，此部分热量可以换热给热网循环水；变稀的溴化锂溶液，通过溶液泵进入浓缩器；在浓缩器中用驱动蒸汽进行加热，将溴化锂溶液中的部分水蒸发出来，使溶液重新变浓。蒸发出来的蒸汽进入再热器中，凝结放热给热网循环水，然后再通过节流阀减温减压，进入取热器从低温热源取热。
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图1.1 吸收式热泵原理图
电厂应用的吸收式热泵能效值COP，一般在1.7左右。即利用一份高品位热量（比如0.8MPa的五段抽汽，320℃）做驱动热源，可提取0.7份废热（直接空冷汽轮机排汽（乏汽）或者湿冷机组35℃循环水），得到1.7份中等品味热资源（85℃左右）。
2 技术方案
2.1 项目概况
某热电有限公司建设有2台300MW直接空冷供热机组。汽轮机型号为CZK250/N300-16.7/538/538，铭牌功率为300MW，设计背压17kPa，夏季满发背压34kPa；直接空冷系统设计面积692091m2 ，夏季环境温度33℃时，汽轮机背压34kPa；机组额定采暖抽汽量500t/h，抽汽参数为P=0.4MPa.a, t=248℃。
电厂厂内建有热网首站，设计供热能力660MW，设计流量1000t/h，设计供回水温度130/70℃。
热电厂设计供热能力1320万平米，目前已经达到其设计供热负荷。为了节能减排，增加公司效益，利用热泵技术回收余热后通过原热网首站及管网，向城市供热。改造后供热总规模不变，仍然为660MW。
目前，电厂采暖供热方案为常规供热方案，以汽轮机5段抽汽为汽源，热网首站设在厂区内，（换热系统原理，对应后面的吸收热泵）。供热改造后采用吸收式热泵技术利用余热供热。
2.2 供热方案
根据热电厂实际的热网运行参数，本工程改造后设计供回水温度按115/55℃，热网循环水流量不发生变化。
前置凝汽器所利用的热量为汽轮机乏汽余热，热泵利用的热量为汽轮机抽汽和一部分汽轮机乏汽余热，尖峰加热器利用的热量为汽轮机抽汽。
1、前置凝汽器+溴化锂吸收式热泵+尖峰加热器方案（方案一）。
本方案额定供热工况下外网55.℃热网回水（9458t/h），经前置凝汽器利用乏汽（238t/h）加热到69℃，再进热泵内加热至90℃。系统需利用乏汽147t/h，需要驱动蒸汽208t/h，最后至热网首站，利用420t/h抽汽加热至115℃。整个系统要满足供热要求，总共需抽汽628t/h。
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图2.2-1 方案一原理图
每台机组配置1台155MW前置凝汽器+3台38.5MW热泵机组。
2、溴化锂吸收式热泵+尖峰加热器方案（方案二）。
本方案额定供热工况下，外网回水温度为55℃（流量9458t/h），回水进热泵内可被加热至90℃。系统利用乏汽245t/h，需要驱动蒸汽346t/h；最后至热网首站，利用420t/h抽汽加热至115℃，总共需抽汽量766t/h。
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图2.2-2 方案二原理图
每台机组配置3台64.5MW热泵机组。
2.3 方案对比
针对方案一和方案二在运行工况及设备的投入的不同，做如下对比：
表2.3 不同供热方案对比表
| 方案一（前置凝汽器+溴化锂吸收式热泵+尖峰加热器方案） | 方案二（溴化锂吸收式热泵+尖峰加热器方案） |
总供热量（万GJ） | 394 | 394 |
乏汽供热量（万GJ） | 274 | 146 |
乏汽供热占的百分比（%） | 70 | 37 |
抽汽供热量（万GJ） | 120 | 248 |
抽汽供热占的百分比（%） | 30 | 63 |
设备总投资 | 5900 | 7700 |
综合上表中余热利用及设备投资情况，本工程采用方案一。
实施改造后，2台机组供热能力仍为660MW，年供热量394×104GJ ，其中抽汽供热120×104GJ，乏汽供热274×104GJ ，乏汽供热量占全部供热量的70% 。系统年供热需抽汽0.51×106t，相比改造前抽汽1.67×106t，年可节约抽汽1.16×106t，可增加发电量约1.21×108kWh。
2.4 机组运行背压选择分析
为了最大化利用余热和提高全厂热效率，设备选型的原则应为:
1、在热泵和凝汽器能力可以满足供热要求的情况下，只用凝汽器和热泵加热，尖峰加热不投运；
2、满足供热的条件下，尽可能减少对汽轮机发电的影响；
3、优化系统配置，降低工程造价。
考虑溴化锂吸收式热泵的性能限制，该电厂在热网供水温度90℃及以下时全部考虑由凝汽器+热泵供热，尖峰加热只在热网供水温度需求大于90℃时投运。
2.4.1 不同背压下设备选型、分析
根据系统在各背压条件下运行时所需凝汽器和热泵出力情况，计算出不同背压运行时的设备选型、投资及所需抽汽量见下表2.4-1。
表2.4-1 不同背压时设备出力、投资及所需抽气量
背压kPa | 凝汽器出力MW | 抽汽量 t |
热泵出力MW |
17 | 176 | 687405 |
396 |
20 | 176 | 666151 |
363 |
22 | 176 | 642678 |
341 |
25 | 195 | 621425 |
308 |
30 | 250 | 562886 |
264 |
34 | 272 | 523461 |
231 |
根据上表中对比，很显然，34kPa背压时具有明显优势，整个采暖季所需抽汽量少。
2.4.2 提高背压后对汽轮机运行影响分析
按34kPa进行设备选型及机组运行，对汽轮机发电有什么影响?
汽轮机出力在机组进汽量一定的条件下，与机组背压、抽汽量等均有关系，在现有条件下进行不同背压、不同抽汽量时汽轮机出力比较很困难。可以换个角度来分析，比较不同背压时的有效余热利用。因为进汽量一定时，进入汽轮机的热量主要分三部分利用，一为汽轮机做功， 二为抽汽供热， 三为乏汽带走。
根据汽机厂资料，以下表2.4-2为不同背压时，汽机纯凝工况的基本情况。
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表2.4-2 汽轮机不同背压、纯凝工况基本情况表
在严寒季吸收式热泵余热回收系统在背压34kPa运行条件下，比背压17kPa运行时多回收乏汽余热152t/h。乏汽余热利用时，每1kg乏汽约有2300kJ有效余热利用，如果汽轮机背压提高，应排汽带走的热量要增加，以乏汽利用增加量152t/h计算，余热利用增加349.6GJ/h。不考虑乏汽利用、因抽汽而乏汽量减少因素，按汽轮机16-35kPa排汽量平均值677.5t/h计算，由于机组背压提高而排汽恰需提高258kJ/kg时才可带走349.6GJ 热量。而汽轮机运行背压从16kPa提高到35kPa时排汽始增加约114kJ/kg，远小于258kJ/kg。事实上，汽轮机采暖抽汽，乏汽余热利用后，仅有少部分乏汽通过空冷岛直接散热。
另外，该电厂直接空冷机组夏季设计背压为34kPa，冬季也运行到34kPa不会对汽轮机安全稳定运行产生不利影响。
3 供热改造前后经济性对比
采用常规热网站和前置凝汽器+热泵+尖峰加热器方案的有关计算结果对比如下：
序号 | 项目 | 单位 | 改造前 | 改造后 | 备注 |
1 | 总供热负荷 | MW | 660 | 660 |
|
2 | 前置凝汽器的供热负荷 | MW | 0 | 154 |
|
3 | 热泵机组总供热负荷 | MW | 0 | 231 |
|
4 | 尖峰加热器供热负荷 | MW | 660 | 275 |
|
5 | 前置凝汽器利用的乏汽量 | t/h | 0 | 238 |
|
6 | 热泵利用的乏汽量 | t/h | 0 | 147 |
|
7 | 供热利用的乏汽总量 | t/h | 0 | 385 |
|
8 | 热泵需要的抽汽量 | t/h | 0 | 208 |
|
9 | 尖峰加热器需要的抽汽量 | t/h | 1000 | 420 |
|
10 | 供热需要的总抽汽量 | t/h | 1000 | 628 |
|
11 | 节约蒸汽量 | t/h | 0 | 372 |
|
12 | 热泵/尖峰加热器出口水温度 | ℃ | /115 | 90/115 | 进口55℃ |
13 | 全年总供热量 | 104GJ | 394 | 394 | 100天 |
14 | 乏汽供热量 | 104GJ | 0 | 274 |
|
15 | 抽汽供热量 | 104GJ | 394 | 120 |
|
16 | 全年所需采暖抽汽量 | t/a | 1672232 | 510444 |
|
17 | 全年采暖抽汽减少发电量 | 108kwh | 1.75 | 0.53 |
|
18 | 采暖期发电标煤耗 | g/kwh | 217 | 205 | 额定抽汽工况
|
4 节能减排分析
4.1 能耗指标
4.1.1 能源消耗种类、数量
本工程供热改造项目，全部实施后，消耗能源为蒸汽、水、电。
1、本项目用能概况见表4.1-1
表4.1-1 用能概况表
主要能 源种类 | 计量单位 | 年需要实物量 | 计算用折标系数 | 折标煤量（tce） | 备注 |
蒸汽 | 104GJ | 120 | 34.12kgce/GJ | 40944 | 当量值 |
37.5kgce/GJ | 45000 | 等价值 |
电力 | 104kwh/a | 57.6 | 0.1229kgce/kwh | 70.8 | 当量值 |
0.350kgce/kwh | 201.6 | 等价值 |
软化水 | 104t | 0 | 4.857t/万t | 0 |
|
项目年综合能源消耗总量（tce） | 当量值 | 41014.8 |
|
等价值 | 45201.6 |
|
2、本项目产出能源见表4.1-2：
表4.1-2 产出能源表
加工产出 能源种类 | 单位 | 实物总量 | 折标系数 | 折 标 煤 （tce） | 备注 |
热力 | 104GJ/a | 394 | 34.12kgce/GJ | 134432.8 | 当量值 |
394 | 37.5kgce/GJ | 147750 | 等价值 |
项目年综合能源产出总量（tce） | 当量值 | 134432.8 |
|
等价值 | 147750 |
|
4.1.2 综合能源消耗
综合能耗（当量值）=输入能源（当量值）-产出能源（当量值）
=41014.8‐134432.8=-93418tce
综合能耗（等价值）=输入能源（等价值）-产出能源（等价值）
=45201.6‐147750=-102548.4tce
本改造项目综合能耗为-93418tce（当量值）、-102548.4tce（等价值），得出本项目为节能项目。
本项目按等价值节标煤量为10.3×104tce/a。
4.2 环境减排分析
本工程实施后，节能减排效益如下:
采用热泵技术利用余热供热每年总共可节约10.3X104t标准煤，相当于减少S02排放量7288.5t，减少C02排放量23.44X104t，减少NOx排放量3526t，减少烟尘排放量3203.5t。
注：1t标准煤的燃烧，便可排放烟尘：29.8kg、S02：67.8kg、NOx：32.8kg、CO2：2180kg。
5 结论
利用吸收式热泵回收空冷热电厂乏汽的余热用于城市供热，相当于在不增加电厂容量、不增加当地污染物排放量以及煤耗和发电量都不变的情况下，扩大了热源的供热能力，提高了电厂的能源利用效率，具有显著的经济效益和良好的社会效益。
参考文献：
（1）李永生. 矸石热电厂循环水余热供暖改造技术及效益分析.中国煤炭工业,2014(05):64-65
（2）李文艳，周岩. 吸收式热泵技术在空冷供热机组中的应用.内蒙古电力技术,2013(3):59-62
作者：
李玉海 锦州节能热电股份有限公司
崔凤葵 李其奇 北京天时前程自动化工程技术有限公司
声明：
原论文刊登于《区域供热》2017年第六期P82-P88，原题为《吸收式热泵机组在直接空冷热电厂的应用》；本文为原创文章，如需转载，请注明出处