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吸收式热泵技术应用经济效益分析王永强 杜岩 李曙光 陆波 孙靖 （天津国电津能热电有限公司 天津 300300）【摘要】汽轮机的冷端损失是火力发电厂热力系统的最大热量损失，而热泵技术日趋成熟和快速发展，已使得回收汽轮机乏汽冷凝热成为现实，并能够转换为可供城市居民采暖用的高品质热量。本文介绍了利用溴化锂吸收式热泵机组对#2机组循环水余热进行回收情况，并对经济运行优化、节能减排效果、投资经济性进行分析。 【关键词】 冷端损失 供热 热泵 经济运行 节能减排 投资经济性0 引言汽轮机的冷端损失是火力发电厂热力系统的最大热量损失。330MW等级纯凝式发电机组的排汽冷凝热损失占到进入汽轮机总热量的55%以上；即使是在冬季带供热的抽汽凝汽式机组，排汽冷凝热损失也占到进入汽轮机总热量40%左右。汽轮机乏汽冷凝热损失对于电厂来说是废热排放，但对于冬季需要采暖的建筑而言，则是巨大的能源浪费。如果能够回收汽机排汽冷凝热，并用于居民采暖供热，将大幅提高电厂的供热能力和能源利用效率，同时节约了社会采暖煤耗,减少了污染物排放,从而带来巨大的节能效益、环保效益与社会效益。热泵技术的日趋成熟和快速发展，已使得回收汽轮机乏汽冷凝热成为现实，并能够转换为可供城市居民采暖用的高品质热量。1 概述1.1 工程概况公司一期工程安装2台330MW亚临界燃煤供热机组，分别于2009年8月、11月建成投产。汽轮机为东方汽轮机有限公司制造的C330/262-16.7/0.3/538/538型亚临界抽汽式供热燃煤汽轮机。一期工程配套安装了热网首站，安装有4台山东鲁润热能科技有限公司生产的LRJCW2200-2400型卧式热网加热器，换热面积为2400，于2010年11月对华明镇供热，2011年11月同时对市区和华明镇供热。为达到节能减排的目的，进一步降低发电的能耗，2012年公司对利用吸收式热泵进行机组余热回收项目进行了立项，开始调研论证。2013年烟台龙源电力技术股份有限公司编制了#2机组余热利用可行性研究报告，公司向上级部门提交了项目申请报告。随着供热面积逐年扩大，为解决即将面临的238万供热面积缺口，2014年对可研报告方案进行了供热增容修订：即在现有 10000t/h热网水流量的基础上再增加1400t/h热网水流量，从而实现供热增容。2014年4月，项目得到市发改委批复，正式开工，建设安装了8台38.96MW溴化锂吸收式热泵机组，并于11月15日投入运行。2015年2月6-11日，邀请国网天津市电力公司电力科学研究院电源技术中心进行了热泵性能试验，并出具了余热回收集中供热项目性能试验报告。1.2 溴化锂吸收式热泵原理吸收式热泵也称增热型热泵，原理是以蒸汽为驱动热源，溴化锂溶液为吸收剂，水为制冷剂，利用水在低压真空状态下低沸点沸腾的特性，提取低品位废热源中的热量，通过回收转换制取采暖用或工艺用的高品位热水。即应用高温蒸汽作为驱动热源，把低温热源的热能提高到中温，以达到提高热能的应用效率。吸收式热泵原理见图一。图一 吸收式热泵原理图1） 原理概括为：驱动热源（上图中蒸汽）+低温热源（上图中乏汽）中温热源（上图中热水）。其中对热源技术指标要求如下:2） 驱动热源：压力为0.200.80MPa.a，温度220左右。3） 可应用低温热源：温度40左右的余热水。4） 产生中温热源：可得到比废热温度高40左右，即80左右的中温热水。5） 热泵制热COP为1.7左右：就是应用1.0MW的驱动热源可以得到1.7MW的中温热源。1.3改造后系统、供热能力及机组出力变化公司单台汽轮机额定供热工况时抽汽量为500t/h，热泵系统投运前凝汽器循环冷却水平均进出水温度约14/25，热网循环水回水供水温度设计为70/130，但由于市区供热管路服役时间较长，材质老化，采取降温运行，实际运行温度采用50/110，供热能力为660MW，年供热量可达512万吉焦，最大供热面积1208万。吸收式热泵机组投运前运行方式为：利用机组五段抽汽，额定采暖工况蒸汽压力0.3MPa.a，蒸汽温度225，通过热网加热器对热网循环水进行加热升温；#1、#2机组的热网加热器为串联运行，热网循环水系统图见图二。2013-2014年供热季供热天数为147天，总计供热量414.7073万吉焦，供水流量10000万立方米/小时，热网回水温度5055，热网供水温度最高为102。图二 改造前热网循环水热力系统图余热回收热泵以#2机组供热抽汽作为驱动热源，并以溴化锂吸收式热泵机组为主体，回收#2机组循环水余热，并转换为可供城市居民采暖用的高品质热量。改造后#2机运行背压由4kPa提升至9kPa，对应凝汽器循环水出口温度41，部分循环水经热泵回收余热温度降为33后，返回至机组循环水系统。热泵性能试验鉴定，热网循环水流量10000 t/h 工况时，#2机组实际最大抽汽量工况抽汽量为477 t/h，供热能力增加95MW，最大供热面积增加172万。由于热泵机组吸收余热水热量向热网系统供热，减少了#2机组供热抽汽量，机组的发电能力相应提高， #2机组电负荷增加21MW。热泵设计驱动蒸汽压力0.4MPa.a，蒸汽温度240。热网循环水流程为：热泵#1机热网加热器热#2机热网加热器加热，变为三级串联加热。#2机组循环水余热回收改造后系统流程图见图三。2014-2015年供热季平均气温高于常年，供热量未大幅增加，因此未进行供热增供，供热天数为122天，总计供热量415.2411万吉焦，供水流量10000万立方米/小时，热网回水温度5055，热网供水温度最高为100。图三 改造后热网循环水热力系统图2 经济运行公司热泵系统投运后，相关技术人员对运行数据进行了计算、分析，发现一些问题，有些问题通过调整已经解决，未能解决问题已制定了相应的方案，在供热结束后进行改造。主要问题如下：2.1 余热水管道阻力公司每台机组有两台并联的立式循环水泵，流量调节方式为变频调节，夏季两台循环泵运行，冬季一台循环泵运行，春秋季根据凝汽器温升确定循环泵运行台数。单台循环水泵设计流量19872t/h，扬程0.255MPa，热泵站的余热水系统设计余热水总流量14100 t/h，设计管道阻力0.07 MPa。热泵站的余热水系统与机组循环水系统的联接方式为串联；即热泵站余热水取自#2机组的循环水回水管道，由#2机组凝汽器出口循环水管道接出，经热泵机组余热提取后，再回至循环水回水管，然后回冷却塔。在与热泵机组余热水管并联的机组循环水管道上设电动蝶阀，即：余热水旁路门进行流量和压力调节。机组的循环水用户除冷却主机及小机排汽的凝汽器外，还有主机润滑油冷油器、闭冷水冷却器及真空泵冷却器。机组循环水系统图见图四。图四 机组循环水用户系统图热泵系统设计计算：冬季机组抽汽在250-300t/h时，冷却水温差1012，除满足热泵机组需要的循环水量（余热水量）外,还富裕8000-5000t/h循环水量需直接上塔，由循环水回水管上的余热水旁路电动蝶阀进行调节。冬季机组抽汽在400-500t/h时，冷却水温差10，循环水量（余热水量）全部进入热泵机组，余热水旁路电动蝶阀关闭。机组循环水泵的扬程需要0.2860.257 MPa，由循环水泵变频调整。热泵系统投运初期，热泵机组逐台投运后，通过关小余热水旁路门，使余热水流量不断增大，机组循环水回水阻力随之增大，循环水回水母管压力相应上升，凝汽器出入口循环水管道压差减小，致使主机润滑油冷油器过水量下降。当余热水流量升至11000t/h后，主机冷油器循环水调门逐渐开大至全开，主机润滑油温由42上升至44.5，已接近控制上限45，主机油温已没有可调裕量，如有突发情况，会危及主机安全运行。针对此情况，试图通过调整运行方式解决此问题，由于主机冷油器循环水来水管从凝汽器入口循环水调整门前接出，因此将凝汽器入口循环水调整门关小，以此来提高门前循环水压力，增大主机冷油器来回水压差，增加冷油器循环水量。但此调整又使机组循环水量下降，以致余热水量随之减少。通过凝汽器入口循环水调整门与机组循环水回水母管上的余热水旁路门调整，余热水流量最大可稳定至11500t/h，达不到热泵泵组设计流量14100 t/h。热泵系统投运前后主机润滑油相关参数变化如下：分析主要原因为：热泵余热水系统管道阻力大于设计阻力。在夏季大负荷期间，循环水量为两台并联运行循环水泵最大流量工况，凝汽器出口循环水压力为0.15MPa，热泵系统投运后，余热水流量维持10000 t/h时，凝汽器出口循环水压力为0.22MPa，在机组抽汽量280 t/h，热泵余热水旁路门未全关工况下，热泵余热水系统增加系统阻力就已经达到0.07 MPa。热泵余热水系统实际阻力与设计阻力偏差过大，造成余热水流量达不到设计值。夏季大负荷工况循环水系统压力参数如下：热泵系统投运后循环水系统压力参数如下：应对方案：为保证机组安全运行，2014-0215年供热季余热水流量维持10000t/h运行，并在制定了两套解决方案。方案一：在供热结束后，利用机组检修机会，将主机冷油器循环水回水管改由余热水旁路门后接入循环水回水母管接入，由此增大冷油器循环水来回水压差，从而增大冷油器循环水量，来满足主机润滑油温要求。方案二：利用机组检修机会，在机组循环水三个用户，即：主机润滑油冷油器、闭冷水冷却器及真空泵冷却器的管道系统上增设管道泵，增大三个用户循环水流量。由此来消除余热水流量增大的制约因素。2.2余热水温度控制热泵机组设计余热水进出水温度41/33，对应机组背压9kPa，余热水温降为7。机组背压每升高1kPa，额定工况约影响机组煤耗下降2.02g/KWh，机组背压对煤耗影响作用会随机组排汽量减小而削弱。热泵系统投运前机组供热季平均背压约为4.3kPa，热泵系统投运后，机组背压升高必然会影响机组耗上升。为减小机组背压升高对机组经济性下降的影响，在热泵系统运行后，在保持余热水温降的前提下，低了余热水进出水温度，余热水进出水温度采用39/31，为达到此目标，对热泵机组进行了一定调整。热泵机组中热量提取和转换利用了三种介质：驱动热源蒸汽，吸收剂溴化锂溶液，制冷剂水。溴化锂饱和溶液的水蒸汽分压力比同温度下纯水的饱和蒸气压力低得多，因而有强烈的吸湿性。利用此特性在不同介质间实现热量传递。溴化锂溶液饱和蒸汽压力同时与温度、浓度有关，而水的饱和蒸汽压力仅与温度有关。溴化锂溶液温度不变时，浓度愈高时水蒸气的分压力愈低，热泵机组中水溶液的蒸发温度就愈低。热泵机组设计溴化锂溶液浓度52%，每台热泵机组添加22t溴化锂。为提高热泵机组的热量提取能力，将溴化锂溶液浓度提高至56%，每台热泵机组增加4t溴化锂。此项改进后，余热水进水温度可降低至39，余热水温降仍可维持原设计值7。此工况机组对应背压7.3 kPa，较热泵系统设计值低1.7 kPa，约影响机组煤耗少降低3 g/KWh。在2015年2月6-11日进行的热泵机组性能试验，对不同余热水进水温度工况进行了对比：在机组额定蒸汽量1000 t/h工况下，余热水温度维持39，汽轮机组发电功率267.56MW，供热功率413.9 MW（其中热泵供热功率356.5MW,热网加热器供热功率57.4MW），总功率681.46MW，热泵提取余热水热量94.7MW，热泵系统性能系数COP值1.552，机组热耗5844.8KJ/（KW.h）；余热水温度维持41，汽轮机组发电功率277.98MW，供热功率322.3 MW（热网加热器解列，全部为热泵供热功率），总功率610.28MW，热泵提取余热水热量102.2MW，热泵系统性能系数COP值1.558，机组热耗6053.3KJ/（KW.h）。由此数据可得：相同工况下，余热水温度维持39与41对相比较，热泵提取余热水热量小，热泵系统性能系数COP值稍有下降，机组热耗有大幅度降低，发电机组整体发电、供热能力增强。2.3热泵驱动蒸汽参数的选择热泵设计驱动蒸汽压力0.4MPa.a，蒸汽温度240。蒸汽减温调节阀前压力为0.35MPa.a，进入热泵机组发生器压力为0.3MPa.a。但是由于蒸汽管道实际管阻大于设计管阻，机组五抽压力0.4 MPa.a时，减温调节阀前压力仅为0.3 MPa.a。要达至热泵机组进行汽压力额定值，五抽压力需维持0.48MPa.a。实际运行中，由于机组电负荷需要做一定调整，在供热季，要保证汽轮机运行安全，要求低压缸最小流量120 t/h，低压缸进汽压力0.02 MPa.a，因此，五抽蒸汽压力常在小于0.48MPa.a工况下运行。热泵机组性能试验，对不同抽汽压力工况进行了对比：在机组额定蒸汽量1000 t/h工况下，五抽压力0.4 MPa.a时，汽轮机组发电功率274MW，供热功率394.7 MW（其中热泵供热功率349.6MW,热网加热器供热功率45.1MW），总功率668.7MW，热泵提取余热水热量88.6MW，热泵系统性能系数COP值1.584，机组热耗5996.6KJ/（KW.h）；五抽压力0.48 MPa.a时，汽轮机组发电功率277.98MW，供热功率322.3 MW（热网加热器解列，全部为热泵供热功率），总功率610.28MW，热泵提取余热水热量102.2MW，热泵系统性能系数COP值1.558，机组热耗6053.3KJ/（KW.h）。由此数据可得：相同工况下，低抽汽压力与维持热泵机组额定抽汽压力相比较，热泵提取余热水热量小，热泵系统性能系数COP值稍高，机组热耗降低，发电机组整体发电、供热能力有所增强。2.4热网水温度对热泵效率影响溴化锂溶液饱和蒸汽压力同时与温度、浓度有关，而水的饱和蒸汽压力仅与温度有关。溶液浓度不变时，溴化锂溶液温度愈低时水蒸气的分压力愈低，溶液的吸湿性愈强。市区热网回公司水温度与在热泵吸收器里的溴化锂浓溶液温度成正线性关系，因此是影响热泵提取余热水热量的一个重要因素。公司与热力公司鉴定供热合同中热网回水温度范围为5055。运行中发现如果热网回水温度超过55，余热水温降就会低于6。通过与热力公司沟通，通过热力公司根据气温变化趋势精确、合理制定供热温度曲线，调整各供热站供热量等手段，维持热网回水温度低限运行，为热泵尽量多地提取余热创造了条件。通过运行方式合理调整，运行参数合理配置，热泵系统深度优化，在2014-2015年供热季，热泵系统共计提取余热水热量723858 GJ，折合标煤24699t。 3 #2机组循环水余热回收项目节能减排量3.1 可行性研究预计节能减排量可研报告中对#2机组循环水余热回收进行年节能量进行了测算：计算节能量基础数据:#2机组背压提高至9kpa；五段抽汽压力为0.40MPa.a；热网回水温度50；热网循环水流量10000t/h；提取循环水温度8；锅炉效率：93%；管道效率：98%；热网效率：98%;供热厂用电：8kW.h/GJ。1t标煤CO2排放量：2.83t；1t标煤SO2排放量：0.011t。每年发电降耗可节约1.65万吨标准煤；按照机组全年利用小时数5400h，折算到全厂全年发电标煤耗降低4.62g/kW.h；削减二氧化硫排放0.018万吨；削减二氧化碳排放4.67万吨。具体见下表：序号项目额定抽汽量500t/h，抽汽压力0.4MPa.a1前提条件1.1采暖抽汽压力（MPa.a)0.40 1.22号机运行背压（kPa）9 1.3热网回水温度（）50 1.4热网水流量（t/h)10000 2热泵设计参数2.1热泵台数8 2.2热泵总制热量（MW）311.7 2.3热泵回收余热能力（MW）131.4 3冷凝热分析3.1 相比传统方案机组冷凝热增加量（万GJ）100.1 3.2热泵回收余热量（万GJ)138.5 3.3 相比传统方案机组少上塔冷凝热量（万GJ）38.4 4节省抽汽量（万t）63.3 5节煤量(与背压为4kpa、无余热回收相比)5.1少上塔冷凝热折算标煤量（万t）1.44 5.2回收余热减少厂用电折算标煤量（万t）0.34 5.3循环水泵多耗电耗煤量（万t）0.05 5.4热泵系统多耗电耗煤量（万t）0.09 5.5节煤总量（万t）1.65 6折算到全厂全年发电标煤耗降低（g/kW.h)4.62 7少排放CO2（104t）4.678少排放SO2（104t）0.0183.2 供热增容后预计节能减排量计算节能量基础数据:#2机组背压提高至9kpa；五段抽汽压力为0.40MPa.a；热网循环水流量11400t/h；提取循环水温度8；锅炉效率：93%；管道效率：98%；热网效率：98%;供热厂用电：8kW.h/GJ。1t标煤CO2排放量：2.83t；1t标煤SO2排放量：0.011t。在热网回水温度50的边界条件下：每年发电降耗可节约3.38万吨标准煤；按照机组全年利用小时数5400h，折算到全厂全年发电标煤耗降低9.48g/kW.h；削减二氧化硫排放0.037万吨；削减二氧化碳排放9.57万吨。在热网回水温度55的边界条件下：每年发电降耗可节约3.06万吨标准煤；按照机组全年利用小时数5400h，折算到全厂全年发电标煤耗降低8.57g/kW.h；削减二氧化硫排放0.034万吨；削减二氧化碳排放8.66万吨。具体见下表：序号项目额定抽汽量500t/h，抽汽压力0.4MPa.a1前提条件1.1采暖抽汽压力（MPa.a)0.40.41.22号机运行背压（kPa）991.3热网回水温度（）50551.4热网水流量（t/h)11400114002供热量2.1热网供热量（104GJ）259.6302.12.2热泵系统供热量（104GJ）328.4285.52.3总供热量（104GJ）588587.62.4增加供热量（104GJ）75.4753热泵回水余热3.1热泵台数883.2热泵总制热量（MW）311.6270.93.3热泵回收余热能力（MW）130114.23.4热泵回收余热量（万GJ)137120.44节煤量4.1少抽汽折算标煤量（104t）10.764.2扩大供热折算标煤量（104t）2.822.814.3背压升高折算标煤量（104t）0.670.674.4回收余热减少厂用电折算标煤量（万t）0.370.34.5循环水泵多耗电耗煤量（万t）0.50.54.6热泵系统多耗电耗煤量（万t）0.090.094.7节煤总量（万t）3.383.066折算到全厂全年发电标煤耗降低（g/kW.h)9.488.577少排放CO2（104t）9.578.668少排放SO2（104t）0.0370.034 3.3 投产后性能试验计算节能减排量实验基础数据:#2机组背压8.84kpa；五段抽汽压力为0.48MPa.a；热网回水温度50.35/75.48；热网循环水流量9929t/h；余热水温度41.78/33.03；余热水流量10040 t/h；主蒸汽流量1008 t/h；发电机组电功率266MW。每年发电降耗可节约1.65万吨标准煤；按照机组全年利用小时数5400h，折算到全厂全年发电标煤耗降低4.62g/kW.h；削减二氧化硫排放0.018万吨；削减二氧化碳排放4.67万吨。具体见下表：序号项目同供热负荷对比（热泵收益归电）1汽轮机热耗变化产生节能量1.1汽轮机热耗增量修正值（KJ/KW.h)-61.6 1.2发电机功率（MW）254.762 1.3供热期间机组运行小时数2304 1.4节约标煤量1（t/年)1234.6 2机组功率变化产生的节能量2.1发电机功率增量试验值（MW）11.105 2.2发电机功率增量修正值（MW）12.642 2.3参与计算负荷耗电量增量（MW）-1.509 2.4机组热耗（热泵停运后修正）6114.92.5节约标煤量2（t/年)53523供热量变化产生节能量3.1对外供热量增量试验值（GJ/ h）-23.9 3.2对外供热量增量修正值（GJ/ h）129.1 3.3供热煤耗（Kg/GJ）38.5 3.4节约标煤量3（t/年)11448 4总节能量4.1节约村煤总量（t/年)18034.7 5折算到全厂全年发电标煤耗降低（g/kW.h)5.05 6少排放CO2（104t）5.17少排放SO2（104t）0.018由于2014-2015年度供热季为暧冬，热网循环水流量仍维持10000 t/h，未提高流量，使年供热量小于预计值。由于供热初末期，热泵系统性能达不到最大经济量，热泵性能试验报告中按2304小时计算供热期机组运行小时数，即供热季供热天数按照96天计，热泵性能试验结果与可研报告估算值接近。3.4 实际统计节能减排量通过余热水温降及流量统计，2014-2015年供热期，热泵系统共计回收余热水热量72.3858万GJ,折合标煤2.47万t,扣除机组背压升高、厂用电量增加因素，影响全厂全年发电煤耗降低4.64 g/kW.h，削减二氧化硫排放0.017万吨；削减二氧化碳排放4.37万吨。序号项目全年累计1热泵吸收余热水热量对机组影响1.1全年总共吸收余热量（GJ/年）723858.31.2余热回收热量折合标煤量（t/年)24699.161.3吸收余热量可降低单机全年煤耗（g/ KWh）11.179292热泵投运对机组经济性影响2.1机组背压升高增加单机全年煤耗（g/ KWh）1.3308822.2热泵系统及增开一台循环泵耗电量（万kW.h）518.82482.3机组耗电变化增加单机全年煤耗（g/ KWh）0.5615523热泵总体经济性3.1热泵吸收余热水方面降低单机全年煤耗（g/ KWh）9.2868553.2热泵吸收五抽热量方面降低单机全年煤耗（g/ KWh）12.95933.3热泵比机组纯凝工况降低单机全年煤耗（g/ KWh）22.246153.4热泵吸收余热水方面降低全厂全年煤耗（g/ KWh）4.338874少排放CO2（104t）4.365少排放SO2（104t）0.0174 项目投资及经济分析4.1 可行性研究投资估算及经济分析可行性研究工程静态投资价格水平年为2012年。项目工程静态投资为：9500万元。其中：建筑工程费用为855万元，占工程静态投资的9%；设备购置费用为6365元，占工程静态投资的67%；安装工程费用为1330万元，占工程静态投资的14%；其他费用（包含基本预备费）为950万元，占工程静态投资的10%。年节省标煤：1.65万t。折合年节省燃煤费用：1.65760=1254万元。计算回收年限为：9500/1254=7.58年。 4.2 供热增容后投资估算及经济分析2014年对可研报告方案进行了供热增容修订后重新进行了投资估算和经济分析。工程静态投资：9728万元。有关计算数据：供热价（含税）：28元/GJ上网电价（含税）：0.4103元/kWh标煤价（不含税）：635.26元/吨；供暖期：2928小时/年；经济效益分析：在供热高峰期，热泵系统扩大了电厂的供热能力，增加供热量75万G