水源热泵在电厂余热利用中的应用

1、水源热泵在电厂余热利用中的应用火(热)电厂概述(一级)火(热)电厂冷凝热的特点(二级)经汽机作功后的蒸汽(排汽)冷凝(放热)成凝结水再经回热后进入锅炉，锅炉产生的蒸汽在汽机中作功，在这个热媒的循环过程中，需要放出大量的冷凝热。冷凝热的主要特点如下：品位低。排汽压力：水冷，4-8kPa;空冷，15kPa。冷凝温度:水冷，29-41.5;空冷，54。量大、集中。平均发电耗热约占总输入的32%左右。纯凝汽工况排入大气的可回收冷凝热占50%以上，为发电耗热的1.5倍以上;供热工况可回收冷凝热约为发电耗热的0.7-1.3倍。火力发电厂各项损失参考值如表1所示，其中汽轮机排气热损失(冷端损失)巨大。表1

2、现代火力发电厂各项损失参考值(%)   *热工手册 任泽霈等 主编 机械工业出版社 2002年11月第一版火(热)电厂冷凝热现状处理方法(二级)冷凝热排空(丢弃)：热电厂做功后的蒸汽需要冷凝成水回到锅炉。目前普遍采用的方法是通过水冷或空冷冷凝蒸汽，冷凝热排入大气。冷凝热回收：由于冷凝热属于低品位热源，难以利用,除低真空的背压机组外，极少回收。火(热)电厂与热负荷的基本情况(一级)我国集中供热随着城镇化的建设发展迅速，2009年全国集中供热面积已经达到35.6亿平方米。北方地区集中供热热源日显不足，现有的热电联产供热能力有限，在许多城市不得不新建大型区域锅炉房(热源

3、厂)作为集中供热热源。热源缺口较大。正在集中供热的热电机组以及可资利用的火电机组的冷凝热未被利用，冷凝热仍然通过空冷岛或凉水塔排空，火(热)电机组，包括单机容量在300MW以上的大型火电机组仍然在低效率高能耗的状态下运行。设计思想(一级)用热泵技术回收电厂冷凝热(二级)火力发电厂冷凝热通过凉水塔或空冷岛排入大气，形成巨大的冷端损失，是火力发电厂能源使用效率低下的主要原因，不仅造成能量和水(或电)的浪费，同时也严重地(热)污染了大气。火力发电厂冷凝热排空，是我国乃至世界普遍存在的问题，是浪费，也是无奈。然而，随着热泵技术的发展，特别是大型高温水源热泵的问世，使得发电机组冷凝热回收将成为可能。对热

4、泵的技术要求(二级)电厂冷凝热品位低，必须用热泵提取之;冷凝热量大、集中，在电厂内或电厂附近一般难以找到足够的稳定的热用户，必须远距离集中供热，用大型高温水大温差水源热泵吸收冷凝热。以充分利用冷凝热和提高系统的经济性为目标合理配置热泵机组。吸收式热泵工作在高温段，离心式热泵工作在低温段，吸收式和离心式热泵平均制热能效比COP分别在1.7和6以上 。热源构成及功能(二级)利用水源热泵吸收汽机排汽中的冷凝热，离心式热泵将集中供热50的回水加热到60以上，吸收式热泵将60的回水加热到90以上，再用换热器将水温提高到热网供水温度，对城市集中供热。热泵对电厂冷却水制冷，回收冷凝热，冷却水无需在冷却塔冷却

5、，可减少能耗、水耗及其它运行费用。热泵对热用户制热，冬季供暖，夏季供冷，四季提供生活热水。方案设计(一级)方案一 冬季供暖集中供热系统 方案二 冬季供暖集中供热系统2  方案三 冬季供暖及洗浴集中供热系统  方案四 夏季供冷及洗浴集中供热系统  冷凝热回收效益分析(一级)例如某电厂装机容量2x35+1x60MW。冷凝热回收135MW;日节水3500吨。节能节水分析(二级)供暖期:151天(三级)节能1761264GJ，节标准煤(按锅炉平均运行效率60%估算)10万吨;节水52.85万吨。供冷期:92天(三级)节能107308

6、8GJ，节标准煤(按锅炉平均运行效率60%估算)6.1万吨;节水32.2万吨。合计：年节能2834352GJ，节标准煤(按锅炉平均运行效率60%估算)16.1万吨;节水85.05万吨。环境效益分析(二级)供暖期(三级)每年少排灰渣6.6万吨，烟尘238吨，二氧化硫3002吨，氮氧化物1422吨，二氧化碳25.4万吨。供冷期(三级)每年少排灰渣4万吨，烟尘145吨，二氧化硫1831吨，氮氧化物867吨，二氧化碳15.5万吨。合计(三级) 每年少排灰渣10.6万吨，烟尘383吨，二氧化硫4833吨，氮氧化物2289吨，二氧化碳40.9万吨。 经济效益分析(二级) 供暖期(三级) 节能1761264

7、GJ，每GJ按27元计算，毛收入收4755万;节水52.85万吨，每吨按5元计算，收益264每年少排灰渣10.6万吨，烟尘383吨，二氧化硫4833吨，氮氧化物2289吨，二氧化碳40.9万吨。经济效益分析(二级)供暖期(三级)节能1761264GJ，每GJ按27元计算，毛收入收4755万;节水52.85万吨，每吨按5元计算，收益264万元。供冷期(三级)节能1073088GJ，每GJ按27元计算，毛收入2896万元;节水32.2万吨，每吨按5元计算，收益161万元。合计 (三级)每年节能毛收入7651万元;节水收益425万元。能效分析 (二级)2×35MW供热发电机组(三级)锅炉效

8、率89%，管道热损失1%，汽机损失1%，发电机损失1%，发电35MW。纯凝汽工况(三级)进汽138吨/时，排汽101.7吨/时，电厂效率31.2%，冷端损失54.8%。凝气工况下工艺流程和能效分析如图5、图6所示。冷凝热回收效益分析(一级)例如某电厂装机容量2x35+1x60MW。冷凝热回收135MW;日节水3500吨。节能节水分析(二级)供暖期:151天(三级)节能1761264GJ，节标准煤(按锅炉平均运行效率60%估算)10万吨;节水52.85万吨。供冷期:92天(三级)节能1073088GJ，节标准煤(按锅炉平均运行效率60%估算)6.1万吨;节水32.2万吨。合计：年节能283435

9、2GJ，节标准煤(按锅炉平均运行效率60%估算)16.1万吨;节水85.05万吨。环境效益分析(二级)供暖期(三级)每年少排灰渣6.6万吨，烟尘238吨，二氧化硫3002吨，氮氧化物1422吨，二氧化碳25.4万吨。供冷期(三级)每年少排灰渣4万吨，烟尘145吨，二氧化硫1831吨，氮氧化物867吨，二氧化碳15.5万吨。合计(三级)每年少排灰渣10.6万吨，烟尘383吨，二氧化硫4833吨，氮氧化物2289吨，二氧化碳40.9万吨。经济效益分析(二级)供暖期(三级)节能1761264GJ，每GJ按27元计算，毛收入收4755万;节水52.85万吨，每吨按5元计算，收益264万元。供冷期(三级

10、)节能1073088GJ，每GJ按27元计算，毛收入2896万元;节水32.2万吨，每吨按5元计算，收益161万元。合计 (三级)每年节能毛收入7651万元;节水收益425万元。能效分析 (二级)2×35MW供热发电机组(三级)锅炉效率89%，管道热损失1%，汽机损失1%，发电机损失1%，发电35MW。纯凝汽工况(三级)进汽138吨/时，排汽101.7吨/时，电厂效率31.2%，冷端损失54.8%。凝气工况下工艺流程和能效分析如图5、图6所示。供热工况1(三级)进汽164吨/时，抽汽40吨/时，排汽79.3吨/时，电厂效率49.0%，冷端损失37.0%，工艺流程如图7所示。能效分析如

11、图8所示。回收冷凝热电厂能效分析如图9所示。 供热工况2(三级)进汽190吨/时，抽汽80吨/时，排汽57吨/时，电厂效率62.4%，冷端损失23.6%，工艺流程和能效分析如图10、图11所示。回收冷凝热电厂效率可达85%，如图9所示。  凝气工况下电厂供电标煤耗437g/kwh;供热工况1电厂供电标煤耗279g/kwh;热回收供热工况1电厂供电标煤耗160g/kwh;供热工况2电厂供电标煤耗219g/kwh;热回收供热工况2电厂供电标煤耗160g/kwh。2009年全国平均供电标煤耗342g/kwh。纯凝气工况下小机组供电标煤耗远高于全国平均供电标煤耗，是全国平

12、均供电标煤耗的1.28倍; 供热工况1下小机组供电标煤耗低于全国平均供电标煤耗，是全国平均供电标煤耗的82%;热回收供热工况下小机组供电标煤耗远低于全国平均供电标煤耗，仅为全国平均供电标煤耗的47%。热回收供热工况下机组年平均供电标煤耗270g/kwh。(按机组年运行小时数6000，采暖季151天计算)60MW供热发电机组(三级)锅炉效率89%，管道热损失1%，汽机损失1%，发电机损失1%，发电60MW。纯凝汽工况(三级)进汽245吨/时，排汽184吨/时，电厂效率仅为30.1%，冷端损失55.9%。供电标煤耗：未回收冷凝热453g/kwh。工艺流程如图14所示。凝气工况下电厂供电标煤耗437

13、g/kwh;供热工况1电厂供电标煤耗279g/kwh;热回收供热工况1电厂供电标煤耗160g/kwh;供热工况2电厂供电标煤耗219g/kwh;热回收供热工况2电厂供电标煤耗160g/kwh。2009年全国平均供电标煤耗342g/kwh。纯凝气工况下小机组供电标煤耗远高于全国平均供电标煤耗，是全国平均供电标煤耗的1.28倍; 供热工况1下小机组供电标煤耗低于全国平均供电标煤耗，是全国平均供电标煤耗的82%;热回收供热工况下小机组供电标煤耗远低于全国平均供电标煤耗，仅为全国平均供电标煤耗的47%。热回收供热工况下机组年平均供电标煤耗270g/kwh。(按机组年运行小时数6000，采暖季151天计

14、算) 60MW供热发电机组(三级) 锅炉效率89%，管道热损失1%，汽机损失1%，发电机损失1%，发电60MW。 纯凝汽工况(三级) 进汽245吨/时，排汽184吨/时，电厂效率仅为30.1%，冷端损失55.9%。供电标煤耗：未回收冷凝热453g/kwh60MW供热发电机组(三级)锅炉效率89%，管道热损失1%，汽机损失1%，发电机损失1%，发电60MW。纯凝汽工况(三级)进汽245吨/时，排汽184吨/时，电厂效率仅为30.1%，冷端损失55.9%。供电标煤耗：未回收冷凝热453g/kwh。工艺流程如图14所示。供热工况1(三级)进汽330吨/时，抽汽150吨/时，排汽103.9吨/时，电厂

15、效率62.1%，冷端损失23.9%，供电标煤耗：220g/kwh。回收冷凝热电厂效率可以达到85%，煤耗：回收冷凝热供电标煤耗160g/kwh。工艺流程如图15所示。供热工况2(三级)进汽341.5吨/时，抽汽170吨/时，排汽93.3吨/时，电厂效率65.2%，冷端损失20.8%，供电标煤耗：210g/kwh。回收冷凝热电厂效率可以达到85%，供电标煤耗：回收冷凝热供电标煤耗160g/kwh。工艺流程如图16所示。 表2 小热电机组与600MW大型火电机组指标参数比较  小火电效率低煤耗高，而带供热的小热电效率并不低，煤耗并不高，特别是能够回收冷凝热的小热电效率

16、之高，远高于大(600MW及以上)火电;煤耗之低，远低于大(600MW及以上)火电。呼吁对效率高煤耗低的小热电要高抬贵手，不要把小热电等同于小火电，高效节能的小热电应该受到保护，要压的只能是高能耗的小火电。06年以来全国平均供电标煤耗比较如图17所示。前两年关停小火电供电标煤耗明显下降，07年比06年降低10g/kwh，08年比07年降低12g/kwh，而2009年收效甚微(2009年，全国关停小火电2617万千瓦。“十一五”期间，全国累计关停小火电6006万千瓦，超过计划目标1006万千瓦，)，仅比08年降低3g/kwh，说明2009年被关掉的一部分是小热电，通过关停小火电降低供电标煤耗是有

17、限的，今后对火(热)电厂节能主攻方向建议转为冷凝热回收，冷凝热回收潜力巨大，前景广阔，大有可为。冷凝热回收的前景预测(一级)节能减排预测(二级)据国家有关部门公布，至2009年低，我国6000千瓦及以上电厂发电设备容量87407万千瓦，其中火电65205万千瓦，可资利用的火电按15000万千瓦(不足四分之一)估计，每发1瓦电回收冷凝热按0.7瓦估计，供暖期按5个月估计，供冷期按3个月估计，每年可回收冷凝热2177.28百万吉焦。如果供热锅炉平均运行效率按60%估算，每年可节标准煤1.2亿吨。如果被改造的有50%的水冷机组，按每兆瓦装机容量年节水1万吨计算，每年节水15亿吨。每年减排二氧化碳3亿

18、吨，向大气中少排热2177百万吉焦。市场及经济性预测(二级)按照以上预测，回收冷凝热总装机容量为105000兆瓦，溴化锂吸收式热泵与离心热泵按7:3估算，需要溴化锂吸收式热泵总装机容量73500兆瓦，需要离心热泵总装机容量31500兆瓦。热价按27元/吉焦计算，每年回收冷凝热收益587.8亿元。水费按5元/吨计算，每年节水收益75亿元。热指标按50瓦/平方米计算，利用回收的冷凝热可以新增供热面积21亿平方米。每平方米供热面积投资按80元(热源50元，一次管网和换热站30元)估计，利用冷凝热供热可以拉动投资1680亿元。总结(一级)利用冷凝热集中供热是一项节能工程(二级)利用冷凝热集中供热每年可节能2177.28百万吉焦，其中供暖期节能1630.8百万吉焦，供冷期节能546.48百万吉焦;每年可节标准煤1.2亿吨，其中供暖期节标准煤0.75亿吨，供冷期节标准