热泵技术在电厂中的应用探讨

摘要：溴化锂热泵作为一种节能降耗新方法正在受到越来越多的关注，本文从一个实例出发，探讨了热泵技术在热电上的应用，但并不具有普遍的代表性，仅仅作为一个个例和大家进行探讨。

关键词：溴化锂热泵 供热 节能降耗

0 引言

随着国家节能减排力度的不断加码，火力发电作为降耗节能的主要对象正受到日益加大的政策关注。而电厂做为耗能大户，也有着节能降耗这个不可推卸的社会责任。溴化锂热泵虽然不是新出现的技术，但应用于电厂节能降耗在我国还正方兴未艾。热泵技术应用于电厂的主要作用是可以回收冷却塔余热，并用来增加热电厂的供热面积。因此，热泵的应用对象是居民供热型的热电厂，这个技术对于纯凝式的火电厂则没有实际应用意义。西夏热电公司作为银川市的一家大型供热企业，各方面的条件都比较适合热泵技术发挥。许多热泵技术的节能公司也前后和西夏热电公司进行了许多次的接触，并提出了多套利用吸收式热泵回收循环水余热的技术改造方案。这些方案的技术核心基本相同，没有太大的差异，所不同的是具体的实施方式不同。现在根据这些方案的共性，对热泵在热电厂中的应用做一个探讨。

1 技术条件和改造方案

1.1 西夏热电厂设备状况。西夏热电厂采用东方汽轮机股份公司生产的C200/140-12.75/0.245/535/535型超高压、单轴，三缸双排气，工业用不可调整抽汽，一次中间再热抽汽凝汽式汽轮机，配东方锅炉生产的DG670/13.7-21型超高压一次中间再热，燃煤自然循环汽包炉。西夏热电厂现供热方式是采用六段抽汽加热热网首站一次网，到热用户小区进行二次换热供到居民家中。具体的一些供热参数为：抽汽压力：0.242MPa（绝压），抽汽流量：425t/h，抽汽温度：232℃；供暖期凝汽器循环水平均出水温度：24.8℃，供暖期凝汽器循环水平均进水温度：16.4℃，循环水流量15600t/h。

1.2 热泵改造技术方案。对单台机组进行改造，使用汽轮机部分供热抽汽作为热源，回收部分循环水的余热，通过吸收式热泵将供热回水从55℃加热至71℃，再利用原系统热网加热器将热网水进一步升温。西夏热电厂循环水流量大、温度低，需适当提升循环水温度到30℃以满足热泵技术要求。供热首站增加溴化锂吸收式热泵，并对循环冷却水系统进行改造，从循环水管路部分旁通循环水，供给溴化锂吸收式热泵。溴化锂吸收式热泵以汽轮机0.242Mpa.a压力的抽汽作为驱动热源，提取循环水冷凝余热，将集中供热的一次网回水从55℃升温至71℃；再用另一部分0.242Mpa.a压力的抽汽通过热网加热器将热水从71℃升温至116℃。技术改造共回收6205t/h的循环水余热，折合热量约36.1MW。

2 方案运行成本分析

该方案的运营成本部分中主要包括：循环水温度升高带来机组经济性损失，耗用三抽（工业用）和六抽（采暖用）蒸汽带来的能量损耗，额外增加的设备耗电以及年人工、维护成本。现分项说明和计算如下：

2.1 循环水温度升高带来的机组能耗损失。根据此项目改造技术要求，冬季因西夏热电循环水温度太低，不满足热泵运行要求，需要提高循环水出水温度至少10℃，也即维持在30℃以上运行，采取的具体措施是冷却水不上塔，直接进入池中循环。循环水温度升高对机组的直接影响就是机组真空降低，热耗增加，煤耗增加，经济性降低。根据电力行业通用经验，循环水每升高1℃，热耗将增加0.34%，真空下降0.3%-0.5%。现在据此进行机组能耗损失计算。基础条件设定为：供暖期总发电量125000万千瓦时，标煤单价560元/吨，标煤发热量29.31MJ/kg。①按照热耗增加进行校核。西夏热电公司机组的设计热耗8300kJ/kwh（实际热耗应该要高一些），若循环水温度提高10℃，热耗将增加3.4%，则：供热期总增热耗=8300×3.4%×125000×104×10-3=352.75×106MJ。折合标煤=352.75×106MJ÷29.31×10-3=11114吨。折合成本费用=11114×560=622.38万元。②按照真空降低进行校核。根据前两年的历史数据，在供热期循环水出口温度20℃时机组平均真空在-85kPa，按照循环水温度提高10℃，真空下降取中间值0.4%，机组真空将降低3.4kPa，达到-81.6kPa，从实际运行数据看，循环水出水温度30摄氏度时，这个真空值应该是比较合适。再根据行标，真空每降低1kPa，煤耗将增加3.22克/千瓦时，则：煤耗增加=3.4×3.22=10.95克/千瓦时。供热期总增煤耗=10.95×125000×10-2=13687.5吨。折合成本费用=13687.5×560=766.5万元。③从以上的对比计算可看出，循环水温度升高带来的机组经济性下降766.5万元和622.38万元是符合实际的，但该技术科研中按照损失电量计算的经济损失47.37万元不符合实际。因为我公司的机组热耗取得是理想工况的设计值，所以应该取真空法计算的结果，即经济损失在766.5万元。

2.2 额外增加设备电耗。按照该项目科研方案，技改中需要额外增加热网水增压泵一台，功率2000kw，流量4500t/h，另四台热泵设备总耗电220kw。基础数据为供热期运行小时3624小时，电价0.2802元/千瓦时。则：供热期总增耗电费=（2000+220）×3624×0.2802=223.39万元。

2.3 驱动蒸汽成本。项目科研中提到原则上驱动蒸汽采用0.242MPa，232℃的六抽蒸汽，但是从该技术方案中看，热泵正常工作需要的是0.5 MPa的蒸汽。对此，方案中采取了如下解决方案，即使用50吨的1.283MPa，440.3℃的三抽工业蒸汽引射22吨六抽低品位蒸汽，再混合12吨104℃的减温水，最后混合成84吨的0.5 MPa，152℃的饱和蒸汽。从这个方案看，起到主要作用的应该是50吨的工业蒸汽，而不是22吨的低品位蒸汽。因此，该50吨工业蒸汽等于通过喷水减温用来直接供热了，这其中的能耗损失可以计算如下：

工业蒸汽晗值：h1=3345kj/kg

六抽蒸汽晗值：h2=2928kj/kg

则供暖期损失的能量：

h=50000×h1×3624×10-3=60.61×106MJ/kg

折合标煤费用=60.61×106MJ÷29.31×560×10-3=115.84万元。

2.4 年人工和维护成本。按照科研，年人工成本10万元，维护成本20万元，暂按此计算。

2.5 运行总成本。根据以上各分项的计算，可知总成本为：运行总成本=766.5+223.39+115.84+30=1135.73万元。

3 热泵改造产生的经济效益

3.1 根据2%的水量损失率以及西夏热电公司的中水价格0.8元/吨，可以计算得出年节约循环水补水费用178.8万元。

3.2 根据回收的循环水余热量可以将回收余热折算成标煤量为1.539万吨。从循环水中吸取的余热可折成1.539万吨标煤，这部分节约的能耗产生的收益为：这部分收益=1.539万吨×560=861.84万元。

3.3 综合上述，该项目实际产生的收益应该是：861.84+178.8=1040.64万元。

4 项目投资回报

项目年净收益：

根据以上计算，项目年净收益=效益-运行总成本 =1040.64-1135.73=-95.09万元。

可见，如果按照该技术改革方案，这个项目对西夏热电公司来说是亏损的，年亏损额为-95.09万元。但是并不能证明是热泵技术缺乏节能效益，因为在计算中使用的是综合成本，所以这种亏损结果和节能公司提供的设备报价，服务报价等等项目有很大的关系。

5 改造来的其他相关问题

5.1 循环水直接进塔，这样循环水池本身对循环水的沉淀澄清作用荡然无存，循环水势必被搅合的很脏，这样就会导致机组凝汽器换热越来越差，真空下降可能会比预想的要大，对煤耗的影响也会加大，经济性更差。而且水温会得不到有效控制。

5.2 循环水温度升高，采用循环水进行冷却的其他辅机设备就会受到很大牵连。严重的话会难以保证正常运行。

6 结语

溴化锂热泵技术作为一种新兴的节能项目肯定有合理的科学依据，这是不可否认的，我们也相信这项技术具有实实在在的节能降耗作用。但是在具体的实施中，因为各个公司利益出发点不同，制定的方案也差别较大，产生较大的效益差，给电厂带来很多的困惑和不确定。作为电厂，希望依靠节能来降低生产成本，提高利润，但如果通过计算发现，改造的结果不能产生利润，甚至亏损，与愿望背道而驰，则会打击电厂节能积极性，造成不良影响。所以，在热泵的节能改造中，一定要把好选择关，寻找那些确实能够为公司带来实惠的节能公司合作方，切勿不加考察和核算，盲目上马，造成不必要损失。

参考文献：

[1]李青，张兴营，徐光照.火力发电厂生产指标管理手册.中国电力出版社，2007.

[2]张朝晖.利用溴化锂热泵回收冷凝热量的节煤节水分析[J].山西焦煤科技，2011（07）.

[3]石华林，杨春维.溴化锂热泵运行方式经济性分析[J].煤矿机电，2010（04）.

作者简介：崔海林，男，宁夏电投西夏热电有限公司节能专工。