2×660MW机组辅机循环水余热回收利用集中供热

2014-11-07孙晓平

科技创新导报 2014年9期

孙晓平

摘要：国电电力大同发电有限公司2×660MW机组在2010年由纯凝机组改为热电联产机组，向大同市集中供热。供热期间两台机组每天需要消耗大量的高品质蒸汽，而辅机循环水却有大量的低品位热量对空排放，造成机组供热后热效率降低。该文详细介绍了利用热泵技术回收辅机循环水余热，减少高品位蒸汽的耗量，提高机组的热效率以及产生的社会和经济效益。

关键词：余热回收热泵集中供热节能

中图分类号：TM62 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2014）03（c）-0038-04

电厂循环水冷却余热属于低位品位热源，直接向环境释放造成巨大的能源浪费，对其排放环境也会造成负面影响。电厂循环水冷却余热排空，是我国乃至世界普遍存在的问题，是浪费也是无奈。随着热泵技术的日趋成熟和快速发展，特别是大型热泵在电厂投入运行，使得电厂循环水冷却余热回收成为能，且能效系数（COP）可保持较高水平，无疑为推广余热热能回收利用提供了可靠的技术保证。

本项目在原有2×660 MW机组传统供热系统的基础上，增加热泵机组，有效的回收利用辅机循环水的余热，在达到相同供热能力的情况下，节约燃煤量，提高机组热效率，减少二氧化碳排放，降低供热能耗，提高电厂能源综合利用水平，减少高品质蒸汽的消耗。

1 技术方案

1.1 吸收式热泵工作原理

吸收式热泵（这里特指第一类BrLi机组）工作原理如图1所示。吸收式热泵的工质进行了两个循环——制冷剂循环和溶液循环。制冷剂循环是由发生器出来的制冷剂高压汽在冷凝器中被冷凝放热而形成高压饱和液体，再经膨胀阀节流到蒸发压力进入蒸发器中，在蒸发器中吸热汽化变成低压制冷剂的蒸汽；溶液循环是从发生器来的浓溶液在吸收器中喷淋吸收来自蒸发器的冷剂蒸汽，这一吸收过程为放热过程，为使吸收过程能够持续有效进行，需要不断从吸收器中取走热量，吸收器中的稀溶液再用溶液泵加压送入发生器，在发生器中，利用外热源对溶液加热，使之沸腾，产生的制冷剂蒸汽进入冷凝器冷凝，溶液返回吸收器再次用来吸收低压制冷剂，从而实现了低压制冷剂蒸汽转变为高压蒸汽的压缩升压过程。

吸收式热泵参数特性

热泵的供热温度取决于用热对象和供热方式，供热温度越高，制相同热量需要消耗的高位能越多，即热泵的性能系数COP越低，因此在满足用热需求的前提下，应尽量降低供热温度。

低位热源的温度和性质也是决定热泵性能的一个重要因素，一般来说，低位热源的温度越高、传热性能越好、比热容越大，热泵的性能就越好，制相同热量需要消耗的高位能越少，成本越低。

对于第一类吸收式热泵而言，驱动蒸汽压力也是决定热泵性能的一个重要因素。在一定范围对于第一类吸收式热泵而言，驱动蒸汽压力也是决定热泵性能的一个重要因素。在一定范围内，驱动蒸汽压力越高，制热能力也越强，供热温度也越高，对低位热源的温度要求也越低。

在偏离设计值一定范围内，热水温度提高1 ℃，热泵制热能力下降3%左右；低温热源温度降低1 ℃，热泵制热能力下降2.1%左右；蒸汽压力下降0.1 MPa热泵制热能力下降8%左右。

2 本项目技术方案

采用9、10号机组采暖抽汽，选择10台XRI8-35/27-3489（60/90）型第一类溴化锂吸收式热泵机组最大限度回收利用9、10 号机组的辅机循环水余热，进、出热泵的循环水温度分别为35 ℃、27 ℃，热泵将三期60 ℃的热网回水加热到90 ℃，再利用9、10号机组热网首站中的汽水换热器将热水温度提高到110 ℃对外供热。热泵与三期正在建设的供热首站、管网配套满足三期1000万m2供热面积，非供热高峰期热泵独立运行热网首站中的汽水换热器可不投入运行，供热高峰期热泵与热网首站中的汽水换热器投入运行。

2.1 本方案系统流程

本工程的主体建筑热泵站布置在9、10号机组主厂房扩建端空冷塔至围墙范围的空置场地内，与新增供热首站相邻，热泵站建筑占地87.5 m×34.0 m。热网供回水管道通过架空管架的方式连接9、10号机组供热首站与热泵站；供回水管道与市政管网通过直埋连接；蒸汽管道、凝结水管道通过架空管架的方式连接9、10号机组汽机房与热泵站；热泵站与9、10号机组机力通风塔之间的余热循环水管道通过直埋连接。

热泵站布置在9、10号机组主厂房扩建端空冷塔至围墙范围的空置场地内，场地大小约为100 m×75 m。热泵站建筑平面尺寸87.5 m×34.0 m。

溴化锂吸收式热泵沿泵房长度方向分两排布置，每排五台泵，本期共十台；三台余热水循环水泵沿泵房宽度方向排列布置，与六台凝结水箱及凝结水泵布置在同一7 m柱距内；由于热泵站为单层布置结构，为满足蒸汽凝结水自流至凝结水箱，因此，凝结水箱及凝结水泵采用低位布置，凝结水泵坑坑低标高为-2.00 m。

2.2 余热水（9、10号机组辅机冷却水）增压泵

本项目10台热泵机组配3台卧式离心式循环水泵，2用1备。

余热水增压泵型号：KQSN900-M14J/871

余热水增压泵工作流量：7500 t/h

余热水增压泵工作扬程：30 mH2O

余热水增压泵功率：800KW

余热水增压泵进口压力：0.04～ 0.19MPa.a

2.3 热网循环水泵要求参数

本项目10台热泵机组配3台卧式离心式循环水泵，2用1备。

热网循环水泵型号：KQSN700-M20/590

热网循环水泵工作流量：5000 t/h

热网循环水泵工作扬程：32 mH2O

热网循环水泵电动机功率：560 KW

热网循环水泵进口压力：0.17～ 0.5 MPa.a

2.4 减温器

本期供汽系统设2台100%容量的减温器，不考虑备用。

一次蒸汽参数：0.98 MPa，355 ℃，

二次蒸汽参数：0.98 MPa，179 ℃，310 t

减温水参数：3.5 MPa，85℃

2.5 凝结水泵

本项目共配置六台凝结水泵，四台运行，两台备用。

凝结水泵要求参数：

凝结水泵工作温度：87～92 ℃

凝结水泵设计温度：100 ℃

凝结水泵工作流量：155 m3/h

凝结水泵工作扬程：335 mH2O

凝结水泵电动机功率：220 kW

凝结水泵进口压力：0.1～0.3 MPa.a

2.6 闭式凝结水回收器

工作介质：蒸汽凝结水，型式：卧式，数量：2台。

2.7 减温器、滤水器、疏水扩容器各1台

2 主要系统

（1）蒸汽系统

1）供热所需蒸汽量

热泵所需蒸汽量：250.8 t/h；

9、10号机组首站汽水换热器所需蒸汽量（单独运行）：693.3 t/h；

9、10号机组首站汽水换热器所需蒸汽量（与热泵同时运行）：287.8 t/h；

2）蒸汽管道

溴化锂吸收式热泵驱动汽源由9、10号机组至热网首站的蒸汽管道接出两根DN500支管后合并为一根DN800母管，经减温装置减温后由DN900总管再分为两根DN600支管分别为5台热泵机组提供启动用饱和蒸汽，每根蒸汽主管路上设一个电动调节阀、两个检修用手动蝶阀及其旁路系统，旁路阀采用手动蝶阀。

（2）热泵余热水系统

1）余热水量

单台热泵余热水流量为1500 t/h，共设10台热泵，总余热水量为15000 t/h，小于总循环水量2×9500 t/h，可提供足够的余热水量。

2）余热水供、回水管道

余热水系统采用母管制。采用2×DN1000钢管分别由9、10号机辅机循环水供、回水管道上引接，汇入DN1400供、回母管。从辅机冷却循环水管道上接出的余热水进水支管应分别设电动阀门和流量控制阀。2×DN1000回水管直埋于热泵站外，并设电动蝶阀，然后汇入DN1400回水总管送至机力通风冷却塔下集水池。

（3）热网水系统

热网水系统在采暖期间分三种运行方式。

第一种运行方式，在冬季供热初期，从热用户返回的热网回水经滤水器过滤，由本期热泵机组升温后通过9、10号机组首站的热网循环水泵直接供到外网热用户，完成一个供热循环，参数为90/60 ℃热水；

第二种运行方式，供热高峰期，从热泵站出来的热水接至9、10号机组供热首站，经热网换热器升温后供至外网热用户，参数为110/90℃热水；

第三种运行方式，从热用户返回的热网回水经滤水器过滤，通过热网换热器升温后，由热网循环水泵直接供到外网热用户，参数为110/65 ℃，该运行方式作为热泵供热系统事故时备用；

（4）凝结水系统

为了回收热泵机组做完功的蒸汽凝结水，节约用水，系统中设有一台立式50 m3的凝结水箱，三台凝结水泵，两运一备。凝结水箱、水泵均采用低位布置。

9、10号机组热网凝结水系统分三种运行方式。

第一种运行方式，只投热泵供热时，10台热泵机组的87 ℃凝结水分别接入凝结水母管后引入凝结水回收装置，凝结水泵将本期凝结水送回到9、10机组的7号低加凝结水出口管路，与电厂主凝结水汇合后一起送至除氧器除氧、加热。

第二种运行方式，只投9、10号机组热网首站，热网换热器蒸汽凝结水由凝结水管分别引至9、10号机组排气装置的热井。

第三种运行方式，热泵机组与9、10号机组热网首站同时投入，两部分系统产生的蒸汽凝结水均靠本系统原有压力至凝结回收装置，最终靠凝结水泵送回到9、10机组的7号低加凝结水出口管路，与电厂主凝结水汇合后一起送至除氧器除氧、加热。

3 热泵站布置

本期热泵站布置在电厂9、10号机组工程主厂房扩建端侧，热泵站扩建端与9、10号机组供热首站相邻，采用单层布置，跨度34 m，总长度88.5 m。

1主要技术参数

9、10号机组热网供、回水管径：1200 mm。

流速取2.5 m/s。

9、10号机组热网水流量为9335 t/h。

供热面积：1000万m2。

采暖热指标：54.28 W/m2。

总供热负荷：542.8 MW。

汽机最大抽汽流量：760 t/h。

热泵余热水总流量：15000 t/h。

热泵热网水入口温度：60 ℃。

热泵热网水出口温度：90 ℃。

热泵COP值：1.667。

热泵需要抽汽量：250.8 t/h。

热泵余热利用热负荷：130.27 MW

热泵总负荷：325.68 MW

4 运行效果

本项目于2011年3月15日投产试运行，单台热泵调试情况如下：

8号热泵机组实时运行数据如图3。

8号热泵机组计算结果如表2。

此工况下机组供热量为35。3 MW，达到101%额定负荷的。热水由46.3 ℃加热到89.8 ℃，温升达到43.5 ℃，超过了设计的30 ℃温升，原因在于由于热网首站能提供的热网水流量较少只有697 t/h，小于1000 t/h的设计值。余热水则由31 ℃下降到22.8 ℃，温降达到8.2 ℃，提取余热能力比设计值8 ℃，多0.2 ℃，提取余热量为14.1 MW。热泵的性能系数COP为到1.67，达到了设计值。因此，在该工况下，热泵达到了设计要求。

从图4可以看出8号热泵机组基本在额定负荷稳定运行了8个小时。运行稳定，达到了设计要求。

初步分析结论：

综合8号和9号热泵机组的实时和历史数据，表明热泵机组可以在30%～105%负荷范围运行，制热量和性能系数COP达到了设计要求。热水进口温度、余热水出口温度和蒸汽压力三者相互关联。热水进口温度的降低会增加热泵机组的制热能力；余热水出口温度的降低会引起热泵机组的制热能力的下降；蒸汽压力的降低也会导致热泵机组的制热能力的下降。这与前面厂家提供的修正曲线的趋势相吻合。

5 结语

（1）技术路线正确

规模化回收利用余热，面对的主要研究为：

1）余热的规模化回收利用；

2）余热回收利用对机组运行的影响分析；

3）余热利用下电厂经济运行分析，等。

本工程采用吸收式溴化锂换热机组，结合电厂工艺特点，回收电厂余热补充到城市冬季采暖集中供热系统的技术方案，实现了第一步“余热的规模化回收利用”。

国电大同二电厂项目中，回收辅机冷却水的流量为14002 t/h，余热量130 MW，其规模类似一台300 MW供热机组冬季循环水量和余热量。为进一步研究电厂余热回收利用，尤其是大型汽轮发电机组的冷凝余热回收利用提供了第一手试验数据。从回收大型机组辅机冷却水余热出发，开展分析、研究及应用探索，即保护了大机组运行的安全、可靠性，又保证了科研探索的稳步推进，技术路线是正确的。

（2）回收电厂余热

从热机蒸汽动力循环可实现性的来看，凝汽凝结排热这一损失热量在热力循环过程不可避免。

本期工程9、10号机组辅机循环冷却水可回收的余热量（冬季运行工况）见表3。

由表3可以看出，本期工程9、10号机组辅机循环冷却水可回收的余热量是相当巨大的。本项目采用了10台34.89 MW的热泵机组，在设计条件下，可以回收130.27 MW的余热。

冷凝余热是发电机组的最大一部分能量损失，本工程证明了利用热泵设备回收余热的方式是成功的，将对进一步提高电厂能源利用率提供了很好的借鉴。

（3）节能减排成果显著

本项目所回收的余热占热电厂总供热量的24%，可大幅度的回收热电厂循环水余热。节能指标详见表4。

（4）发电企业降本减亏的新突破

面对日益增长的燃料价格和不断提高的人民生活需要之间的矛盾，发电企业经营压力越来越大。余热回收利用及推广应用，将有效的减低电厂生产成本，成为降本减亏的心突破。

大同地区冬季采暖期为五个半月，根据当地的实际气象状况，一个采暖季分为两个月供暖高峰期和三个半月普通供暖期估算，一个采暖冬季将节约标准煤6.95万t，节水79.84万t。

单独分析节煤减亏，按照550元/t计算，一个采暖季降低生产成本3822万元；按照目前600元/t计算，一个采暖季降低生产成本4170万元；随着燃料价格的上涨，余热回收利用的降本减亏效果也将越来越显著。

参考文献