330 MW 机组余热利用热泵供热改造技术

2015-03-25李金才胡月红

承德石油高等专科学校学报 2015年1期

李金才，胡月红

(1.国电承德热电有限公司，河北承德 067000;2.承德石油高等专科学校热能工程系，河北承德 067000)

随着人口增长，城市规模和城市建筑不断增加，集中供热负荷急剧增大，目前城市集中供热面临着供热热源严重不足，而新增热电厂又带来环境问题，为各地环保部门所严格控制。另一方面，热电机组的乏汽在凝汽器通过冷却水把大量废热排放至大气中，造成了巨大的能源浪费和明显的环境湿热影响。因此，如果能将循环冷却水余热用于供热(采暖、生活热水等)，不仅能够缓解电厂“散热”问题，还能减少电厂冷却水散热造成的水蒸发损失;同时又解决了城市集中供热热源不足的问题。这种变废为宝，循环用能的做法，符合国家的“要突出抓好节约能源、节约原材料和节约用水工作，大力发展循环经济”的方针政策。

1 机组概况

国电承德热电有限公司2×330MW NC330－17.75/0.3/540/540 型抽汽凝汽式汽轮机，型式为单轴、三缸、亚临界、中间一次再热、两排汽、冲动、抽汽、凝汽式。非采暖期，机组主要承担基本负荷，并具有一定的调峰能力。采暖期，遵循以热定电原则，机组提供工业及采暖热负荷。热电厂设热网首站，向双滦区热网和承德市区城网供热。双滦区热网首站加热器将区热网回水由50 ℃加热至110 ℃，供热水量为3 000 t/h。承德城区热网设两级换热，从电厂到承德市区边缘的一级管网为隔压换热站，属于热力输送线，封闭独立循环。首站一级管网将热网回水由60 ℃加热至135 ℃。电厂首站加热站采用两级泵、两级加热器方式，设计供回水温度为一级热网加热器100 ～60 ℃、二级热网加热器135 ～100 ℃;一级网回水压力0.85 MPa、供水压力2.5 MPa。设计循环水总量为6 400 t/h。一、二级加热器汽源分别采用新#1、2 机组的抽汽，单机设计额定蒸汽流量410 t/h、进汽压力0.3 MPa、进汽206.17 ℃，最大进汽压力0.36 MPa、蒸汽流量650 t/h、进汽219.21 ℃。两级加热器可单独使用，也可以串联使用。热网加热器采用管壳式换热器，其容量、换热面积较大，端差较大。

采暖供热抽汽口设在中压缸排汽处，在采暖供热抽汽管、中压缸至低压缸的联通管上分别设置调节阀。当不进行采暖抽汽时，中低压连通管上的控制阀门全开，此时，完全是一台纯凝汽式机组。在冬季，当采暖抽汽投入时，通过连通管及抽汽管上的调节阀门来调整抽汽压力以满足热用户对抽汽温度的要求。机组改造前(如图1所示)，供热500 t/h 工况下的供热抽汽参数为:0.3 MPa、抽汽温度202.60 ℃，每台供热机组具有321 MW 采暖供热能力［1－3］。

2 低温热能回收热泵改造技术

为了解决城市集中供热热源不足的问题，采用低温热能回收热泵改造技术进行供热改造，系统示意图如图2所示。即利用电厂循环水作为余热水，通过吸收式热泵，将余热提升给热网回水，通过消耗一定量的汽轮机抽汽作为热泵驱动蒸汽，加热后的高温热水供给热网。

来自凝汽器的循环水一部分送入冷却塔，完成正常的冷却循环，另一部分被送入热泵，作为热泵的低位热源。这部分冷却水在热泵蒸发器放热降温后的返回分为两种情况:1)返回循环水池中，与流经冷却塔的冷却水汇合，再被送入凝汽器吸热升温。可以看出，该系统仅以热泵蒸发器完成了对一部分循环水的冷却作用，不会对发电厂原热力系统产生任何不利影响。而且有两大优越性，减小循环水泵耗功，减少由于冷却塔蒸发造成的循环水损失。2)冬季最大供热工况下，环境温度相对较低，且凝汽器排汽量相对较小，上塔循环水热负荷有所降低，对冷却塔的安全有潜在的危险，此时可将这部分冷却水继续上塔完成正常的冷却循环，不影响冷却塔的正常运行。

电厂循环水作为热泵的低位热源，主要具有以下特点:与目前常用的热泵热源相比，电厂循环水显著优势在于蕴含的热量巨大，温度适中而稳定;与地表水，城市污水相比，循环水比较清洁，一般不会因腐蚀、阻塞等影响传热效果，水质好;电厂循环水源热泵不会对环境造成任何不利影响，相反，由于排热的利用，可以减少冷却塔向环境的散热和冷却水的蒸发损失，减少热污染，节约水资源。

3 热泵换热器联合运行供热改造技术方案

通常，根据环境温度，热网一般需要运行在40 ～50 ℃/70 ～100 ℃的温度范围，而热泵的热水出水温度一般为85 ℃，深寒期为了达到100 ℃的供热温度，需在热泵后增加调峰环节，如图3 所示，在该环节中，通过汽水换热器，热网回水由汽轮机抽汽进一步加热到要求的温度后送至热用户。方案包括循环水水路改造、抽汽管路的改造，采暖热网管路改造，系统运行监控等［4－5］，图3 中虚线框内表示吸收式热泵系统，与热电厂现有系统的对接部分主要包括:

1)循环水的进水口和出水口;2)汽轮机抽汽接入热泵系统蒸汽入口，冷凝水进入除氧器;3)热网回水接入以及高温热水出口进入热网加热器;4)热泵控制系统纳入DCS。

假设汽轮机抽汽压力为0.3 MPa，余热源循环水温度为30 ℃，热网回水温度50 ℃，经单效吸收式热泵加热机组被加热至80 ℃，吸收循环水的余热，此时热泵COP 达到1.76，即热泵总的热输出中，来自抽汽的热量与余热水的热量之比为1 ∶0.76，与管壳式换热器相比，由于有效利用了循环水余热，热泵供热能力增加76%。但是对于两级热网的供热体系而言，由于首站热网回水温度较高，达到60 ℃，这需要适当提高机组的背压，提高凝汽器出口循环水温度，如提高到35 ～40 ℃，保证热泵的效率。一般来说，假设热网回水温度60 ℃，循环水温度40 ℃，热泵COP 可达1.76，出口温度取决于热泵驱动蒸汽的压力，对于0.3 ～0.4 MPa 的抽汽压力，出水温度可达80 ℃，再通过常规热网加热器，将热网水进一步加热到130 ℃，可增加供热能力10%以上。

此外，系统将根据环境温度的变化，对系统运行方式实现就地监测和控制，并对运行方式进行优化。为了保证冬季工况下冷却塔安全运行，同时提高热泵加热器的运行效率，汽轮机运行过程中，可以适当提高运行背压，将汽轮机的排汽温度适当提高，使系统运行在最佳工况下。

综上所述，合理的供热改造技术为:热泵与原换热器联合运行，汽水换热器承担调峰负荷，吸收式热泵承担基本负荷，随着环境温度的升高，首先减小汽水换热器的热负荷，然后减小吸收式热泵的热负荷。此外，热泵加热器出口循环水正常返回进入循环水水池，减少循环水泵的耗功和循环水的蒸发飘逸损失;当冷却塔负荷降低到低于其最小负荷时，返回循环水可上塔进行冷却。

4 热泵换热器联合运行供热改造方案的效益分析

2×330 MW 机组一台抽汽500 t/h、另一台抽汽550 t/h，可利用的循环水余热资源量达到160 MW左右，循环水水源热泵与原换热器联合运行，可向双滦区供热210.0 MWth，向城区供热560.0 MWth，如果这些热量能够得到有效利用，可增加供热面积250 万m2左右。若机组(抽汽550t/h)背压提高到9.1 kPa 运行，热泵利用该机组70%的循环水余热，机组热耗将下降22.6%。若供暖周期按151 天计算，每年减少采暖用燃料耗量超过8 万t 标煤，同时减少了CO2及SO2排放;减少循环水损失近200万t，总节能率达到12.6%，且节水效益明显。具有非常显著的社会、经济与环境效益。