吸收式热泵回收电厂循环水余热分析

2016-07-01张志刚王树国曾荣鹏

综合智慧能源 2016年4期

关键词：循环水

张志刚，王树国，曾荣鹏

(1.北京国电龙源环保工程有限公司，北京　100039；2.鄂尔多斯市和效电力设计有限责任公司，内蒙古鄂尔多斯　017010；3.北京龙威发电技术有限公司，北京　100044)

吸收式热泵回收电厂循环水余热分析

张志刚1，王树国2，曾荣鹏3

(1.北京国电龙源环保工程有限公司，北京100039；2.鄂尔多斯市和效电力设计有限责任公司，内蒙古鄂尔多斯017010；3.北京龙威发电技术有限公司，北京100044)

摘要：以某循环水余热利用供热改造工程为例，比较了吸收式热泵与凝汽式汽轮机高背压方式在回收循环水余热方面的不同。论述了热泵技术的特点以及机组的供热运行模式，并分析了其经济性和安全性，供同类型机组供热改造时参考。

关键词：凝汽式汽轮机；高背压方式；吸收式热泵；循环水；余热利用

0引言

随着我国城市化进程的加快，不断扩大的供热需求与现有供热能力增长之间的矛盾日益突出,依靠简单扩大供热规模已不能满足国家节能减排的要求。在此背景下，利用火电厂丰富的余热资源正成为很多供热企业寻求解决供热供需矛盾的主要手段之一。

火力发电厂低温余热约占电厂能耗总量的60%，主要通过烟气和循环冷却水散失到环境中。根据热力学第二定律,循环水作为冷端损失是不可避免的，其带走的热量占到低温余热总量的绝大部分。如果汽轮机低温余热能够充分回收用于供热，将大幅提高电厂的供热能力和能源利用效率。

目前,热泵与汽轮机高背压运行是应用较为广泛的循环水余热利用技术，本文借助某供热改造工程讨论2种技术的特点，并着重介绍热泵技术在供热工程改造中的应用。

1热泵回收循环水余热技术

近10多年来，国内关于土壤源热泵、地下水源热泵的研究和应用越来越多，在国外，如日本等国家还开展了利用海水作为热源的热泵区域供热研究[1]。

1.1热泵回收循环水余热的优点

吸收式热泵在回收循环水余热方面，相对于其他应用场合具有以下优点。

(1)循环水流量和温度相对稳定，水质优良。

(2)蕴含热量非常大。

(3)循环水位于地面上,不需要为管路和换热器安置打很深的竖井，系统相对简单，节省初投资。

(4)利用循环水中的余热，降低电厂向大气的热量排放。

1.2热泵机组结构与工作原理

溴化锂吸收式热泵由发生器、吸收器、冷凝器、蒸发器4个部分组成，以溴化锂溶液为吸收剂，水为制冷剂，蒸汽为驱动热源。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，通过回收转换高品位的热水，工作流程如图1所示。

图1　吸收式热泵回收循环水余热系统

下面分别就其4个组成部分的工作原理和流程做简单说明。

(1)蒸发器：蒸发器内一直保持真空状态，利用水在低压环境下低温沸腾、气化原理，将水变为水蒸气。

(2)吸收器：将水蒸气引入吸收器，喷淋溴化锂溶液，利用溴化锂吸水放出的大量热加热循环管路中的水。

(3)发生器：对溴化锂浓溶液吸收水蒸气后溶液变稀后再进行浓缩，重新得到具有强吸水性的溴化锂浓溶液。

(4)冷凝器：利用来自发生器的蒸汽加热浓缩溴化锂稀溶液变成浓溶液而蒸发出来的二次乏汽，对经过吸收器加热后的热水进行再次加热，进一步提高热水温度。

表2　300 MW机组供热改造方案比较

1.3供暖系统结合方式

设计思路:一部分循环水进入凝汽器完成正常的冷却循环；另一部分进入热泵蒸发器作为低位热源，汽轮机五段抽汽作为驱动热源。

一次网回水通过吸收式热泵从循环水提取的热量，温度由46.0 ℃提高到71.0 ℃，再引至前置凝汽器，利用抽汽加热到95.0 ℃；作为低位热源的循环水放热后返回凝汽器入口，其流程如图2所示。

图2　吸收式热泵回收循环水余热流程

2汽轮机高背压运行循环水供热

凝汽式机组改造为热电联产机组的方案主要有4种：改为背压式汽轮机组，利用排汽供热；开非调整抽汽口，利用抽汽供热；低真空运行，利用循环水供热；改为调整抽汽凝汽式汽轮机组，利用抽汽供热[2]。

其中，“低真空运行，利用循环水供热”技术比较成熟，应用也较早，且国内外均有采用，其主要思路是降低部分发电量来换取更多供热量，通过减少冷源损失来提高机组的热效率。

因为排汽参数提高不是很多，机组相当于变工况运行，结构也不做太多调整，只在排汽利用方面做部分改造。因此，可根据需要进行凝汽运行与低真空运行的切换，运行方式比较灵活。

在低真空运行时，存在末级与次末级叶轮鼓风损失，使得发电功率降低。另外，由于排汽温度升高，使后轴承温度升高、机组振动加大以及轴向推力增加等。

有关文献[3]表明，上述负面影响都在机组的安全运行范围内，可不做考虑。但排汽压力只能提高到50～60 kPa，对应的饱和温度为80.86～85.45 ℃[4]。

3实际案例

本文通过对华北地区某热力公司2台300 MW汽轮机组利用水源热泵回收循环水余热升级方案与汽轮机高背压运行的循环水供热方案对比分析，讨论热能梯级利用节能技术与资源综合利用的最佳途径。

3.1项目改造背景

该供热改造项目地处华北地区，当地年平均气温为7.2 ℃，冬季供暖期为182 d，室外采暖计算温度为-16.8 ℃，建筑热负荷指标为45 W/m2，热网循环水供回水温度为95.0 ℃/46.0 ℃，现有供热能力为1 666万m2。

3.2机组供热情况

电厂共有4台机组(2×200 MW超高压双抽凝汽式湿冷机组和2×300 MW直接空冷机组)，总装机容量1 000 MW。2012年采用热泵对2×300 MW机组循环冷却水余热回收改造，具体参数见表1。

表1　机组供热情况统计

注：循环水量、供热面积为实际值。

3.3改造方案的选择

根据对供热管网用户的分析，实际供热面积需求约为1 900万～2 000万m2。计划在原有2×300 MW机组余热回收供热基础上进一步升级改造，并提出3种供热改造方案，具体见表2。

由表2可以看出，方案1、方案2是利用新增设前置式凝汽器与吸收式热泵来提高供热能力；方案3是把原有2台机组带的热泵系统合并到1台，通过另一台机组高背压运行来保证供热。

3.43种方案的技术经济比较

(1)方案1：除新增热泵机组外，仅改动部分现有乏汽管道，不影响机组运行背压。

(2)方案2：增加热泵机组，并将2台汽轮机背压升高至20 kPa来提高排汽焓值，兼有热泵回收循环水余热和汽轮机高背压运行。

(3)方案3：将#4机组乏汽管道并至#3机组泵房，同时改造汽封系统；现场管道布置难度高，对汽轮机组的运行影响较大。

从投资角度来看，前置凝汽器乏汽利用量减少，相应需要增加热泵容量，投资会增加，因此，方案1投资最大，方案2次之，方案3最少。综合比较，从机组运行安全性和改造操作难度考虑，首选方案1。

3.5首选方案介绍

本方案中共有2台65 MW前置凝汽器和6台35 MW蒸汽驱动型吸收式热泵机组，与原热网设备互为备用，保证供热率大于70%。不同供热温度下，设备运转情况见表3。

表3　各供热期的供热设备运行情况

其中，设计供热工况下的供热流程最为复杂，其加热设备为前3种情况的总和，共计利用五段采暖蒸汽758 t/h与汽轮机乏汽457 t/h，现做简要介绍。

(1)新增2台65 MW前置凝汽器与4台原热泵机组前置凝汽器回收汽轮机乏汽余热共计131.6 t/h，使热网水温度由46.0 ℃升高到51.0 ℃。

(2)2台汽轮机的412 t/h五段采暖抽汽驱动新增6台35 MW热泵机组与原有4台70 MW的热泵机组，回收汽轮机排汽共计325.4 t/h乏汽余热，热网水温度由51.0 ℃升高到81.1 ℃。

(3)81.1 ℃的热网水再进入原机组热网首站加热器进行尖峰加热，由346 t/h的五段采暖蒸汽加热，使热网水达到95.0 ℃，完成向城区供热。

4改造效果分析

4.1技术指标

此项目改造后，2×300 MW机组的新增乏汽供热面积约267 万m2，年增加乏汽余热供热量约2.06 PJ。改造前、后供热数据对比见表4。

利用水源热泵回收电厂循环水余热供热,供热煤耗主要地取决于热泵的制冷性能系数(COP)值，工程采用水源热泵COP值达到1.67的较高数值,供热煤耗得到显著的降低，按照电厂供热标煤耗37.07 kg/GJ计算，相当于节约7.6万t标准煤，减少SO2排放量2 280 t，减少CO2排放量19.3万t，减少NOx排放量1 080 t，减少烟尘排放量180 t，减排灰渣