我国热电联产中循环水余热利用的发展应用

我国热电联产中循环水余热利用的发展应用

　　王凡 李龙 朱愿福 徐大华

　　中节能(常州)城市节能研究院(213000)

　　摘要：本文主要介绍热泵与热电联产相结合的循环水余热利用技术及其发展，重点比较了几种余热利用技术形式的特点，并结合工程实例，从技术和经济两个角度指出余热利用技术在理论和实际中的应用。

　　关键词：热电联产、余热利用、热泵、应用发展

　　0引言

　　近年来，随着能源供求关系的紧张以及传统化石能源燃烧对生态环境造成破坏的加剧，热电联产因其良好的节能环保效益而逐渐受到各国的亲睐，展现出良好的发展势头[1]。随着技术的发展，其利用形式也从常规的抽汽供热，向低真空、NCB[2]以及循环水余热利用等技术形式发展。

　　这其中，又以循环水余热利用技术最有发展价值，因而得到了广泛应用。这主要是因为电厂中，排放的循环冷却水所带走的热量巨大，可占到系统总输入能耗的50%以上，约为发电能耗热量的1.5倍;此外，巨大的热量散失伴随着水蒸气的飘散，因而冷却塔往往是冬季雾霾形成的一个源头。通过循环水余热的回收利用，不仅可提高系统供热能力30%以上，显著提高电厂的热效率，此外可以降低冷却塔对环境造成的负面效应，由此带来丰厚的经济效益和社会效益[3]， 是一种值得推广的新技术。

　　1 各种供热方式技术对比分析

　　表1 各种供热方式技术对比分析

　　供热方式实现方法主要设备优点缺点

　　常规抽凝供热将中低压缸排气供热流送入热网首站，加热一次热网回水。高中压缸、低压缸、热网加热器、热网循环泵、热力站、冷却塔技术成熟，应用广泛。抽气量多影响发电效率;凝汽器中冷却蒸汽有大量热损失，减弱供暖能力。

　　汽轮机低真空供热传统低真空运行供热提高冷凝式汽轮机背压;凝汽器变为热网加热器;采用抽汽尖峰加热。汽轮机、凝汽器、循环水冷却系统、循环水泵、补水泵、凝结水泵、尖峰加热器。系统简单;降低冷源损失。以热定电;高背压影响机组发电效率;排汽工况变化可能会影响机组安全性;维护量大，寿命短。

　　低真空运行低温供热保持低真空运行机组排汽压力不超过设计值，以40℃左右循环水直接供给辐射采暖的热用户，既可以热负荷独立调节也可以以热定电。汽轮机、凝汽器、循环水冷却系统、循环水泵、补水泵、凝结水泵、尖峰加热器。系统简单;降低冷源损失;机组运行安全，效率不受负荷影响。供热温度低， 不适于传统的散热末端;可利用的温差有限，一般不超过10℃，供热半径受影响。

　　热泵回收余热压缩式热泵回收余热以电或功作为驱动力， 在电厂侧或用户侧，吸收循环水余热进行供热。汽轮机、凝汽器、冷却塔、电动压缩式热泵、热力站可以达到一定的节能效果。耗电量大;管道投资巨大，输送泵能耗高;供热半径小(3-5km)。

　　吸收式热泵回收余热在电厂利用吸收式热泵将热网水一次加热至90℃，此后用抽汽二次加热至120℃;0.5MPa饱和蒸汽驱动热泵。汽轮机、凝汽器、冷却塔、电动压缩式热泵、汽—水换热器利用吸收式热泵回收余热，耗电低。热泵容量大，占地多;抽汽量大，对发电有影响。

　　基于Co-ah循环的热电联产利用吸收式热泵换热机组，通过对一、二次网进行换热，大幅实现降低热网回水温度。汽轮机低压缸、凝汽器、吸收式热泵、余热调峰设备、循环水泵、汽—水换热器大幅提高热网的供热能力，降低管网投资，提高电厂热效率。投资大，需要与城市热网相关部门协调，实施难度较大。

　　热电厂余热利用发展的初期，常规抽凝机组供热的形式因其技术成熟而得到了广泛应用，但是其系统热损失较大，同时大量的抽气会导致系统发电的效率降低;汽轮机低真空供热及NCB技术则受到机组及用户侧负荷的影响，受限制较大;基于Co-ah循环的热电联产应用相对较少，这主要是因为其初投资较大，系统较为复杂。近年来，为了与热电厂相关联，更有效地利用电厂循环水余热，热泵与热电联产相结合的技术形式应运而生。吸收式热泵机组COP一般在 1. 65 ~ 1. 85左右，压缩式热泵机组COP一般在4左右，可见热泵在热电厂供暖中具有较大的节能优势[4]。

　　2 热泵在热电联产中的应用

　　在国家大力推进节能减排、使用绿色能源的背景下，热泵在余热利用方面越来越受到关注。从该技术起步以来，我国已经先后建成世界首套大型6×30MW吸收式热泵电厂余热回收系统、世界单机制热量最大的华能呼和浩特科林项目、世界总制热量最大的红阳热电厂吸收式热泵项目等。以国阳新能的吸收式热泵电厂余热回收项目为例：该系统配备6台单机制冷量30MW的吸收式热泵机组，总供热能力达到了180MW。该系统可实现年回收余热93.2GJ，新增供暖面积144万平方米;年节水量44.9万吨，全年节约标煤4.93万吨，直接经济效益可达3456万元。

　　以下对5个不同时期的热电联产中循环水余热利用项目进行技术、经济上的对比分析。

　　2.1热电厂与热泵联合应用技术指标

　　表2 热电厂与热泵联合应用的技术指标汇总

　　技术指标单位A电厂B电厂C电厂D电厂E电厂

　　水平年 20072007201020122013

　　新增热泵设备类型 压缩式热泵压缩式热泵吸收式热泵吸收式热泵吸收式热泵

　　数量台617466

　　单台容量MW3012.5305048.9

　　总容量MW180200120300293

　　加热温度段℃60/8060/8560/9050/9055/75

　　实际COP 3.513.471.711.671.70

　　供热情况供热天数天151125150151170

　　一次供回水温度℃120/6085/60110/60120/50110/55

　　驱动蒸汽压力MPa(a) 0.70.360.28

　　流量t/h 133.2249.6264

　　循环水进出口温度℃40/35 35/30 38/30.5

　　余热利用量MW128.7142.3850120120.75

　　目前我国电厂中应用的热泵形式主要有两种，一种是电驱动压缩式热泵，一种是蒸汽驱动吸收式热泵。吸收式热泵的应用相对较多，这主要是因为压缩式热泵的实际运行COP在4.0左右，吸收式热泵的实际运行COP在1.7左右。以某亚临界参数锅炉为例，从能量转换的角度考虑，若吸收式热泵COP为1.7时，压缩式热泵的COP需要达到5.1时，两者的经济性才相等[5]。所以在热泵与热电厂联合应用时，吸收式热泵的经济性较好。

　　随着技术的发展，我国吸收式热泵的单台容量最高已达50MW，设备设计驱动蒸汽压力为0.2~0.8Mpa，最大可提升60℃，最高出水温度在95℃左右。在实际工程设计中，设计驱动蒸汽压力一般在0.28~0.7Mpa之间;采暖水进口温度一般在50~60℃，通过热泵提升20~40℃，达到75~90℃。热泵提升温度越高，COP值越低，因而实际运行时 20~40℃的温升较为理想。

　　2.2热电厂与热泵联合应用的经济指标

　　表3 热电厂与热泵联合应用的单位MW余热利用经济指标

　　经济指标单位A电厂B电厂C电厂D电厂E电厂

　　水平年20072007201020122013

　　设备类型 压缩式热泵压缩式热泵吸收式热泵吸收式热泵吸收式热泵

　　单位余热利用经济性指标投资万元/MW230.30200.34151.8892.21105.18

　　设备费用万元/MW131.31122.5581.8667.5865.38

　　建筑安装费用万元/MW70.7150.6738.6011.7315.56

　　小时节水量t/MWh0.941.331.581.290.86

　　小时能源成本元/MWh53.7277.787.438.419.29

　　小时其他成本元/MWh48.7860.9430.4629.0223.10

　　表3以单位MW循环水余热利用量为基准，对运行成本、投资等进行评价。

　　一般来说压缩式热泵较吸收式热泵设备投资小，A、B两个压缩式热泵电厂单位设备费用显著高于C、D、E三个吸收式热泵电厂，此外C、D、E三个吸收式热泵电厂单位设备费用也逐渐降低，这主要是因为技术的发展，主要设备价格在逐渐降低，未来热泵在热电联产中应用的经济性会越来越好。

　　C、D、E电厂热泵机组根据不同的建设规模，项目单位投资在105~152万元/MW之间，单位设备费用在65~82万元/MW之间，小时节水量在0.86~1.58t/MWh之间;此外，吸收式热泵的能源成本显著低于压缩式热泵。

　　结论

　　与传统热电联产方式相比，采用吸收式热泵结合的技术，可大幅增加供热效率，提高冬季供热能力。，全面实施重点节能工程、区域热电联产及余热余压利用的方针，是一种值得大力推广的节能供热新技术。

　　参考文献

　　[1]International Energy Outlook 2011[M].Sept.2011,Energy Information Admin is tration ,Office of Inte-grated Analysis and Forecasting,US Department of Energy.

　　[2]何坚忍,徐大懋.节能增效的NCB新型专用供热机 [J].热电技术,2009,03:1-4.

　　[3]李岩,付林,张世钢等.电厂循环水余热利用技术综述[J].建筑科学,2010,26(10):10-14.

　　[4]赵虎.利用吸收式热泵回收电厂循环水余热的方案研究[D]. 华北电力大学. 2013年.

　　[5]郭江龙,常澎平,冯爱华等.压缩式和吸收式热泵回收电厂循环水冷凝热经济性分析[J].汽轮机技术,2012,54(5):379-380.

　　来源：《第四届热电联产节能降耗新技术研讨会论文集》

---