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[摘要]吸收式热泵式热电厂循环水余热回收技术的节能减排经济效益和社会效益非常巨大。但是，该技术还没有得到全面推广，大多数热电厂没有掌握技术要素，担心循环水余热回收系统故障导致机组循环水中断而造成停机的安全风险，以及投资风险性。笔者从事几个热电厂循环水余热回收项目的技术研究，并成功投入运营，取得巨大的经济和社会效益。本文对吸收热泵式热电厂循环水余热回收技术成功案例进行论述。
[关键词]节能减排 循环水 余热回收
中图分类号：TK115TU832.11 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）13-0218-03
引言
随着社会经济日益发展，能源紧缺和环境污染两大影响人类生存问题日益严重，国家对资源节约、环境保护、能源综合利用等方面出台若干强制措施。“节能减排”工作已被提高到前所未有的战略高度。火电厂低温循环水的热量约占电厂耗能总量的30%以上，回收利用这部分能量，在不增加燃煤量的情况下，可以增加热电厂供热的热源，节能潜力巨大。应用吸收热泵式循环水余热回收技术具有广阔的推广价值。笔者曾经主持设计多个热电厂循环水余热回收技术建设工程，也遇到各种各样问题，但都成功地加以解决了，使循环水余热回收工程项目成功投入运营，取得显著节能减排效果。现将某2X300MW机组电厂2012年2月已经投入运营的吸收热泵式循环水余热回收技术分享给读者。
1、问题的提出
某热电厂装机容量为2×300MW，热电厂的热网设计供热面积为1400万米2。2010年两台机用于热网总供热抽汽量为761t/h左右。由于冬季电厂内辅助设施自用汽量也较大，实际两台2×300MW机组的供热汽源已经超过额定抽汽量，供需矛盾突出，更不能满足未来增加供热面积的供暖需求。
而热电厂循环冷却水带走的余热量很大，主要是汽轮机排汽在凝汽器中释放的汽化潜热。根据热电厂2010年冬季运行数据显示，电厂一台机组采用一台循环水泵低速运行，循环水流量大约14000 t/h。按照严寒供热高峰期间额定供热抽汽量410t/h计算，大约有127MW余热量被排入到循环冷却水中。
一边是供热热源十分紧缺，一边是将汽轮机的排汽热量通过循环冷却水排放到大气中，不但浪费了能源，还造成了“温室效应”。针对上述问题，我们探索了吸收热泵式电厂循环水余热回收技术的研究。
2、吸收热泵式循环水余热回收技术探讨
2.1 蒸汽型吸收型热泵应用原理
蒸汽型吸收型热泵，简称：热泵，其功能是以蒸汽为驱动热源，驱动机内溴化锂溶液循环来完成吸热和放热过程，把低温热源的热量提取到中温热源中去，达到回收低温热源的用途。
2.2 外部条件分析
2.2.1 热泵驱动蒸汽参数分析
根据电厂汽轮机运行规程、热力平衡图和2010年冬季热网供热抽汽运行数据等技术文件资料分析，两台机组额定供热抽汽量达820t/h时，抽汽压力为0.3MPa，抽汽温度246℃，上述蒸汽参数可以满足吸收型热泵驱动蒸汽需要。
2.2.2 循环冷却水余热量分析
循环冷却水带走的余热量主要是汽轮机排汽在凝汽器中释放的汽化潜热。根据热电厂2010年运行数据，冬季严寒期，电厂一台机组采用一台循环水泵低速运行，循环水流量大约14000 t/h，凝汽器循环水进/出口温度为26/34℃，有大约127MW汽轮机排汽余热量被排入到循环冷却水中，为热泵提供了足够的低温热源。
2.2.3 热网运行状况调查与供热市场分析
电厂热网设计供热面积为1400万米2 ，设计热网额定供水量为11000 t/h，设计供水温度130℃，设计回水温度70℃。电厂供热汽源为汽轮机5段抽汽，供汽压力0.145～0.5MPa可调整，额定抽汽量410 t/h。
2010年冬季实际供暖面积已达近1100万米2 ，最大供水量为8370t/h，供水温度一般在100～116℃，回水温度一般在48～63℃范围内变化，供水压力≤1.3MPa，回水压力为0.25MPa。2010年两台机用于热网最大总供热抽汽量为701t/h左右。由于冬季电厂内辅助设施自用采暖汽量也较大，两台2×300MW机组的供热汽源压力已经降到0.1MPa，实际已经超过额定抽汽量，证明不能满足未来增加供热面积的供暖需求。回收的循环水余热以满足当前及未来供热需求是十分迫切的。
2.2.4 电源供电及接线条件分析
基于吸收型热泵循环水余热回收系统工程用电负荷一般不大于1300kW。
热电厂#1、#2号高压厂用工作变压器容量均为40MVA，最大运行负载32MVA，富余8MVA，完全可以满足1500KW负荷要求。
6KVIA段有备用间隔2个，6KV IB段有备用间隔1个。6KV IIA段有备用间隔1个，6KV IIB段有备用间隔1个，共有5个备用间隔，工程计划用4个。每个间隔可承载800KW负荷。可以看出回路数及每路容量都可满足要求，
2.2.5 热泵房选址
由于热泵房占地面积大约需要26.5×32.1米，同时还要考虑机组大口径循环水管道引接条件、驱动蒸汽管道引接管条件、热网水管道引接条件等综合因素。经过对现场勘查，热泵房选址选择#1机热网加热器厂房外西侧场地，该区域距离抽汽管道和循环水管道很近，热网水管道接入热泵也比较方便，在对热网水管道及支架采取一定的改造和加固措施后，可满足本项目设备安装要求。热泵布置还要考虑留出热泵检修抽取换热管束空间，可拆开热泵房两侧墙，抽取热泵换热管束。
3、现场设备技术改造方案
3.1 热泵蒸汽和疏水管道连接方案
确定在#1机热网加热器进汽电动阀前蒸汽母管上接出一条管道，经过减温器A减温后，引入到热泵作为驱动蒸汽，做完功后的驱动蒸汽凝结成疏水，排至新设计的疏水泵B，通过管道打回原有热网加热器的疏水箱C。由热网加热器疏水泵D升压打入到汽机除氧器中。蒸汽管道连接见示意图 2。 由于蒸汽凝结放热系数远远大于过热蒸汽对流换热系数的特性，热泵驱动蒸汽要引入饱和蒸汽，得到最大的蒸汽放热量，以减少驱动蒸汽量。而汽轮机五段抽汽过热度达112℃，所以需要在驱动蒸汽的管道上加装减温器A，减温水取自汽轮机组的凝结水系统。
为防止热网水中断，造成溴化锂结晶事故，还应设计联锁程序，自动关闭热泵驱动蒸汽进汽阀，热泵系统自动退出运行。
3.2 热泵热网水管道连接方案
在热网回水母管管道上加装截断阀E，在截断阀前接一条管道将热网回水引入到热泵内，热网水在热泵内吸收热量后，再返回到回水母管截断阀E后，进入原有热网循环水泵F入口，通过原有热网循环水泵F分别打入两台机组原有的热网加热器中再继续加热升温。热泵热网水管道连接见示意图2。
3.3 循环水管道至热泵连接方案及运行流程。
循环水管道至热泵连接方案详见示意图3。在#1机凝汽器和冷却水塔之间循环水管道上安装截断阀4，在截止阀4前接出管道至两台升压泵（50%容量）入口，升压泵出口管道连接到热泵循环水母管上，热泵循环水出口母管通过阀门1 与#1机入口循环水管道相连接。同时，该母管通过调节阀2与#2机凝汽器出口循环水管道相连，实现两塔合一运行方式。此外，热泵循环水出口母管还通过调节阀3与截止阀4后的管道相连，在#2机冷却塔散热降温能力超限时，可切换到分塔独立运行方式。这样，整个循环水系统既可两塔合一，也可分塔独立运行，增加了灵活性和可靠性。
在#2机冷却塔散热降温能力超限时，开启调节阀3及阀门11、12，关闭截止阀4和调节阀2，将上述进入#2机冷却水塔的循环水切换到#1机冷却水塔，实现分塔独立运行方式。
3.4 机组和热泵循环水安全保护措施。
在两塔合一运行方式下，当出现两台升压泵同时跳闸事故时，自动联锁开启冷却水塔阀门11、12、13，热泵系统退出运行。
在分塔独立运行方式下，当出现两台升压泵同时跳闸事故时，自动联锁开启截止阀4和阀门11、12、13，热泵系统退出运行。
4、主要设备选型
4.1 蒸汽吸收式热泵选型
经过计算，如果不进行循环水余热回收技术改造，将11000t/h热网水从55℃加热到73.5℃，需要消耗采暖抽汽358.8t/h。采用循环水余热回收技术改造后，只需要消耗采暖抽汽190.4t/h，节约了149.4t/h，这149.4t/h的五段采暖抽汽的热量由回收的循环水余热所代替， 等于回收了98.5MW的热量。进入热泵的循环水温度由34℃降到27.95℃，循环水中的热量被热泵吸收走了。
4.2 循环水升压泵选型
根据电厂冬季一台循环水泵运行的14000t/h循环水流量，选择两台50%流量、扬程15米、配套电机功率450kW的循环水升压泵，将循环水打入到热泵内进行余热回收。增压泵的扬程选择必须满足E点处热泵出口循环水扬程必须高于原循环水管道0.6米左右，以保证升压泵在凝汽器和热泵之间形成循环流动。
5、热力平衡情况分析
6、节能减排效益分析
回收余热为98.5MW，按照供暖指标50W/平米，可增加供热面积197万平方米。以供暖期2880小时计算，年回收余热102万GJ。按照热价24.6元/GJ，全年收入为2509.2万元。
由于上塔循环水量减少，可节约循环水补水量。按照冷却塔蒸发、风吹损失和浓缩排污损失典型公式计算，年节水62.1万吨。水价按照1.7元/吨计算，年节水收益105.6万元。
作者简介
[1] 李文，男，1963年，工程师；2安洋，男，1963年，工程师.
[3] 李勇，男，1974年，助理工程师；4刘巍，男，1976年，助理工程师.
[关键词]节能减排 循环水 余热回收
中图分类号：TK115TU832.11 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）13-0218-03
引言
随着社会经济日益发展，能源紧缺和环境污染两大影响人类生存问题日益严重，国家对资源节约、环境保护、能源综合利用等方面出台若干强制措施。“节能减排”工作已被提高到前所未有的战略高度。火电厂低温循环水的热量约占电厂耗能总量的30%以上，回收利用这部分能量，在不增加燃煤量的情况下，可以增加热电厂供热的热源，节能潜力巨大。应用吸收热泵式循环水余热回收技术具有广阔的推广价值。笔者曾经主持设计多个热电厂循环水余热回收技术建设工程，也遇到各种各样问题，但都成功地加以解决了，使循环水余热回收工程项目成功投入运营，取得显著节能减排效果。现将某2X300MW机组电厂2012年2月已经投入运营的吸收热泵式循环水余热回收技术分享给读者。
1、问题的提出
某热电厂装机容量为2×300MW，热电厂的热网设计供热面积为1400万米2。2010年两台机用于热网总供热抽汽量为761t/h左右。由于冬季电厂内辅助设施自用汽量也较大，实际两台2×300MW机组的供热汽源已经超过额定抽汽量，供需矛盾突出，更不能满足未来增加供热面积的供暖需求。
而热电厂循环冷却水带走的余热量很大，主要是汽轮机排汽在凝汽器中释放的汽化潜热。根据热电厂2010年冬季运行数据显示，电厂一台机组采用一台循环水泵低速运行，循环水流量大约14000 t/h。按照严寒供热高峰期间额定供热抽汽量410t/h计算，大约有127MW余热量被排入到循环冷却水中。
一边是供热热源十分紧缺，一边是将汽轮机的排汽热量通过循环冷却水排放到大气中，不但浪费了能源，还造成了“温室效应”。针对上述问题，我们探索了吸收热泵式电厂循环水余热回收技术的研究。
2、吸收热泵式循环水余热回收技术探讨
2.1 蒸汽型吸收型热泵应用原理
蒸汽型吸收型热泵，简称：热泵，其功能是以蒸汽为驱动热源，驱动机内溴化锂溶液循环来完成吸热和放热过程，把低温热源的热量提取到中温热源中去，达到回收低温热源的用途。
2.2 外部条件分析
2.2.1 热泵驱动蒸汽参数分析
根据电厂汽轮机运行规程、热力平衡图和2010年冬季热网供热抽汽运行数据等技术文件资料分析，两台机组额定供热抽汽量达820t/h时，抽汽压力为0.3MPa，抽汽温度246℃，上述蒸汽参数可以满足吸收型热泵驱动蒸汽需要。
2.2.2 循环冷却水余热量分析
循环冷却水带走的余热量主要是汽轮机排汽在凝汽器中释放的汽化潜热。根据热电厂2010年运行数据，冬季严寒期，电厂一台机组采用一台循环水泵低速运行，循环水流量大约14000 t/h，凝汽器循环水进/出口温度为26/34℃，有大约127MW汽轮机排汽余热量被排入到循环冷却水中，为热泵提供了足够的低温热源。
2.2.3 热网运行状况调查与供热市场分析
电厂热网设计供热面积为1400万米2 ，设计热网额定供水量为11000 t/h，设计供水温度130℃，设计回水温度70℃。电厂供热汽源为汽轮机5段抽汽，供汽压力0.145～0.5MPa可调整，额定抽汽量410 t/h。
2010年冬季实际供暖面积已达近1100万米2 ，最大供水量为8370t/h，供水温度一般在100～116℃，回水温度一般在48～63℃范围内变化，供水压力≤1.3MPa，回水压力为0.25MPa。2010年两台机用于热网最大总供热抽汽量为701t/h左右。由于冬季电厂内辅助设施自用采暖汽量也较大，两台2×300MW机组的供热汽源压力已经降到0.1MPa，实际已经超过额定抽汽量，证明不能满足未来增加供热面积的供暖需求。回收的循环水余热以满足当前及未来供热需求是十分迫切的。
2.2.4 电源供电及接线条件分析
基于吸收型热泵循环水余热回收系统工程用电负荷一般不大于1300kW。
热电厂#1、#2号高压厂用工作变压器容量均为40MVA，最大运行负载32MVA，富余8MVA，完全可以满足1500KW负荷要求。
6KVIA段有备用间隔2个，6KV IB段有备用间隔1个。6KV IIA段有备用间隔1个，6KV IIB段有备用间隔1个，共有5个备用间隔，工程计划用4个。每个间隔可承载800KW负荷。可以看出回路数及每路容量都可满足要求，
2.2.5 热泵房选址
由于热泵房占地面积大约需要26.5×32.1米，同时还要考虑机组大口径循环水管道引接条件、驱动蒸汽管道引接管条件、热网水管道引接条件等综合因素。经过对现场勘查，热泵房选址选择#1机热网加热器厂房外西侧场地，该区域距离抽汽管道和循环水管道很近，热网水管道接入热泵也比较方便，在对热网水管道及支架采取一定的改造和加固措施后，可满足本项目设备安装要求。热泵布置还要考虑留出热泵检修抽取换热管束空间，可拆开热泵房两侧墙，抽取热泵换热管束。
3、现场设备技术改造方案
3.1 热泵蒸汽和疏水管道连接方案
确定在#1机热网加热器进汽电动阀前蒸汽母管上接出一条管道，经过减温器A减温后，引入到热泵作为驱动蒸汽，做完功后的驱动蒸汽凝结成疏水，排至新设计的疏水泵B，通过管道打回原有热网加热器的疏水箱C。由热网加热器疏水泵D升压打入到汽机除氧器中。蒸汽管道连接见示意图 2。 由于蒸汽凝结放热系数远远大于过热蒸汽对流换热系数的特性，热泵驱动蒸汽要引入饱和蒸汽，得到最大的蒸汽放热量，以减少驱动蒸汽量。而汽轮机五段抽汽过热度达112℃，所以需要在驱动蒸汽的管道上加装减温器A，减温水取自汽轮机组的凝结水系统。
为防止热网水中断，造成溴化锂结晶事故，还应设计联锁程序，自动关闭热泵驱动蒸汽进汽阀，热泵系统自动退出运行。
3.2 热泵热网水管道连接方案
在热网回水母管管道上加装截断阀E，在截断阀前接一条管道将热网回水引入到热泵内，热网水在热泵内吸收热量后，再返回到回水母管截断阀E后，进入原有热网循环水泵F入口，通过原有热网循环水泵F分别打入两台机组原有的热网加热器中再继续加热升温。热泵热网水管道连接见示意图2。
3.3 循环水管道至热泵连接方案及运行流程。
循环水管道至热泵连接方案详见示意图3。在#1机凝汽器和冷却水塔之间循环水管道上安装截断阀4，在截止阀4前接出管道至两台升压泵（50%容量）入口，升压泵出口管道连接到热泵循环水母管上，热泵循环水出口母管通过阀门1 与#1机入口循环水管道相连接。同时，该母管通过调节阀2与#2机凝汽器出口循环水管道相连，实现两塔合一运行方式。此外，热泵循环水出口母管还通过调节阀3与截止阀4后的管道相连，在#2机冷却塔散热降温能力超限时，可切换到分塔独立运行方式。这样，整个循环水系统既可两塔合一，也可分塔独立运行，增加了灵活性和可靠性。
在#2机冷却塔散热降温能力超限时，开启调节阀3及阀门11、12，关闭截止阀4和调节阀2，将上述进入#2机冷却水塔的循环水切换到#1机冷却水塔，实现分塔独立运行方式。
3.4 机组和热泵循环水安全保护措施。
在两塔合一运行方式下，当出现两台升压泵同时跳闸事故时，自动联锁开启冷却水塔阀门11、12、13，热泵系统退出运行。
在分塔独立运行方式下，当出现两台升压泵同时跳闸事故时，自动联锁开启截止阀4和阀门11、12、13，热泵系统退出运行。
4、主要设备选型
4.1 蒸汽吸收式热泵选型
经过计算，如果不进行循环水余热回收技术改造，将11000t/h热网水从55℃加热到73.5℃，需要消耗采暖抽汽358.8t/h。采用循环水余热回收技术改造后，只需要消耗采暖抽汽190.4t/h，节约了149.4t/h，这149.4t/h的五段采暖抽汽的热量由回收的循环水余热所代替， 等于回收了98.5MW的热量。进入热泵的循环水温度由34℃降到27.95℃，循环水中的热量被热泵吸收走了。
4.2 循环水升压泵选型
根据电厂冬季一台循环水泵运行的14000t/h循环水流量，选择两台50%流量、扬程15米、配套电机功率450kW的循环水升压泵，将循环水打入到热泵内进行余热回收。增压泵的扬程选择必须满足E点处热泵出口循环水扬程必须高于原循环水管道0.6米左右，以保证升压泵在凝汽器和热泵之间形成循环流动。
5、热力平衡情况分析
6、节能减排效益分析
回收余热为98.5MW，按照供暖指标50W/平米，可增加供热面积197万平方米。以供暖期2880小时计算，年回收余热102万GJ。按照热价24.6元/GJ，全年收入为2509.2万元。
由于上塔循环水量减少，可节约循环水补水量。按照冷却塔蒸发、风吹损失和浓缩排污损失典型公式计算，年节水62.1万吨。水价按照1.7元/吨计算，年节水收益105.6万元。
作者简介
[1] 李文，男，1963年，工程师；2安洋，男，1963年，工程师.
[3] 李勇，男，1974年，助理工程师；4刘巍，男，1976年，助理工程师.