热泵技术在厂网一家热电厂的应用浅析

张成杰 李海军

【摘 要】热电厂的循环冷却水存在大量的低温热能，热泵具有将低温热能提升为高温热能的能力。本文提出利用热泵技术回收电厂循环水余热，为厂网一家热电厂带来节能、环保、效益三重效应，有广阔的发展前景。为拥有供热公司的热电厂提供了一种节能降耗、增大供热面积、提高经济效益的有效途经。

【关键词】热泵技术；热电厂；厂网一家；节能降耗；供热面积；经济效益

火力发电厂的冷端损失是电厂热力系统的最大损失，在冬季额定供热工况下，汽轮机排汽损失可占到燃料总发热量的39%左右，这部分热量通过循环水排入大气。造成巨大的能源浪费。随着目前热泵技术的逐步推广，在热电厂使用热泵技术回收循环水余热被越来越多的热电企业采用。采用热泵技术一方面可以回收汽轮机组的冷端损失，降低发电煤耗，达到节能降耗的目的。对于热电厂和供热公司为一家的发电企业来说，可以增大供热面积，带来显著的经济收益，应用前景十分广阔。

1.应用热泵技术的意义

某电厂设计为2×300MW热电联产机组，设计供热能力为860万㎡，年供热时间6个月。其下属的全资供热子公司负责经营区域内60%左右的供热用户。该供热公司目前实际接入供热面积约920万㎡，实际供热面积720万㎡，并以40万㎡的速度在逐年递增，按照当前的现状，未来三年时间，将达到并超过设计供热面积。随着国家节能环保政策的要求，今后几年内一部分供热小锅炉将被逐步淘汰。目前未接入该公司热网系统的供热面积超过700万㎡，供热市场前景广阔，而该电厂面临着供热能力不足的问题。

近几年，因煤炭价格大幅度上涨，导致火电企业全线亏损，为了降本增效，火电企业只能从内部挖掘潜力，不断降低发电煤耗。对于厂网一家热电企业来说，不断扩大供热面积、不断提高热电比，是一种短期内就能盈利的经营方式。热泵技术的成熟应用以及选择方案的不同，可以降低发电煤耗30g/kwh—70g/kwh左右，增大供热面积200万㎡—400万㎡，热泵技术应用后，给厂网一家热电企业带来两个板块的经营收入，带来大幅度盈利的机会。

2.厂网一家热电企业应用热泵技术效益分析

2.1 经济效益分析

采用热泵技术后，相比常规供热方式可大幅降低发电煤耗；增加供热能力、抢占供热市场；根据节能量可获得较大节能奖励；对于水冷机组减少了循环冷却水量，降低了蒸发量，节约用水成本。

2.2 社会及环保效益分析

采用热泵技术，因不新增化石燃料输入，因而无新增污染物排放；无大的运动部件，设备室内布置基本无噪声污染；在相应供热情况下大量减少二氧化碳、氮氧化物、硫氧化物等排放；减少冷却循环水消耗和对外污水排放；保障供热安全与稳定，提高人民生活质量和社会稳定。

3 某电厂热网运行情况分析

某热电厂供热面积比较广泛，但使用的还是常规的供暖方案，能源的利用效率不是很高，节能效果不明显。其工作的系统工艺见图1。其部分运行参数见表1。

由表1可以看出潜在的热量还是很大的，虽然冷却循环水的温降比较低，但是由于其流量非常大，导致其热能的排放量也相当可观。单台机组排放的冷凝热为128.4MW。

4.厂网一家热电厂热泵回收冷凝热方案设计

如热电厂与供热公司为两家所有，在热泵改造过程中，可能存在双方因立场不同而产生分歧，改造方案不能实现整体效益最大化。对热电企业来说，只能改造首站，因二次网无法改造，两台机组同时使用热泵技术或大温差技术可能无法使用，主要原因是二次网不实施改造，二次网回水温度太高，提取两台机组的循环水余热无法输送至二次网。

某电厂情况对热泵技术使用有得天独厚的条件，一方面供热面积马上达到设计值，另一方面供热公司归热电企业所有。可以对两台机组的首站和二次网同时技术改造，使用大温差技术。能够增大供热面积400万㎡左右。另外，在集中换热站附近，在未来几年将新建大型购物中心和高级商务酒店，可以使用电驱式热泵在夏天作为其空调使用，具体系统布置如图2所示。

在该设计工况下，第一台汽轮机运行背压7.8KP， 冷却循环水进出口温度34/25.5℃，第二台汽轮机运行背压10KP， 冷却循环水进出口温度42/33.5℃；一次管网回水温27.5℃， 进入第二台汽轮机凝汽器，温度提升至40℃，再进入溴化锂热泵机组温度提升至70℃；原系统中汽水换热器+新增板式水水换热器将一次管网热水加热到112℃提供给一次管网供热；

新增二级换热站采用溴化锂热泵机组+板式换热器串联形式，使一次网水从112℃降至20℃；二次网回水通过溴化锂热泵机组+板式换热器串联形式，使二次管网水温从40℃升至55℃。

集中换热站采用溴化锂热泵机组+板式换热器+电驱离心热泵机组，使一次网水从112℃降至15℃；二次网回水通采用电驱离心热泵机组+溴化锂热泵机组+板式换热器串联形式，使二次管网水温从40℃升至55℃。

电驱离心热泵机组按30万平米商业建筑设计，夏天可作为商业建筑空调的冷源，不但提高空调设备利用率，节省投资，夏天还可收取一定的空调费，带来新的利润增长点。

在该设计工况下，最大供热量874.8MW，其中吸收热泵制热量310MW，回收余热128.4 MW， 板式换热器回收余热128.4 MW，抽汽供热量618 MW，最大供热面积：1388万㎡，其中回收余热承担供热面积：407万㎡，设计最大抽汽量：2×430 t/h ，设计最小排汽量：2×203 t/h。

5.节能减排分析

5.1 节煤分析

回收余热增加供热量259万GJ，折合节煤量8.8万t/年；

5.2 发电煤耗分析

每年回收循环水余热增加供热量259万GJ，电厂额定供热工况发电量为229931KW，假设汽轮机在六个月采暖期始终处于满发状态，由于回收余热量造成汽轮机的热耗降低，计算过程如下：

回收余热量÷发电量=259×1010KJ÷（2×229931KW×4368h）=1289KJ/KWh

标煤热值按29307.6KJ/Kg，上述热耗降低计算发电煤耗减少44g/KWh。按背压升高1KPa，煤耗增加2.2 g/KWh，共计煤耗增加13.2 g/KWh，因运行时间差异（背压提高时间只有1个月时间），折合煤耗增加4.5 g/KWh，降低计算发电煤耗减少39.5g/KWh。

5.3 环境减排分析

1吨标准煤燃烧排放定额为：CO2∶2.5t、SO2∶20kg、NOx：0.0156、烟尘：15kg、灰渣：260kg。

本项目实施后每年可节约标准煤8.8万t，则每年可减少CO2排放22万吨，减少SO2排放1760吨，减少NOx排放1373吨，减少烟尘排放1155吨，减少灰渣2.3万吨。

5.4 经济效益分析

按照1吨标煤300元计算，每平米供热费用按照21元计算，则每年毛收入为88000*300+21*4070000=26400000+85470000=1.187亿元，经济效益显著。

6.结论

对热电厂循环水余热实施回收，能够带来显著的经济和环保效益。尤其对于厂网一家热电企业，不仅达到了节能降耗的目的，而且通过增加供热面积，带来可观的供热费收入。热泵技术在北方地区厂网一家的热电企业有巨大的应用前景。

参考文献

[1]蓝玉.利用电厂余热的水源热泵空调系统的研究[D].大连理工大学，2005.

[2]崔民选.中国能源发展报告[M].北京，社会科学文献出版社，2006.

[3]国务院发展研究中心.中国能源战略和改革背景报告[M]。北京，2003.