2×660MW機組輔機循環水余熱回收利用集中供熱

孫曉平

摘 要：國電電力大同發電有限公司2×660MW機組在2010年由純凝機組改為熱電聯產機組，向大同市集中供熱。供熱期間兩臺機組每天需要消耗大量的高品質蒸汽，而輔機循環水卻有大量的低品位熱量對空排放，造成機組供熱后熱效率降低。該文詳細介紹了利用熱泵技術回收輔機循環水余熱，減少高品位蒸汽的耗量，提高機組的熱效率以及產生的社會和經濟效益。

關鍵詞：余熱回收 熱泵 集中供熱 節能

中圖分類號：TM62 文獻標識碼：A 文章編號：1674-098X（2014）03（c）-0038-04

電廠循環水冷卻余熱屬于低位品位熱源，直接向環境釋放造成巨大的能源浪費，對其排放環境也會造成負面影響。電廠循環水冷卻余熱排空，是我國乃至世界普遍存在的問題，是浪費也是無奈。隨著熱泵技術的日趨成熟和快速發展，特別是大型熱泵在電廠投入運行，使得電廠循環水冷卻余熱回收成為能，且能效系數（COP）可保持較高水平，無疑為推廣余熱熱能回收利用提供了可靠的技術保證。

本項目在原有2×660 MW機組傳統供熱系統的基礎上，增加熱泵機組，有效的回收利用輔機循環水的余熱，在達到相同供熱能力的情況下，節約燃煤量，提高機組熱效率，減少二氧化碳排放，降低供熱能耗，提高電廠能源綜合利用水平，減少高品質蒸汽的消耗。

1 技術方案

1.1 吸收式熱泵工作原理

吸收式熱泵（這里特指第一類BrLi機組）工作原理如圖1所示。吸收式熱泵的工質進行了兩個循環——制冷劑循環和溶液循環。制冷劑循環是由發生器出來的制冷劑高壓汽在冷凝器中被冷凝放熱而形成高壓飽和液體，再經膨脹閥節流到蒸發壓力進入蒸發器中，在蒸發器中吸熱汽化變成低壓制冷劑的蒸汽；溶液循環是從發生器來的濃溶液在吸收器中噴淋吸收來自蒸發器的冷劑蒸汽，這一吸收過程為放熱過程，為使吸收過程能夠持續有效進行，需要不斷從吸收器中取走熱量，吸收器中的稀溶液再用溶液泵加壓送入發生器，在發生器中，利用外熱源對溶液加熱，使之沸騰，產生的制冷劑蒸汽進入冷凝器冷凝，溶液返回吸收器再次用來吸收低壓制冷劑，從而實現了低壓制冷劑蒸汽轉變為高壓蒸汽的壓縮升壓過程。

吸收式熱泵參數特性

熱泵的供熱溫度取決于用熱對象和供熱方式，供熱溫度越高，制相同熱量需要消耗的高位能越多，即熱泵的性能系數COP越低，因此在滿足用熱需求的前提下，應盡量降低供熱溫度。

低位熱源的溫度和性質也是決定熱泵性能的一個重要因素，一般來說，低位熱源的溫度越高、傳熱性能越好、比熱容越大，熱泵的性能就越好，制相同熱量需要消耗的高位能越少，成本越低。

對于第一類吸收式熱泵而言，驅動蒸汽壓力也是決定熱泵性能的一個重要因素。在一定范圍對于第一類吸收式熱泵而言，驅動蒸汽壓力也是決定熱泵性能的一個重要因素。在一定范圍內，驅動蒸汽壓力越高，制熱能力也越強，供熱溫度也越高，對低位熱源的溫度要求也越低。

在偏離設計值一定范圍內，熱水溫度提高1 ℃，熱泵制熱能力下降3%左右；低溫熱源溫度降低1 ℃，熱泵制熱能力下降2.1%左右；蒸汽壓力下降0.1 MPa熱泵制熱能力下降8%左右。

2 本項目技術方案

采用9、10號機組采暖抽汽，選擇10臺XRI8-35/27-3489（60/90）型第一類溴化鋰吸收式熱泵機組最大限度回收利用9、10 號機組的輔機循環水余熱，進、出熱泵的循環水溫度分別為35 ℃、27 ℃，熱泵將三期60 ℃的熱網回水加熱到90 ℃，再利用9、10號機組熱網首站中的汽水換熱器將熱水溫度提高到110 ℃對外供熱。熱泵與三期正在建設的供熱首站、管網配套滿足三期1000萬m2供熱面積，非供熱高峰期熱泵獨立運行熱網首站中的汽水換熱器可不投入運行，供熱高峰期熱泵與熱網首站中的汽水換熱器投入運行。

2.1 本方案系統流程

本工程的主體建筑熱泵站布置在9、10號機組主廠房擴建端空冷塔至圍墻范圍的空置場地內，與新增供熱首站相鄰，熱泵站建筑占地87.5 m×34.0 m。熱網供回水管道通過架空管架的方式連接9、10號機組供熱首站與熱泵站；供回水管道與市政管網通過直埋連接；蒸汽管道、凝結水管道通過架空管架的方式連接9、10號機組汽機房與熱泵站；熱泵站與9、10號機組機力通風塔之間的余熱循環水管道通過直埋連接。

熱泵站布置在9、10號機組主廠房擴建端空冷塔至圍墻范圍的空置場地內，場地大小約為100 m×75 m。熱泵站建筑平面尺寸87.5 m×34.0 m。

溴化鋰吸收式熱泵沿泵房長度方向分兩排布置，每排五臺泵，本期共十臺；三臺余熱水循環水泵沿泵房寬度方向排列布置，與六臺凝結水箱及凝結水泵布置在同一7 m柱距內；由于熱泵站為單層布置結構，為滿足蒸汽凝結水自流至凝結水箱，因此，凝結水箱及凝結水泵采用低位布置，凝結水泵坑坑低標高為-2.00 m。

2.2 余熱水（9、10號機組輔機冷卻水）增壓泵

本項目10臺熱泵機組配3臺臥式離心式循環水泵，2用1備。

余熱水增壓泵型號：KQSN900-M14J/871

余熱水增壓泵工作流量：7500 t/h

余熱水增壓泵工作揚程：30 mH2O

余熱水增壓泵功率：800KW

余熱水增壓泵進口壓力：0.04～ 0.19MPa.a

2.3 熱網循環水泵要求參數

本項目10臺熱泵機組配3臺臥式離心式循環水泵，2用1備。

熱網循環水泵型號：KQSN700-M20/590

熱網循環水泵工作流量：5000 t/h

熱網循環水泵工作揚程：32 mH2O

熱網循環水泵電動機功率：560 KW

熱網循環水泵進口壓力：0.17～ 0.5 MPa.a

2.4 減溫器

本期供汽系統設2臺100%容量的減溫器，不考慮備用。

一次蒸汽參數：0.98 MPa，355 ℃，

二次蒸汽參數：0.98 MPa，179 ℃，310 t

減溫水參數：3.5 MPa，85℃

2.5 凝結水泵

本項目共配置六臺凝結水泵，四臺運行，兩臺備用。

凝結水泵要求參數：

凝結水泵工作溫度：87～92 ℃

凝結水泵設計溫度：100 ℃

凝結水泵工作流量：155 m3/h

凝結水泵工作揚程：335 mH2O

凝結水泵電動機功率：220 kW

凝結水泵進口壓力：0.1～0.3 MPa.a

2.6 閉式凝結水回收器

工作介質：蒸汽凝結水，型式：臥式，數量：2臺。

2.7 減溫器、濾水器、疏水擴容器各1臺

2 主要系統

（1）蒸汽系統

1）供熱所需蒸汽量

熱泵所需蒸汽量：250.8 t/h；

9、10號機組首站汽水換熱器所需蒸汽量（單獨運行）：693.3 t/h；

9、10號機組首站汽水換熱器所需蒸汽量（與熱泵同時運行）：287.8 t/h；

2）蒸汽管道

溴化鋰吸收式熱泵驅動汽源由9、10號機組至熱網首站的蒸汽管道接出兩根DN500支管后合并為一根DN800母管，經減溫裝置減溫后由DN900總管再分為兩根DN600支管分別為5臺熱泵機組提供啟動用飽和蒸汽，每根蒸汽主管路上設一個電動調節閥、兩個檢修用手動蝶閥及其旁路系統，旁路閥采用手動蝶閥。

（2）熱泵余熱水系統

1）余熱水量

單臺熱泵余熱水流量為1500 t/h，共設10臺熱泵，總余熱水量為15000 t/h，小于總循環水量2×9500 t/h，可提供足夠的余熱水量。

2）余熱水供、回水管道

余熱水系統采用母管制。采用2×DN1000鋼管分別由9、10號機輔機循環水供、回水管道上引接，匯入DN1400供、回母管。從輔機冷卻循環水管道上接出的余熱水進水支管應分別設電動閥門和流量控制閥。2×DN1000回水管直埋于熱泵站外，并設電動蝶閥，然后匯入DN1400回水總管送至機力通風冷卻塔下集水池。

（3）熱網水系統

熱網水系統在采暖期間分三種運行方式。

第一種運行方式，在冬季供熱初期，從熱用戶返回的熱網回水經濾水器過濾，由本期熱泵機組升溫后通過9、10號機組首站的熱網循環水泵直接供到外網熱用戶，完成一個供熱循環，參數為90/60 ℃熱水；

第二種運行方式，供熱高峰期，從熱泵站出來的熱水接至9、10號機組供熱首站，經熱網換熱器升溫后供至外網熱用戶，參數為110/90℃熱水；

第三種運行方式，從熱用戶返回的熱網回水經濾水器過濾，通過熱網換熱器升溫后，由熱網循環水泵直接供到外網熱用戶，參數為110/65 ℃，該運行方式作為熱泵供熱系統事故時備用；

（4）凝結水系統

為了回收熱泵機組做完功的蒸汽凝結水，節約用水，系統中設有一臺立式50 m3的凝結水箱，三臺凝結水泵，兩運一備。凝結水箱、水泵均采用低位布置。

9、10號機組熱網凝結水系統分三種運行方式。

第一種運行方式，只投熱泵供熱時，10臺熱泵機組的87 ℃凝結水分別接入凝結水母管后引入凝結水回收裝置，凝結水泵將本期凝結水送回到9、10機組的7號低加凝結水出口管路，與電廠主凝結水匯合后一起送至除氧器除氧、加熱。

第二種運行方式，只投9、10號機組熱網首站，熱網換熱器蒸汽凝結水由凝結水管分別引至9、10號機組排氣裝置的熱井。

第三種運行方式，熱泵機組與9、10號機組熱網首站同時投入，兩部分系統產生的蒸汽凝結水均靠本系統原有壓力至凝結回收裝置，最終靠凝結水泵送回到9、10機組的7號低加凝結水出口管路，與電廠主凝結水匯合后一起送至除氧器除氧、加熱。

3 熱泵站布置

本期熱泵站布置在電廠9、10號機組工程主廠房擴建端側，熱泵站擴建端與9、10號機組供熱首站相鄰，采用單層布置，跨度34 m，總長度88.5 m。

1主要技術參數

9、10號機組熱網供、回水管徑：1200 mm。

流速取2.5 m/s。

9、10號機組熱網水流量為9335 t/h。

供熱面積：1000萬m2。

采暖熱指標：54.28 W/m2。

總供熱負荷：542.8 MW。

汽機最大抽汽流量：760 t/h。

熱泵余熱水總流量：15000 t/h。

熱泵熱網水入口溫度：60 ℃。

熱泵熱網水出口溫度：90 ℃。

熱泵COP值：1.667。

熱泵需要抽汽量：250.8 t/h。

熱泵余熱利用熱負荷：130.27 MW

熱泵總負荷：325.68 MW

4 運行效果

本項目于2011年3月15日投產試運行，單臺熱泵調試情況如下：

8號熱泵機組實時運行數據如圖3。

8號熱泵機組計算結果如表2。

此工況下機組供熱量為35。3 MW，達到101%額定負荷的。熱水由46.3 ℃加熱到89.8 ℃，溫升達到43.5 ℃，超過了設計的30 ℃溫升，原因在于由于熱網首站能提供的熱網水流量較少只有697 t/h，小于1000 t/h的設計值。余熱水則由31 ℃下降到22.8 ℃，溫降達到8.2 ℃，提取余熱能力比設計值8 ℃，多0.2 ℃，提取余熱量為14.1 MW。熱泵的性能系數COP為到1.67，達到了設計值。因此，在該工況下，熱泵達到了設計要求。

從圖4可以看出8號熱泵機組基本在額定負荷穩定運行了8個小時。運行穩定，達到了設計要求。

初步分析結論：

綜合8號和9號熱泵機組的實時和歷史數據，表明熱泵機組可以在30%～105%負荷范圍運行，制熱量和性能系數COP達到了設計要求。熱水進口溫度、余熱水出口溫度和蒸汽壓力三者相互關聯。熱水進口溫度的降低會增加熱泵機組的制熱能力；余熱水出口溫度的降低會引起熱泵機組的制熱能力的下降；蒸汽壓力的降低也會導致熱泵機組的制熱能力的下降。這與前面廠家提供的修正曲線的趨勢相吻合。

5 結語

（1）技術路線正確

規模化回收利用余熱，面對的主要研究為：

1）余熱的規模化回收利用；

2）余熱回收利用對機組運行的影響分析；

3）余熱利用下電廠經濟運行分析，等。

本工程采用吸收式溴化鋰換熱機組，結合電廠工藝特點，回收電廠余熱補充到城市冬季采暖集中供熱系統的技術方案，實現了第一步“余熱的規模化回收利用”。

國電大同二電廠項目中，回收輔機冷卻水的流量為14002 t/h，余熱量130 MW，其規模類似一臺300 MW供熱機組冬季循環水量和余熱量。為進一步研究電廠余熱回收利用，尤其是大型汽輪發電機組的冷凝余熱回收利用提供了第一手試驗數據。從回收大型機組輔機冷卻水余熱出發，開展分析、研究及應用探索，即保護了大機組運行的安全、可靠性，又保證了科研探索的穩步推進，技術路線是正確的。

（2）回收電廠余熱

從熱機蒸汽動力循環可實現性的來看，凝汽凝結排熱這一損失熱量在熱力循環過程不可避免。

本期工程9、10號機組輔機循環冷卻水可回收的余熱量（冬季運行工況）見表3。

由表3可以看出，本期工程9、10號機組輔機循環冷卻水可回收的余熱量是相當巨大的。本項目采用了10臺34.89 MW的熱泵機組，在設計條件下，可以回收130.27 MW的余熱。

冷凝余熱是發電機組的最大一部分能量損失，本工程證明了利用熱泵設備回收余熱的方式是成功的，將對進一步提高電廠能源利用率提供了很好的借鑒。

（3）節能減排成果顯著

本項目所回收的余熱占熱電廠總供熱量的24%，可大幅度的回收熱電廠循環水余熱。節能指標詳見表4。

（4）發電企業降本減虧的新突破

面對日益增長的燃料價格和不斷提高的人民生活需要之間的矛盾，發電企業經營壓力越來越大。余熱回收利用及推廣應用，將有效的減低電廠生產成本，成為降本減虧的心突破。

大同地區冬季采暖期為五個半月，根據當地的實際氣象狀況，一個采暖季分為兩個月供暖高峰期和三個半月普通供暖期估算，一個采暖冬季將節約標準煤6.95萬t，節水79.84萬t。

單獨分析節煤減虧，按照550元/t計算，一個采暖季降低生產成本3822萬元；按照目前600元/t計算，一個采暖季降低生產成本4170萬元；隨著燃料價格的上漲，余熱回收利用的降本減虧效果也將越來越顯著。

參考文獻

[1] 楊俊.電廠循環水余熱回收供暖節能分析與改造技術[J].供暖，2011（1）.

[2] 邱振波，董傳深.寧海電廠600MW機組脫硫系統的優化運行及節能改造[J]. 浙江電力，2011（2）.

[3] 李稼鋇.2x660MW火電廠循環水系統運行方式優化[D].華北電力大學，2012.

從圖4可以看出8號熱泵機組基本在額定負荷穩定運行了8個小時。運行穩定，達到了設計要求。

初步分析結論：

綜合8號和9號熱泵機組的實時和歷史數據，表明熱泵機組可以在30%～105%負荷范圍運行，制熱量和性能系數COP達到了設計要求。熱水進口溫度、余熱水出口溫度和蒸汽壓力三者相互關聯。熱水進口溫度的降低會增加熱泵機組的制熱能力；余熱水出口溫度的降低會引起熱泵機組的制熱能力的下降；蒸汽壓力的降低也會導致熱泵機組的制熱能力的下降。這與前面廠家提供的修正曲線的趨勢相吻合。

5 結語

（1）技術路線正確

規模化回收利用余熱，面對的主要研究為：

1）余熱的規模化回收利用；

2）余熱回收利用對機組運行的影響分析；

3）余熱利用下電廠經濟運行分析，等。

本工程采用吸收式溴化鋰換熱機組，結合電廠工藝特點，回收電廠余熱補充到城市冬季采暖集中供熱系統的技術方案，實現了第一步“余熱的規模化回收利用”。

國電大同二電廠項目中，回收輔機冷卻水的流量為14002 t/h，余熱量130 MW，其規模類似一臺300 MW供熱機組冬季循環水量和余熱量。為進一步研究電廠余熱回收利用，尤其是大型汽輪發電機組的冷凝余熱回收利用提供了第一手試驗數據。從回收大型機組輔機冷卻水余熱出發，開展分析、研究及應用探索，即保護了大機組運行的安全、可靠性，又保證了科研探索的穩步推進，技術路線是正確的。

（2）回收電廠余熱

從熱機蒸汽動力循環可實現性的來看，凝汽凝結排熱這一損失熱量在熱力循環過程不可避免。

本期工程9、10號機組輔機循環冷卻水可回收的余熱量（冬季運行工況）見表3。

由表3可以看出，本期工程9、10號機組輔機循環冷卻水可回收的余熱量是相當巨大的。本項目采用了10臺34.89 MW的熱泵機組，在設計條件下，可以回收130.27 MW的余熱。

冷凝余熱是發電機組的最大一部分能量損失，本工程證明了利用熱泵設備回收余熱的方式是成功的，將對進一步提高電廠能源利用率提供了很好的借鑒。

（3）節能減排成果顯著

本項目所回收的余熱占熱電廠總供熱量的24%，可大幅度的回收熱電廠循環水余熱。節能指標詳見表4。

（4）發電企業降本減虧的新突破

面對日益增長的燃料價格和不斷提高的人民生活需要之間的矛盾，發電企業經營壓力越來越大。余熱回收利用及推廣應用，將有效的減低電廠生產成本，成為降本減虧的心突破。

大同地區冬季采暖期為五個半月，根據當地的實際氣象狀況，一個采暖季分為兩個月供暖高峰期和三個半月普通供暖期估算，一個采暖冬季將節約標準煤6.95萬t，節水79.84萬t。

單獨分析節煤減虧，按照550元/t計算，一個采暖季降低生產成本3822萬元；按照目前600元/t計算，一個采暖季降低生產成本4170萬元；隨著燃料價格的上漲，余熱回收利用的降本減虧效果也將越來越顯著。

參考文獻

[1] 楊俊.電廠循環水余熱回收供暖節能分析與改造技術[J].供暖，2011（1）.

[2] 邱振波，董傳深.寧海電廠600MW機組脫硫系統的優化運行及節能改造[J]. 浙江電力，2011（2）.

[3] 李稼鋇.2x660MW火電廠循環水系統運行方式優化[D].華北電力大學，2012.

從圖4可以看出8號熱泵機組基本在額定負荷穩定運行了8個小時。運行穩定，達到了設計要求。

初步分析結論：

綜合8號和9號熱泵機組的實時和歷史數據，表明熱泵機組可以在30%～105%負荷范圍運行，制熱量和性能系數COP達到了設計要求。熱水進口溫度、余熱水出口溫度和蒸汽壓力三者相互關聯。熱水進口溫度的降低會增加熱泵機組的制熱能力；余熱水出口溫度的降低會引起熱泵機組的制熱能力的下降；蒸汽壓力的降低也會導致熱泵機組的制熱能力的下降。這與前面廠家提供的修正曲線的趨勢相吻合。

5 結語

（1）技術路線正確

規模化回收利用余熱，面對的主要研究為：

1）余熱的規模化回收利用；

2）余熱回收利用對機組運行的影響分析；

3）余熱利用下電廠經濟運行分析，等。

本工程采用吸收式溴化鋰換熱機組，結合電廠工藝特點，回收電廠余熱補充到城市冬季采暖集中供熱系統的技術方案，實現了第一步“余熱的規模化回收利用”。

國電大同二電廠項目中，回收輔機冷卻水的流量為14002 t/h，余熱量130 MW，其規模類似一臺300 MW供熱機組冬季循環水量和余熱量。為進一步研究電廠余熱回收利用，尤其是大型汽輪發電機組的冷凝余熱回收利用提供了第一手試驗數據。從回收大型機組輔機冷卻水余熱出發，開展分析、研究及應用探索，即保護了大機組運行的安全、可靠性，又保證了科研探索的穩步推進，技術路線是正確的。

（2）回收電廠余熱

從熱機蒸汽動力循環可實現性的來看，凝汽凝結排熱這一損失熱量在熱力循環過程不可避免。

本期工程9、10號機組輔機循環冷卻水可回收的余熱量（冬季運行工況）見表3。

由表3可以看出，本期工程9、10號機組輔機循環冷卻水可回收的余熱量是相當巨大的。本項目采用了10臺34.89 MW的熱泵機組，在設計條件下，可以回收130.27 MW的余熱。

冷凝余熱是發電機組的最大一部分能量損失，本工程證明了利用熱泵設備回收余熱的方式是成功的，將對進一步提高電廠能源利用率提供了很好的借鑒。

（3）節能減排成果顯著

本項目所回收的余熱占熱電廠總供熱量的24%，可大幅度的回收熱電廠循環水余熱。節能指標詳見表4。

（4）發電企業降本減虧的新突破

面對日益增長的燃料價格和不斷提高的人民生活需要之間的矛盾，發電企業經營壓力越來越大。余熱回收利用及推廣應用，將有效的減低電廠生產成本，成為降本減虧的心突破。

大同地區冬季采暖期為五個半月，根據當地的實際氣象狀況，一個采暖季分為兩個月供暖高峰期和三個半月普通供暖期估算，一個采暖冬季將節約標準煤6.95萬t，節水79.84萬t。

單獨分析節煤減虧，按照550元/t計算，一個采暖季降低生產成本3822萬元；按照目前600元/t計算，一個采暖季降低生產成本4170萬元；隨著燃料價格的上漲，余熱回收利用的降本減虧效果也將越來越顯著。

參考文獻

[1] 楊俊.電廠循環水余熱回收供暖節能分析與改造技術[J].供暖，2011（1）.

[2] 邱振波，董傳深.寧海電廠600MW機組脫硫系統的優化運行及節能改造[J]. 浙江電力，2011（2）.

[3] 李稼鋇.2x660MW火電廠循環水系統運行方式優化[D].華北電力大學，2012.