電廠循環水廢熱遠程物聯熱泵增焓區域供能分析研究

劉洪亮，江建平，楊建廈

（國家電投江西電力有限公司，江西南昌330096）

0　引言

熱泵是利用吸熱介質，在消耗一部分能量的條件下，將熱能從低溫熱源轉向高溫熱源的高效能源利用技術[1]。水源熱泵是利用地球表面淺層水源如地下水、河流和湖泊中吸收的太陽能和地熱能而形成的低溫低位熱能資源[2]，或具有熱能資源的電廠循環水、廢水、中水等，并采用熱泵原理，通過少量的高位電能輸入，實現低位熱能向高位熱能轉移[3-6]。由于水源熱泵的冷熱源溫度全年較為穩定，使得系統制冷、制熱系數可達 3.5～5.0[7]。

贛江新區儒樂湖產業新城電廠循環水廢熱熱泵供能項目充分利用電廠循環冷卻水作為低溫熱源，通過熱泵技術向產業新城集中供能，滿足了新城冷熱負荷需求，提升了新城城市品質，極大地改善了居民生活質量，符合國家節能減排，動能轉換的戰略需求。

1　項目概況

該項目供能區域為贛江新區儒樂湖新城以及臨空區福銀高速以南。其中儒樂湖新城規劃面積約12.1 km2，規劃常住人口約12萬人。臨空區福銀高速以南區域規劃面積約12.8 km2，產業人口約9.8萬人，常住人口約1.8萬人。項目將新昌發電廠循環水作為分布式能源站冬季供熱熱源，分布式冷凝塔作為保障，采用水源熱泵機組制備55/35℃空調熱水，滿足區域冬季供熱負荷需求；夏季則以冷凝塔作為機組的冷卻水源，利用冷水機組與冷水熱泵機組制備5/15℃空調冷水，滿足區域供冷負荷需求；同時采用水蓄能系統，利用分時峰谷電價來降低系統運行費用。

用情景分析方法計算，選取區域內典型的建筑功能類型、設定典型的氣象條件、建筑物使用時間表、內部負荷強度、設備效率等不同情景組合，用建筑能耗分析軟件得出情景負荷，確定系統的峰值、低谷、基礎負荷；確定區域的典型負荷曲線；確定負荷分布，與能源系統的運行情況相匹配，合理分配負荷。根據計算結果，儒樂湖新城擬設8個能源站，冷負荷總計395.86 MW，熱負荷總計223.12 MW。臨空港區擬設2個能源站，冷負荷總計133.48 MW，設計熱負荷55.58 MW。設計總冷負荷為529.34 MW，總熱負荷為278.7 MW。項目年總供冷量為490.60×104GJ，年總供熱量為125.05×104GJ，供能總量為615.65×104GJ。

2　電廠循環水熱泵技術方案

2.1　電廠循環水熱資源分析

循環水資源來自距儒樂湖新城7 km的超大型熱源點新昌電廠（2×700 MW），廠內設有2×700 MW發電機組，電廠循環冷卻水系統采用閉式循環冷卻，循環冷卻水水源采用贛江水作為補水，每臺機組設計循環水量為夏69 460 m3/h，冬46 420 m3/h。循環水量總量合計為夏季138 920 m3/h，冬季92 840 m3/h。利用循環冷卻水作為熱泵低位熱源的優勢在于：1）電廠循環水冬季平均溫度在35℃左右，遠高于冬季環境空氣以及地表水溫度，能夠提高制冷循環蒸發溫度，能效比因此提高。2）循環冷卻水水質優良，且有相對穩定的流量和溫度，溫度波動范圍遠低于空氣，可保證機組運行的穩定性和可靠性。

2.2 電廠循環水廢熱遠程物聯熱泵增焓總體技術方案

通過遠程物聯熱泵增焓技術，提取循環冷卻水廢熱，技術原理如圖1所示，系統主要可分為電廠改造、長輸管線、熱泵增焓供能和供能管網及末端四部分。在電廠端循環冷卻水與來自汽輪機的蒸汽在凝汽器進行換熱，可將循環冷卻水溫度提升至37℃。冷卻水經水源水長輸管網送至分布式熱泵站，其熱量在蒸發器中被工質吸收，溫度降至15℃，由長輸管線返回電廠。在冷凝器中，供能熱水吸收工質冷凝釋放的熱量，溫度由35℃提升至50℃，隨后熱水依次經一次供能管網、二級分配站和二次供能管網泵送至供熱末端進行供熱。

圖1　遠程物聯熱泵增焓總體技術示意圖

2.3　電廠循環水改造方案

為提高能量利用效率，對電廠循環冷卻水線路做調整，使汽輪機乏汽熱量也得到充分利用，流程如圖2所示。改造后，循環冷卻水在凝汽器中吸收汽輪機排汽凝結放出的熱量后溫度升高，一部分從凝汽器出口經輸水管道到達能源站水源熱泵蒸發器，在蒸發器中放出熱量后再次回到電廠循環水池；另一部分直接進入電廠冷卻塔冷卻，冷卻后回到循環水池。工質在熱泵蒸發器中吸收循環冷卻水的熱量后，經壓縮機升溫升壓，在熱泵冷凝器中將熱量放給供暖熱水，后經過熱泵機組節流閥降溫降壓，回到熱泵機組蒸發器中繼續吸熱，完成下一次循環。

圖2　電廠循環冷卻水利用流程

2.4　熱泵增焓區域供能技術方案

能源站夏季制冷流程如圖3所示，采用熱泵機組和冷水機組制冷，設計供回水溫度為5℃/15℃。空調冷凍水回水（15℃）經循環水泵增壓后進入機組蒸發器側實現降溫（5℃），空調冷水經供能管網輸送至各用戶滿足空調制冷需求。離心式冷水機組設計制冷量6 500 kW，能效比（Cofficient of Performance，COP）為6.30，制冷劑為R134a。冷凝器進出水溫度分別為32/37℃，水流量1 311 m3/h。離心式水源熱泵機組設計制冷量6 500 kW，COP為6.00，制冷劑同樣為R134a。蒸發器進出水溫度分別為15/5℃。冷凝器進出水溫度分別為32/37℃，水流量1 332 m3/h。

能源站冬季制熱流程如圖4所示，利用電廠循環水作為低溫熱源。從凝汽器出來的電廠循環水經過水泵加壓后，通過循環水管網從電廠送至新城區域能源站機房，經熱泵蒸發器換熱后，通過回水管網返回電廠，再進入到凝氣吸熱。冬季供暖回水經循環水泵增壓后進入熱泵機組冷凝器側實現升溫，空調熱水經供能管網輸送至各用戶。由于電廠循環水水溫較穩定，因此能保證系統制熱的高效率。離心式水源熱泵機組設計制熱量7 000 kW，COP為7.10。蒸發器進出水溫度分別為37/15℃。冷凝器進出水溫度分別為35/50℃，水流量602 m3/h。多臺熱泵機組階梯并聯使用，提高系統效率。

圖3　能源站夏季制冷流程

圖4　能源站冬季制熱流程

3　水源熱泵節能效益評價

方案1：電廠循環冷卻水熱泵方案，年對外供冷490.62 GJ，供熱共計124.85 GJ，制冷年耗電量38 930萬kWh，制熱年耗電量10 520萬kWh，年耗電總量49 450萬kWh，年耗電總成本37 840萬元；年耗市政自來水總量555萬噸，年耗市政自來水成本1 760萬元，年耗電廠循環水總量1 375萬t，年耗電廠循環水成本225萬元，年耗水總成本1 985萬元。全年耗能總成本39 825萬元。

方案2：冷卻塔+電制冷機組+天燃氣鍋爐供熱方案，制冷常規方案COP按3.0計，年制冷耗電量45 300萬kWh，年耗電總成本34 663.6萬元；制熱常規方案燃氣熱值按8 300 kcal/Nm3計算，鍋爐效率按0.85計，年耗氣量4 227.74萬m3，年耗氣成本16 361.35萬元；市政自來水耗水總量555萬噸，耗水總成本1 760萬元。全年耗能總成本52 784.95萬元。

綜合全年運行費用，熱泵方案全年運行水電成本為39 825萬元，常規能源方案全年運行水電氣成本52784.95萬元，采用熱泵方案耗能成本比常規方案節約24.5%，其中冬季供暖用電成本僅為化石燃料費用的43.2%，經濟效益十分明顯。此外采用熱泵方案不需鍋爐設施以及無污染物排放，社會效益和環保優勢顯著。

4　結論

贛江新區儒樂湖產業新城利用電廠循環冷卻水遠程物聯熱泵增焓供能項目，以電廠循環冷卻水作為低位熱源的熱泵供能方案，采用循環水工藝改造和遠程物聯熱泵增焓技術，與常規供能方案相比，具有如下顯著特點：

1）電廠循環冷卻水水質優良、流量，溫度穩定，作為水源熱泵的低位熱源優勢明顯。使用后的循環水也可返回電廠回熱系統，加熱給水，提高電廠熱效率；

2）相比傳統供能方案，電廠循環冷卻水熱泵技術全年供能運行成本可節約24.5%左右，節能效果明顯；

3）可以避免分散設置供能機房，節約社會資源，無燃氣鍋爐以及尾氣排放，具有較好的經濟和社會效益，值得在余熱資源豐富的地區大力推廣。