摘要：近年来，随着社会的发展，我国的电力工程的发展也突飞猛进。我国北方城镇集中供热面积增长迅速，城市供热热源紧张，这就对热电联产企业供热机组的供热能力提出了新的要求。对于能源消耗大户火力发电厂来说，其燃料燃烧总发热量中电能的转化率只有35%～40%，而其余大部分的热量主要通过锅炉烟囱和循环水冷却塔散失到环境中，凝汽冷凝造成的冷源热损失一般约为2300kJ/kg。以600MW发电机组为例，其主蒸汽量约为2000t/h，则凝汽热损失约4.6×103GJ/h，折合标准煤约为157t/h。乏汽热量对于电厂来说作为废热被排放，但对于仅需低品位热源的建筑采暖而言则是巨大的能源浪费。如果将低压缸排汽的热量应用于供热，既可以大幅提高电厂综合能源利用率，降低电厂煤耗，又能有效缓解供热热源不足的问题，有利于减轻大气环境压力。因此，对循环水余热加以回收利用是提高发电厂能源利用效率的重要手段。
关键词：回收电厂余热；新型吸收式；热泵系统
引言
热泵系统是利用逆卡诺热循环原理，通过机械做工实现热量从低温传递高温的一种工艺。热泵运行过程中有三大循环：热源水循环、中介水循环、热媒水循环，以列管换热器为媒介进行热量萃取，达到余热回收节能的目的，为高质量安全平稳运行打下坚实工艺保障。
1重要性
目前，我国供热机组在冬季处于抽气运行工况的机组约占火电厂装机总量的30%。从现状看，传统抽气供热的方法，尚存在不足。供热汽轮机抽气量增大后，机组一次调频能力下降，需要充分考虑电网自平衡能力，减小电网安全隐患。研究发现利用热泵供热替代传统抽气供热，总热效率将增加。与此同时，节煤量也增加，在额定抽气工况下热泵供热性能优于抽气供热工况。因此，有必要对传统供热的方法进行分析，对供热的节能性加以重视。热泵在运行过程真正用于增加空气势能所消耗的电能在总耗电量中仅占１５％，而约８５％的电能转化为热能，以风冷或者水冷的方式排放到空气中以保证热泵的正常运行。大量的余热被排放到外界环境，不仅造成了热源的损失，而且还加剧了大气的温室效应。其余热若能有效回收利用，不仅可以降低能源消耗做到企业生产的节能减排，而且还可以提高企业经济效益及社会效益。空压机余热回收设计原理是在不改变空压机原有工作状态的前提下合理利用空压机余热，通过对空压机进行设备改造，将润滑油路接至机组外部，采用板式换热器对高温润滑油进行热量交换，用于生产生活用水。
2优化措施分析
2.1经济性分析
以最大抽汽工况为基准比较，某项目改造后，热泵系统回收循环水余热量89MW，机组背压由4.0kPa升高至7.0kPa。在主汽流量960t/h、背压4.0kPa情况下，发电负荷234.649MW，采暖抽汽流量478t/h。热泵改造后机组背压为7.0kPa情况下，汽轮机背压提高后导致采暖抽汽流量由478t/h降低至401t/h，使全厂供热能力增加79MW。增加热泵系统后，在供热抽汽量不变的情况下，供热面积增加，机组煤耗下降了44.23g/kWh。由此可知，系统改造后，有效降低了机组煤耗，达到了节能降耗的目的。
2.2循环水参数
机组背压升高可使循环水出口温度（即热泵入口温度）升高，循环水余热升高。但随着机组背压升高，低压缸最小冷却蒸汽质量流量要保证末级叶片不产生鼓风，这将导致低压缸最小冷却蒸汽质量流量逐渐增大，采暖抽汽流量逐渐减少。因此背压的确定对机组运行经济性及循环水余热利用系统有重要影响。机组在冬季供热期运行时，凝汽器循环水进水温度在15℃左右，温升在7～10℃变化，凝汽器端差在2～5℃波动，此时机组背压在4.0kPa左右，本项目中凝汽器端差选3℃。热泵改造后冬季供热期该机组循环水泵按单泵变频运行，循环水流量约14000t/h。按该机组背压分别在5.0kPa、6.0kPa、7.0kPa和8.0kPa进行热泵方案比选，考虑凝汽器端差3℃、循环水泵单台运行流量14000t/h，在最大采暖抽汽工况下凝汽器余热量在116MW以上，计算出排汽饱和温度分别为32.88℃、36.16℃、39.00℃、41.51℃，对应的凝汽器循环水出口温度为29.88℃、33.16℃、36.00℃、38.51℃。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆该机组投入热泵系统运行后，可通过调整抽汽量与低压缸进汽量寻找平衡点，尽量使得机组的凝汽器循环水的余热尽可能多的得到回收利用，未能回收的部分循环水仍然上塔冷却，其他工况可以通过调整主蒸汽的进汽量或循环水补水量等措施，保证机组和热泵安全、平稳地运行，保证满足供热需求。在春秋季，以初始温度为１０℃进行计算，整个系统需要将水从１０℃加热到４２℃，计算可得春秋季热水热负荷为８５６ｋＷ。夏季工况下初始水温较高，以初试水温为１５℃进行计算，需要将１５℃的水加热到４０℃，经计算可得夏季热水热负荷为６６９ｋＷ。冬季工况下初试水温较低，以初试水温为７℃进行计算，需要将７℃的水加热到４５℃，经计算可得冬季工况热水热负荷为１０１６ｋＷ。考虑煤矿职工最大用水量为３０ｍ３／ｈ时，最大热水热负荷为１３２６ｋＷ。
2.3驱动蒸汽参数、余热水参数及热网水参数
依据用户提供的10#机组额定运行数据，冬季发电负荷为144.649MW，主汽流量670t/h，额定工业抽汽流量150t/h，额定采暖抽汽流量为270t/h，采暖抽汽参数为压力0.2452MPa（a）、温度264.9℃。设计循环水温度为20℃，最高循环水温度为33℃，循环水流量为9216t/h。热网回水温度48℃为设计温度，热网供水温度在供热中期90℃，一次热网循环水流量拟按8560m3/h进行设计可以满足供热要求。
2.4空气源热泵系统
由于热泵余热回收装置所吸收的热量不能满足洗浴用水需求，所以考虑用空气源热泵联合热泵余热回收装置制取所需热水。空气源热泵系统由空气源热泵和空气源热泵循环水泵组成。低温保温水箱内的水经过热泵初步加热后，由空气源热泵循环水泵提供动力，使所制备的低温水进入空气源热泵进行二次加热，制取温度约为４２～４５℃的洗浴用水，热水分别打入中温保温水箱及高温保温水箱。中温保温水箱的水可直接供淋雨洗浴，高温保温水箱内的水供池浴。
3节能效果
（1）节煤分析：若电厂供热面积维持现在情况不变，新增热泵系统，减少五段抽汽量提高发电量，机组煤耗下降了17.71g/kWh；背压影响机组煤耗升高了4.46g/kWh；热泵系统耗电量使机组煤耗升高2.06g/kWh，最终煤耗下降了11.19g/kWh。若电厂供热面积增加，抽汽量不变时，增加热泵系统后，机组煤耗下降了55.19g/kWh；背压影响机组煤耗升高了4.46g/kWh；热泵系统耗电量使机组煤耗升高2.06g/kWh，最终煤耗下降了48.67g/kWh。因此，在改造后，不论在任何情况下运行，机组煤耗都会降低，达到了节能降耗的目的。（2）采暖期热泵运行期间，热泵回收余热量58MW，采暖期120d共计2880h，在1个采暖季中分初、中、末期，分别计算共新增供热量为：46.187万GJ。一个采暖期共节省1.769万吨标准煤，按每燃烧1吨标煤排放二氧化碳约2.6t，二氧化硫约24kg，氮氧化物约7kg，烟尘2kg计算减排量。
结语
余热利用潜力巨大。利用低温冷冻水回水作为水源热泵的低位热源，通过水源热泵提升，可承担冬季供暖热负荷以及全年生活热水负荷，相对于传统锅炉供暖的方式，节能效果显著。通过水源热泵对数据中心余热进行回收利用在技术上已非常成熟。在当前建设规模及数量快速增长的情况下，应积极探索数据中心余热回收利用新途径，并在设计阶段给予充分考虑。同时政府部门应加强引导，提供相应政策支持。
参考文献：
[1]杨勇平，杨志平，徐刚，等．中国火力发电能耗状况及展望［J］．中国电机工程学报，2013，33（23）：1－11．
[2]毕夏，史长东，程竹．低碳背景下我国新能源行业利用现状及发展前景分析［J］．东北电力大学学报，2012，32（5）：86－90．
[3]洪文鹏，滕达．分布式冷热电联供系统集成及应用分析［J］．东北电力大学学报，2018，38（5）：54－63．
[4]戴永庆．溴化锂吸收式制冷技术及应用［M］．北京：机械工业出版社，2000．
[5]陈红，谢继红．热泵技术及其应用［M］．北京：化学工业出版社，2006：1－39．
论文作者:谷文坤
论文发表刊物:《基层建设》2019年第25期
论文发表时间:2019/12/4
标签：机组论文; 热泵论文; 余热论文; 煤耗论文; 工况论文; 凝汽器论文; 热量论文; 《基层建设》2019年第25期论文;