【摘要】汽轮机的冷端损失是火力发电厂热力系统的最大热量损失，而热泵技术日趋成熟和快速发展，已使得回收汽轮机乏汽冷凝热成为现实，并能够转换为可供城市居民采暖用的高品质热量。本文介绍了对#2机组循环水余热进行回收情况、改造方案和经济性等。
【关键词】 冷端损失 循环水 供热 热泵 效益
0 引言
汽轮机的冷端损失是火电厂的最大热量损失。330MW等级纯凝机组的排汽冷凝热损失占到进入汽轮机总热量的55%以上；即使是在冬季带供热的抽汽凝汽式机组，排汽冷凝热损失也占到进入汽轮机总热量40%左右。如果能够回收汽机排汽冷凝热，并用于居民采暖供热，将大幅提高电厂的供热能力和效率，同时节约了燃煤,减少排放,从而带来巨大的节能效益、环保效益与社会效益。
1 设备及供热现状
我公司在装了为2*330MW亚临界抽汽式供热燃煤机组，热网首站的主要配置了LRJCW2200-2400型卧式加热器四台，额定抽汽量为550t/h，最大供热面积1300万㎡。热网水流量固定在10000t/h，根据天气情况调节热网循环水供水温度，以满足居民采暖需求；供回水压力1.60/0.30MPa.a。
主要承担市区及东丽区的居民采暖供热；由于供热能力有限，只实现了对华明镇示范居民住宅区约130万㎡的供热。根据天津市最新供热规划，还将承担市区新建居民楼供热任务；现有供热能力不能满足。
2项目介绍
2.1 余热回收的必要性
天津市根据《国家“十二五”节能减排综合性工作方案》制定了到2015年燃煤量比2010年下降18%总体节能目标。市政府对公司下达了到“十二五”末，实现节约标准煤8.921万吨的节能目标；同时要求公司与政府签订了节能目标责任书。可想而知“十二五”期间公司节能减排的压力之大，经过初步测算，本项目实施后有利于缓解目前供热紧张的局面；还能够每年节约标准煤约3.1万t，有利于完成天津市下达的节能目标；同时减少污染物的排放。
2.2 溴化锂吸收式热泵原理
吸收式热泵也称增热型热泵，原理是以蒸汽为驱动热源，溴化锂溶液为吸收剂，水为制冷剂，应用水在低压真空状态下低沸点沸腾的特性，提取低品位废热源中的热量，通过回收转换制取采暖用或工艺用的高品位热水。即应用高温蒸汽作为驱动热源，把低温热源的热能提高到中温，以达到提高热能的应用效率。
2.3 #2机组循环水余热回收热泵项目概述
余热回收热泵项目主要以#2机组供热抽汽作为驱动热源，并以溴化锂吸收式热泵机组为主体，回收#2机组循环水余热，并转换为可供城市居民采暖用的高品质热量。改造后供热方式为热网循环水先经过热泵一级加热后→1号机热网加热器热后→#2机热网加热器加热后的三级串联加热。#2机冬季运行背压由4kPa左右提高至9kPa左右，对应凝汽器循环水出口温度41℃，部分循环水经热泵回收余热温度降为33℃后，返回至#2机组循环水回水母管上；55℃热网回水经热泵加热至75.4℃后，依次由1号机热网加热器、#2机热网加热器加热后对外供热；热泵驱动蒸汽凝结水经闭式凝结水箱回收后由凝结水泵升压接至机组5号低压加热器入口凝结水管道。
本项目采用了8台单机制热量为33.86MW的溴化锂吸收式热泵，热泵技术参数为：热网水：55℃升温至75℃，流量1425t/h，接口管直径450mm；余热水：41℃降低至33℃，流量1505t/h，接口管直径500mm；驱动蒸汽：0.2MPa.g，流量30t/h，汽管直径2*350mm。
2.4 #2机组循环水余热回收热泵项目具体改造方案
2.4.1 #2机组循环水系统改造
热泵站余热水取自#2机组的厂区循环水回水管道上，具体为余热水供水管由#2机组凝汽器出口的2×DN1800管道接出，余热水回水管与循环水主管DN2400连接，将DN2400的PCCP管90°弯头改为DN2400×DN1800的钢制三通。在接出口与回水管接入口之间的增加相关管道和阀门进行调节。
2.4.2 驱动蒸汽系统改造
热泵驱动汽源参数为0.4MPa.a/240℃，从#2机组至热网首站抽汽管道上引出，经减温器减温后接入热泵机组。引出管道上设置电动关断阀，管道规格为DN800和DN1000，管路上调节阀、Y型滤网、电动蝶阀。本系统设1台减温装置，减温水取自#2机凝结水减温水系统。
2.4.3 热网循环水系统改造
热网水取自厂区热网水回水母管，热泵站热网水进、出口母管均为DN1200，根据进、出热泵流量的增减变径；热泵组的热网水入口管道设有Y型滤网及关断阀。
2.4.4 驱动蒸汽凝结水系统改造
热泵站设置一台约50m³的闭式凝结水箱，热泵凝结水汇入凝结水箱，最后引入#5低压加热器入口。
2.4.5 减温水系统改造
减温水从#2机组凝结水减温水母管引出一根DN65的管道。
3 #2机组循环水余热回收项目节能效益估算
3.1 节能效益分析
设计边界:采暖热指标:55W/㎡；采暖时间:122天；运行小时数:5500h,蒸汽:抽汽量500t/h，压力0.4MPa.a；凝汽器背压9kPa.a和端差:3℃;热网供、回水温度115/55℃和压力1.6/0.3MPa.a；热网循环水流量:11400t/h。
按照锅炉效率:93%；管道效率:98%；热网效率:98%;供热厂用电:8kW.h/GJ；及根据热力特性书中热平衡图，初步估算节煤量：
总投资：9500万元；年节约费用：31000×650（入炉标煤单价）=2015（万元）;回收年限为:9500÷2015≈4.71年(估算)。
3.2 减排分析
按照1t标煤CO2及SO2排放量为2.83t、0.011t；每年减少CO2和SO2排放量分别为：8.773万t、0.0341万t。如果按照全年入炉低位发热量18.9MJ/kg，含硫份为0.878%进行计算，减排效益应该更多。
4 结论
本项目不仅回收#2机组循环水余热用于居民供热，扩大了机组对外供热能力，缓解当前供热压力；还能每年节约标准煤约3.1万t，实现节能减排目的。
参考文献
[1]《C330/262-16.7/0.3/538/538型汽轮机热力特性书》，东方汽轮机有限公司，2008年6月。
[2]《#2机组余热利用可行性研究报告》，烟台龙源电力技术股份有限公司，2014年1月。
[3] 张昌《热泵技术与应用》，机械工业出版社，2010年7月。
论文作者:丁猛辉,
论文发表刊物:《中国电业》2019年第11期
论文发表时间:2019/9/29
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