火电厂 循环水余热回收可行性分析

火电厂 循环水余热回收可行性分析

王静 吴建国

河北华电石家庄裕华热电有限公司 河北石家庄 051430

摘要：

某火力发电企业一期工程建成两台300MW供热机组，设计供热能力640MW。由于区域内供热负荷增涨较快，2号机组进行了双转子高背压供热改造，公司总体供热能力增加至800MW，可实现供热面积约1700万平方米。由于城市改造，2016年，区域供热面积增加至约2000万平方米，存在供热缺口300万平方米。为深挖该公司供热潜力，提高公司总供热能力，现对1号机组循环水余热回收方案开展可行性分析。

Two 300 MW heat-supply units have been built in the first phase of a thermal power plant, with a design heat-supply capacity of 640 MW. Due to the rapid increase of heating load in the region, Unit 2 was renovated with double rotors and high back pressure. The overall heating capacity of the company increased to 800MW, and the heating area could reach about 17 million square meters. In 2016, the area of regional heating increased to about 20million square meters, and the existing heating gap was 3 million square meters. In order to further tap the company's heating potential and improve the company's total heating capacity, the feasibility analysis of waste heat recovery scheme for circulating water of Unit 1 is carried out.

关键词：循环水 余热 回收

Key words: circulating water waste heat recovery

1.某火力发电厂热力系统现状

供热期，该公司2号机组双转子高背压方式运行，带基础热负荷，1号机组抽凝方式运行，热网加热器带调峰热负荷。2号机组高背压运行期间2号水塔停运，2号机组辅机循环冷却水由1号机循环水供给，保证2号机组辅机正常运行。

为保证2号机组高背压运行期间的低压缸安全，热网循环水回水进厂后均进入2号机组凝汽器，热网循环水由50℃被加热至75℃左右。之后，其中一部分热网循环水进入1号机组热网加热器二次加热至90℃左右，与另一部分75℃的热网循环水混合后供厂外热网，满足热网调度供水温度要求。

该公司两台机组共有8台热网循环水泵，单台热网循环水泵额定出力2600t/h，大部分供热时间段，7台热网循环水泵运行，热网运行循环水量约16000t/h。2号机组高背压设计循环水量约13500t/h。热网加热器汽源为五段抽汽加热，额定抽汽量为480t/h。

2.热泵技术介绍

在电厂损失的能量中，由低温的循环水所带走的能量约占电厂总耗能的30%以上，如果能充分高效的利用这部分能量可以节约燃煤、节约大量水，减少温室气体CO₂和NO_X等有害气体以及粉尘的排放；可以缓解现有供热机组供热不足的问题，满足更大的供热需求，从而进一步拓展供热市场。

循环水余热回收是利用该公司现有厂区内的场地，安装吸收式热泵，回收1号机组循环冷却水余热，减少1号机组的冷端损失，提高机组效率和的供热能力。

2.1吸收式热泵技术介绍

溴化锂吸收式热泵是一种以溴化锂溶液为媒介、以高温热源为驱动源，将低温热源热量转移至高温热源，并与驱动热源一起输出为高温热源的一种逆卡诺循环装置。

吸收式热泵全称为第一类溴化锂吸收式热泵，它是在高温热源（蒸汽、热水、燃气、燃油、高温烟气等）驱动的条件下，提取低温热源（地热水、冷却循环水、城市废水等）的热能，输出中温的工艺或采暖热水的一种技术，他是一种逆卡诺循环装置。它具有安全、节能、环保效益，符合国家有关能源利用方面的产业政策，是国家重点推广的高新技术之一。

吸收式热泵的能效比COP 值：即获得的工艺或采暖用热媒热量与为了维持机组运行而需加入的高温驱动热源热量的比值，按工况的不同可达1.7～2.4。而常规直接加热方式的热效率一般按90%计算，即COP值为0.9。采用吸收式热泵替代常规直接加热方式在获得工艺或采暖用热媒热量相同的条件下，可节省总燃料消耗量的40%以上，节能效果显著。

2.2溴化锂吸收式热泵的工作原理

热泵由发生器、冷凝器、蒸发器、吸收器、溶液热交换器、节流装置、溶液泵、冷剂泵等组成，如图1。为了提高机组的热力系数还设有溶液热交换器；为了使装置能连续工作，使工质在各设备中进行循环，因而还装有屏蔽泵（溶液泵、冷剂泵）以及相应的连接管道、阀门等。其工作过程为：蒸发器连续地产生冷效应，从低位热源吸热，吸收器和冷凝器连续地产生热效应，将热水（中温热源）加热。热水在吸收器和冷凝器中的吸热量等于驱动热源和低位热源在热泵中的放热量之和。

水塔循环水

热网循环水回水

五段抽汽来

图1 吸收式热泵原理图

2.3吸收式热泵发展

我国对吸收式热泵技术研究是从1994年开始的，2001年胜利油田生活区开始使用吸收式热泵回收油田污水余热提供采暖；2002年，第一类溴化锂吸收式热泵及第二类溴化锂吸收式热泵分别通过国家鉴定。

3.某火力发电厂吸收式热泵方案

3.1余热资源现状

该火电厂每台机组各配一台双曲线型冷却水塔。冬季，2号机组高背压运行，2号水塔停运、1号水塔运行。1号机组单台循环水泵运行，保证1号、2机组所需循环冷却水量，水量约21000t/h。部分热网循环水回水进入吸收式热泵，回收1号机组的循环水余热。因2号机组凝汽器需要13500t/h的冷却水量，所以热泵可用的热网循环水量约2500t/h左右。

3.2余热回收方案

2号机高背压供热，1号机抽汽工况运行，五段抽汽额定抽汽量480t/h，抽汽压力0.3MPaG，抽汽温度255℃，抽汽冷凝放热量为318.22MW，额定抽汽工况排汽冷凝余热量107MW。

方案一：2号机高背压运行，规程规定低压缸排汽温度84℃报警，高于121℃停机。排汽压力高一报警值55KPa，高二报警值60KPa，汽轮机进汽量980t/h。拟将机组排汽背压提高到53KPa，进入凝汽器的热网循环水流量为11747t/h。主机排汽冷凝放热量为387.95MW，小机排汽冷凝放热量为32.88MW，2号机高背压运行总供热量420.83MW。热网回水50℃时，2号机凝汽器出口热水温度为80.8℃。其余4253t/h热网水通过热泵加热，热泵回收65.17MW余热。

方案二：2号机高背压运行，机组排汽背压45KPa，进汽量980t/h，循环水流量13500t/h，主机排汽冷凝放热量为387.95MW，小机排汽冷凝放热量为32.88MW，2号机高背压运行总供热量420.83MW。热网回水50℃时，2号机凝汽器出口热水温度为76.8℃。其余2500t/h热网循环水通过热泵加热，热泵回收38.3MW循环水余热。

方案三：2号机高背压运行，机组排汽背压45KPa，进汽量870t/h，循环水流量12500t/h，主机排汽冷凝放热量为353.92MW，小机排汽冷凝放热量为29.1MW，2号机高背压运行总供热量383.02MW。热网回水50℃时，2号机凝汽器出口热水温度为76.3℃。其余3500t/h热网水通过热泵加热，热泵回收53.63MW余热。

方案四：2号机高背压运行，机组排汽背压45kPa，进汽量980t/h，循环水流量13500t/h，主机排汽冷凝放热量为387.95MW，小机排汽冷凝放热量为32.88MW，2号机高背压运行总供热量420.83MW。热网回水50℃时，2号机凝汽器出口热水温度为76.8℃。其余2500t/h和新增热网水4482t/h通过热泵加热，热泵回收107MW余热。

余热回收方案对比表

3.3方案优缺点对比

方案一：2号机组在排汽压力低于高一报警值的53kPa下运行，通过吸收式热泵可回收1号机组循环水余热65.17MW。方案优点是可以多回收余热，缺点是抬高2号机组背压，对机组安全运行产生一定威胁。如热网循环水泵故障，或者热网回水压力下降，造成凝汽器循环水量减少，都将造成2号机组排汽压力、排汽温度升高，将对主机设备造成一定损害。

方案二：2号机组排汽背压45kPa，进汽量980t/h，循环水流量13500t/h，通过吸收式热泵可回收1号机组循环水余热38.3MW。优点是对目前供热系统影响最小，缺点是回收余热量最少。

方案三：2号机组排汽背压45kPa，进汽量870t/h，循环水流量12500t/h。通过吸收式热泵可回收1号机组循环水余热53.63MW。优点是回收余热比方案二多，缺点是降低了2号机组的发电量和供热量。

方案四：2号机组排汽背压45kPa，进汽量980t/h，循环水流量13500t/h，通过增加热网循环水泵和供回水管道改造，吸收式热泵可回收1号机组循环水余热107MW。优点是回收余热最多，缺点是热网系统复杂。因厂内现有热网管道已达满负荷，且热网综合管架已无法进行增容，因此需要新增热网管架和热网循环水泵，厂外热网系统需要重新进行水平衡校核。新增吸收式热泵和热网循环水泵需要场地较大，厂内无布置空间。热网水出口温度低于其他方案。

从方案对比来看，方案二虽受可用热网循环水量限制，回收循环水余热量最小，但对现有系统影响最小，技术方案可行，可以实施。下面针对方案二进行系统设计和经济性计算。

4.余热回收系统设计

4.1余热水系统

余热水为该公司1号机组凝汽器的冷却循环水，冬季水量为21000t/h。36℃的高温循环水由原循环水回水母管接入热泵机房（开分支点处位于循环水母管上塔阀门井前端），经各分支管道送入吸收式热泵机组冷却，30℃出水输送至冷却塔塔池。

4.2热网循环水系统

50℃的一次热网循环水回水进入热泵机房内，先经旋流除污器除污，后送入各热泵机组加热至76.8℃。热泵出水接至热网循环水泵入口，与经高背压加热后的热网水混合后经过热网循环水泵供外网。

4.3供热抽汽系统

由1号机五段采暖抽汽母管引出一根汽道，蒸汽母管引接至热泵机房。采暖抽汽压力0.3MPaG，抽汽温度255℃，根据热泵机组要求，进入蒸汽的过热度要小于15℃，因此需要在热泵机房内设置一套喷水减温器，将蒸汽减温至饱和参数。减温水采用热泵凝结水，引接点为凝结水泵出口母管。

4.4凝结水系统

热泵疏水先回收至站内疏水箱，后经站内凝结水泵加压送至1号机热网首站。

4.5水处理及热网补水系统

为保证热泵的进水水质，热泵进水母管需设置旋流除污器，由于热泵机房为无人值守机房，要求除污器带自动反冲洗功能。

4.6运行风险分析

1．吸收式热泵热网循环水系统与2号机组凝汽器循环水是相对独立的并联关系，因此，热泵系统运行不会对2号机组的高背压安全运行产生影响。

2．热泵系统使用五段抽汽作为驱动热源，抽汽量约82t/h，不会对1号机组抽汽供热系统安全运行产生影响。

3．1号机组额定排汽压力为5.81kPa，冬季最低排汽背压4kPa，1号机组凝汽器冷却水最高进水温度为33℃。增设热泵后，需要将进出凝汽器的循环水温度提高至30℃/36.6℃，凝汽器背压提高至7.62kPa。凝汽器冷却水进水温度低于最高进水温度，因此热泵系统不会对1号机组循环水系统安全运行产生任何影响。但会造成机组背压升高，导致煤耗增加，机组经济性下降。

4．循环水余热回收系统核心设备吸收式热泵属于静态换热设备，热泵回收余热量占电厂总供热能力的5%，即使出现热泵故障的极端情况，对电厂供热安全性也没有太大影响。

5．由于1号机组供热能力增加38.3MW，1号机组供热能力占全厂供热能力份额增加，如2号机组故障停运，投运吸收式热泵的情况下，全厂的供热可靠性会有所提高。

6．由于2号机组热网循环水量降低，会使排汽压力稍有升高，机组经济性会有所下降。

5.经济性分析

1号机组五段抽汽额定流量480t/h，最大可达500t/h，热泵需要82t/h五段抽汽作为驱动热源，热泵机组总供热量93MW，包含回收余热的38.3MW和抽汽放热54.7MW。可多承担供热面积76.6万㎡（按50W/㎡计算）。

1．增加两台吸收式热泵投资约4108万元（不含厂内拆改费用）。可新增供热收入约1014.2万元，节约水塔补水23.1万元，系统运行增加耗电费用22.11万元，1号机组背压升高导致煤耗增加19.84万元，系统设备保养费用按30万元计算，合计每年增加收益965.35万元，投资回收周期4.26年。

2．吸收式热泵运行将减少2号机组冬季运行时循环水量，2号机组的经济性会有所降低。因此需要高背压设计单位山东青岛宏奥公司对保证2号机组最大出力、安全运行情况下的凝汽器冷却水量进行详细核算，以确定热泵最大可用的热网循环水量。

3．由于公司各管道系统错综复杂，布置泵房等的拆改费用不确定。

4．由于该公司循环水水质较差，热泵长期运行后，管壁会有附着物，换热效果会受一定影响。调研其它电厂热泵投运情况，该厂热泵系统运行五年，回收热量约为设计容量的70%，年维护费用约50万元。

综上所述，按照该电厂五年平均回收热量计算投资回收周期预计6.08年，不符合华电国际《技术改造项目管理办法（2015版）》第二十条“（三）节能降耗类项目静态投资回收期原则上应在5年以内”。

6.可行性分析

6.1技术可行性

吸收式热泵技术较成熟，火电厂运行业绩较多。受该公司热网系统循环水量较小限制，可采用部分回收方式，增设两台吸收式热泵机组，该系统对现有系统影响最小，技术方案可行。可以回收循环水余热量38.3MW，增加供热面积76.6万平方米。

6.2实施可行性

1．经济性分析热泵投资周期预计6.08年，不符合公司技改投资5年回收周期的要求。火电厂检修人员无法对热泵本体进行维护，设备维护成本较高，设备长期运行可靠性具有不确定性。

2．热泵实施项目与国家能源局提倡的灵活性改造热电解耦方式存在一定矛盾。如灵活性项目实施后，1号机组深度调峰时，最大抽气量仅为200t/h，会造成热泵驱动汽源和热网二次加热之间 的调整矛盾。

3．热泵设备占地面积较大，不利于公司二期建设和灵活性改造项目布局建设。目前公司二期工程建设和灵活性改造建设要求，均需对厂内热力系统进行改造，1号机组附近已无热泵布置空间。如远离1号机组布置，系统施工拆改工作难度较大，拆改费用较高。

参考文献

[1] 《河北华电石家庄裕华热电有限公司300MW机组集控运行规程》

[2] 《溴化锂吸收式热泵的工作原理》