热泵回收电厂循环水余热模型运行方式的经济性分析

丁常富，崔 可，邴汉昆，郝宗凯，蔡志成

（ 华北电力大学能源动力与机械工程学院，河北保定 071003）

0 引言

电力工业为了实现“十一五”能源消耗和主要污染物排放总量控制目标实施“上大压小、节能减排”的能源政策，积极鼓励建设大容量、高参数抽凝式热电机组。但是，这一类热电联产机组为保证安全运行必须通过冷却塔向热电厂周围环境排放大量低温余热，该余热数量巨大，可占到机组额定供热量的30%以上［1－6］。以北京市的现状为例，接入市政大热网的四大主力热电厂白白排放的循环水余热量达1000 MW以上，如配备相应容量的调峰热源，则可增加供热面积4000～5000万m2，相当于目前市政大热网供热面积的35%以上，每年将为北京市减少采暖用燃料耗量约60余万吨标煤，减少电厂循环水蒸发损失80万吨［6－7］。

随着城市规模的迅猛扩张，我国很多地方出现了集中热源不足的问题［4］。供热面积的剧增，对于好多早已达到供热面积饱和的热电厂来说，已经无力承担［8］。但是由于资金、环境等各方面的原因不能增建热电厂，所以为了有效解决此类问题，文中以某电厂 N200/CC144－12.75/535/535/0.981/0.245型机组为例，利用热泵技术回收电厂循环冷却水余热，建立余热回收物理模型和数学模型，然后对模型进行经济性分析与工作参数的比选，为以后余热回收工作提供了一些参考。

1 冷源余热回收系统物理模型的建立

文中采用的机组型号为N200/CC144－12.75/535/535/0.981/0.245，以该机组为例，用溴化锂吸收式热泵回收循环冷却水余热。主要思路是在保证凝汽器正常工作且不引起汽轮机背压及发电功率变化的情况下，维持循环冷却水温度一定，用部分汽机供暖抽汽驱动热泵回收循环冷却水的余热，可以将一次热网回水初步加热，然后用热网加热器继续提高到设计供水温度，以满足供热高峰期用户的供暖需求，如图1所示。

图1 冷源余热回收系统物理模型

2 冷源余热回收系统数学模型的建立

以额定抽汽工况为例，该机组的采暖抽汽压力为0.245 MPa、温度为265℃、流量为270 t/h，该模型依然取该段抽汽，并作假设:(1)用户的供暖需求不变;(2)机组主蒸汽参数不变;(3)低压缸排汽温度压力以及回热系统温度压力均保持不变;(4)提高循环冷却水的进出口温度为20/30℃，并保持不变。

2.1 供暖抽汽量及热网工作参数的计算

设定热泵制热系数COP、一次热网供回水温度tg/th，计算供暖抽汽量、一次热网循环水流量等参数［8－10］。根据假设和图示对模型列出关系式(1)－(5):

式中:

a—溴化锂吸收式热泵所需驱动蒸汽流量，t/h;

b—热网加热器所需供热抽汽流量，t/h;

m—汽机供热抽汽总流量，t/h;

Gxh1—回收的循环冷却水流量，t/h;

Grw—一次热网循环水流量，t/h;

hg—一次热网供水温度对应的焓值，kJ/kg;

hh—一次热网回水温度对应的焓值，kJ/kg;

hj—循环冷却水进口温度对应的焓值，kJ/kg;

hc—循环冷却水出口温度对应的焓值，kJ/kg;

hbc—热泵热水出口的焓值，(模型中取出口温度为90℃)kJ/kg;

hgc—汽轮机供暖抽汽焓值，kJ/kg;

hgn—汽轮机供暖抽汽凝结水焓值，kJ/kg;

cop—热泵的制热系数;

ηhr—抽汽转化为热的效率，设为98%。

2.2 发电增量、循环冷却水量的计算

当汽轮机供暖抽汽量m减少时，则发电量会增加，低压缸排汽量Gpq也会增加。在假定低压缸排汽以及回热系统的温度压力不变时，根据热平衡方程，推导出各段抽汽量及低压缸排汽量Gpq，进而推导出发电增量ΔP、循环冷却水量Gxh2，如公式(6)－(8)所示:

式中:

ΔP—机组发电增量，kW;

m0—额定工况下汽机供热抽汽总流量，t/h;

hpq—低压缸排汽焓值，kJ/kg;

G3—中压缸排汽处的第三段抽汽量，t/h;

G'3—汽机供暖抽气量变化后，中压缸排汽处的第三段抽汽量，t/h;

ηdy—低压缸效率;

Gxh2—循环冷却水流量，t/h;

Gpq—低压缸排汽流量，t/h;

hns—热井出口凝结水焓值，kJ/kg;

n—冷凝热，MW;

3 模型的经济性分析及供回水温度的比选

该模型取热泵制热系数为1.7，一次热网供水温度tg分别取110℃、115℃、120℃、125℃、130℃，通过对一次热网流量Grw的试算，以保证一次热网回水温度th维持在60℃，本模型只需改造一台机组的凝汽器即可，所以对这台机组而言，如发电增量ΔP、低压缸排汽量Gpq等参数如表1所示。

表1 原系统与余热回收模型的经济性对比

经计算，由表1可以得出如下结论:

(1)当汽机供暖抽汽总量变化时，低压缸的排汽量呈线性变化，并不是等量变化，如图2所示，发电增量也呈线性变化，如图3所示;

(2)本模型仅需要对一台机组的凝汽器进行改造，所以对该台机组而言，当一次热网供水温度升高时，汽机供暖抽汽总量增加，冷凝废热随之减少，但是未回收的冷凝废热随之增加，并且根据趋势线拟合的公式，发现冷凝热、未回收的冷凝热与一次热网供水温度的关系均呈二次多项式变化，如图4所示;

(3)余热回收模型和原系统相比，得到的收益较明显。模型中，随着一次热网供水温度的升高，发电增量随之减少，节水量亦减少，即在供回水温度为110/60℃时达到最大，日节能收益能达到3498.51元，若供热高峰期按2个月来计算，则仅供热高峰期节能收益可达到503.78万元。

4 结论

文中以 N200/CC144 －12.75/535/535/0.981/0.245型机组为例，对机组的凝汽器进行改造，建立余热回收模型，根据汽轮机、溴化锂吸收式热泵和热网设备等的实际工况对模型的运行方式进行了分析和研究。

(1)将热泵系统嵌入原机组热力系统中，建立余热回收模型，经过理论计算分析，在选定的机组参数及热泵性能的限制下，与原机组相比，余热回收模型的节能收益要远高于原机组，这说明此余热回收模型可以提高机组的热经济性，但是该模型效率的提升，还有待热泵技术的进一步发展。

(2)与原系统相比，余热回收模型大大减少循环冷却水的蒸发损失，节省了大量水资源，并减少向环境排放的热量。

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