电厂循环水废热远程物联热泵增焓区域供能分析研究

刘洪亮，江建平，杨建厦

（国家电投江西电力有限公司，江西南昌330096）

0　引言

热泵是利用吸热介质，在消耗一部分能量的条件下，将热能从低温热源转向高温热源的高效能源利用技术[1]。水源热泵是利用地球表面浅层水源如地下水、河流和湖泊中吸收的太阳能和地热能而形成的低温低位热能资源[2]，或具有热能资源的电厂循环水、废水、中水等，并采用热泵原理，通过少量的高位电能输入，实现低位热能向高位热能转移[3-6]。由于水源热泵的冷热源温度全年较为稳定，使得系统制冷、制热系数可达 3.5～5.0[7]。

赣江新区儒乐湖产业新城电厂循环水废热热泵供能项目充分利用电厂循环冷却水作为低温热源，通过热泵技术向产业新城集中供能，满足了新城冷热负荷需求，提升了新城城市品质，极大地改善了居民生活质量，符合国家节能减排，动能转换的战略需求。

1　项目概况

该项目供能区域为赣江新区儒乐湖新城以及临空区福银高速以南。其中儒乐湖新城规划面积约12.1 km2，规划常住人口约12万人。临空区福银高速以南区域规划面积约12.8 km2，产业人口约9.8万人，常住人口约1.8万人。项目将新昌发电厂循环水作为分布式能源站冬季供热热源，分布式冷凝塔作为保障，采用水源热泵机组制备55/35℃空调热水，满足区域冬季供热负荷需求；夏季则以冷凝塔作为机组的冷却水源，利用冷水机组与冷水热泵机组制备5/15℃空调冷水，满足区域供冷负荷需求；同时采用水蓄能系统，利用分时峰谷电价来降低系统运行费用。

用情景分析方法计算，选取区域内典型的建筑功能类型、设定典型的气象条件、建筑物使用时间表、内部负荷强度、设备效率等不同情景组合，用建筑能耗分析软件得出情景负荷，确定系统的峰值、低谷、基础负荷；确定区域的典型负荷曲线；确定负荷分布，与能源系统的运行情况相匹配，合理分配负荷。根据计算结果，儒乐湖新城拟设8个能源站，冷负荷总计395.86 MW，热负荷总计223.12 MW。临空港区拟设2个能源站，冷负荷总计133.48 MW，设计热负荷55.58 MW。设计总冷负荷为529.34 MW，总热负荷为278.7 MW。项目年总供冷量为490.60×104GJ，年总供热量为125.05×104GJ，供能总量为615.65×104GJ。

2　电厂循环水热泵技术方案

2.1　电厂循环水热资源分析

循环水资源来自距儒乐湖新城7 km的超大型热源点新昌电厂（2×700 MW），厂内设有2×700 MW发电机组，电厂循环冷却水系统采用闭式循环冷却，循环冷却水水源采用赣江水作为补水，每台机组设计循环水量为夏69 460 m3/h，冬46 420 m3/h。循环水量总量合计为夏季138 920 m3/h，冬季92 840 m3/h。利用循环冷却水作为热泵低位热源的优势在于：1）电厂循环水冬季平均温度在35℃左右，远高于冬季环境空气以及地表水温度，能够提高制冷循环蒸发温度，能效比因此提高。2）循环冷却水水质优良，且有相对稳定的流量和温度，温度波动范围远低于空气，可保证机组运行的稳定性和可靠性。

2.2 电厂循环水废热远程物联热泵增焓总体技术方案

通过远程物联热泵增焓技术，提取循环冷却水废热，技术原理如图1所示，系统主要可分为电厂改造、长输管线、热泵增焓供能和供能管网及末端四部分。在电厂端循环冷却水与来自汽轮机的蒸汽在凝汽器进行换热，可将循环冷却水温度提升至37℃。冷却水经水源水长输管网送至分布式热泵站，其热量在蒸发器中被工质吸收，温度降至15℃，由长输管线返回电厂。在冷凝器中，供能热水吸收工质冷凝释放的热量，温度由35℃提升至50℃，随后热水依次经一次供能管网、二级分配站和二次供能管网泵送至供热末端进行供热。

图1　远程物联热泵增焓总体技术示意图

2.3　电厂循环水改造方案

为提高能量利用效率，对电厂循环冷却水线路做调整，使汽轮机乏汽热量也得到充分利用，流程如图2所示。改造后，循环冷却水在凝汽器中吸收汽轮机排汽凝结放出的热量后温度升高，一部分从凝汽器出口经输水管道到达能源站水源热泵蒸发器，在蒸发器中放出热量后再次回到电厂循环水池；另一部分直接进入电厂冷却塔冷却，冷却后回到循环水池。工质在热泵蒸发器中吸收循环冷却水的热量后，经压缩机升温升压，在热泵冷凝器中将热量放给供暖热水，后经过热泵机组节流阀降温降压，回到热泵机组蒸发器中继续吸热，完成下一次循环。

图2　电厂循环冷却水利用流程

2.4　热泵增焓区域供能技术方案

能源站夏季制冷流程如图3所示，采用热泵机组和冷水机组制冷，设计供回水温度为5℃/15℃。空调冷冻水回水（15℃）经循环水泵增压后进入机组蒸发器侧实现降温（5℃），空调冷水经供能管网输送至各用户满足空调制冷需求。离心式冷水机组设计制冷量6 500 kW，能效比（Cofficient of Performance，COP）为6.30，制冷剂为R134a。冷凝器进出水温度分别为32/37℃，水流量1 311 m3/h。离心式水源热泵机组设计制冷量6 500 kW，COP为6.00，制冷剂同样为R134a。蒸发器进出水温度分别为15/5℃。冷凝器进出水温度分别为32/37℃，水流量1 332 m3/h。

能源站冬季制热流程如图4所示，利用电厂循环水作为低温热源。从凝汽器出来的电厂循环水经过水泵加压后，通过循环水管网从电厂送至新城区域能源站机房，经热泵蒸发器换热后，通过回水管网返回电厂，再进入到凝气吸热。冬季供暖回水经循环水泵增压后进入热泵机组冷凝器侧实现升温，空调热水经供能管网输送至各用户。由于电厂循环水水温较稳定，因此能保证系统制热的高效率。离心式水源热泵机组设计制热量7 000 kW，COP为7.10。蒸发器进出水温度分别为37/15℃。冷凝器进出水温度分别为35/50℃，水流量602 m3/h。多台热泵机组阶梯并联使用，提高系统效率。

图3　能源站夏季制冷流程

图4　能源站冬季制热流程

3　水源热泵节能效益评价

方案1：电厂循环冷却水热泵方案，年对外供冷490.62 GJ，供热共计124.85 GJ，制冷年耗电量38 930万kWh，制热年耗电量10 520万kWh，年耗电总量49 450万kWh，年耗电总成本37 840万元；年耗市政自来水总量555万吨，年耗市政自来水成本1 760万元，年耗电厂循环水总量1 375万t，年耗电厂循环水成本225万元，年耗水总成本1 985万元。全年耗能总成本39 825万元。

方案2：冷却塔+电制冷机组+天燃气锅炉供热方案，制冷常规方案COP按3.0计，年制冷耗电量45 300万kWh，年耗电总成本34 663.6万元；制热常规方案燃气热值按8 300 kcal/Nm3计算，锅炉效率按0.85计，年耗气量4 227.74万m3，年耗气成本16 361.35万元；市政自来水耗水总量555万吨，耗水总成本1 760万元。全年耗能总成本52 784.95万元。

综合全年运行费用，热泵方案全年运行水电成本为39 825万元，常规能源方案全年运行水电气成本52784.95万元，采用热泵方案耗能成本比常规方案节约24.5%，其中冬季供暖用电成本仅为化石燃料费用的43.2%，经济效益十分明显。此外采用热泵方案不需锅炉设施以及无污染物排放，社会效益和环保优势显著。

4　结论

赣江新区儒乐湖产业新城利用电厂循环冷却水远程物联热泵增焓供能项目，以电厂循环冷却水作为低位热源的热泵供能方案，采用循环水工艺改造和远程物联热泵增焓技术，与常规供能方案相比，具有如下显著特点：

1）电厂循环冷却水水质优良、流量，温度稳定，作为水源热泵的低位热源优势明显。使用后的循环水也可返回电厂回热系统，加热给水，提高电厂热效率；

2）相比传统供能方案，电厂循环冷却水热泵技术全年供能运行成本可节约24.5%左右，节能效果明显；

3）可以避免分散设置供能机房，节约社会资源，无燃气锅炉以及尾气排放，具有较好的经济和社会效益，值得在余热资源丰富的地区大力推广。