賈丕建 ，孫立梅 ，邢學榮 ，宋波 ，賈旺霖

（1.煙臺市能源綜合執(zhí)法支隊，山東煙臺 264003；2.南山集團有限公司，山東龍口 265701；3.煙臺市清潔能源檢測中心，山東煙臺 264001）

南山熱電廠現(xiàn)役兩臺150 MW燃煤供熱機組為超高壓和濕冷的抽汽凝汽式機組。為滿足當?shù)毓嵝枨?，該廠兩臺機組建設時均采用熱電聯(lián)產機組，在為南山集團和當?shù)靥峁╇娏Φ耐瑫r，該廠還承擔向南山工業(yè)園區(qū)居民冬季供暖和部分工業(yè)用汽的供熱任務。該廠機組年發(fā)電設備運行時間數(shù)達7 000 h以上，運行期間平均負荷率在90%左右，長期處于接近滿負荷狀態(tài)。

南山熱電現(xiàn)承擔供熱面積約為260萬m2，隨著南山工業(yè)園區(qū)的集中供熱需求的擴大，未來供熱期承擔的供熱面積將達到390萬m2。該電廠現(xiàn)對外承接4個熱力站的供暖供汽任務，供熱采用管道向各熱力站提供，但熱損失及水損失較大，而且還存在安全隱患。為了滿足當?shù)毓嵝枨?，在不增加機組容量的前提下，該廠2019年對3#汽輪發(fā)電機組進行循環(huán)水余熱利用改造。

1 熱負荷

1.1 供熱現(xiàn)狀

目前，南山熱電廠區(qū)內有兩座蒸汽換熱站，換出的熱水通過園區(qū)熱水管網供向廠區(qū)外熱用戶，其余換熱站分布在園區(qū)各處。其中新和站采用低壓抽汽加熱，換熱總站采用高壓抽汽加熱。熱電廠集中供暖熱負荷情況見表1。

表1 熱電廠集中供暖熱負荷情況

結合與熱力公司的實際情況，利用3#機組凝汽器余熱（3#機組冷卻循環(huán)水量為6 200 t/h）實施一期改造。2019年一期主要改造換熱總站和新和站，這兩個換熱站都在該廠內部，在廠內建設余熱回收首站，將換熱總站、新和站和二級站改造為板板換熱模式，原園區(qū)熱力管線不改動，供熱面積約為180萬m2，近期實際供熱負荷為105 MW。

二期主要考慮在一期余熱回收首站改造基礎上，考慮新增城市花園、型材六廠和協(xié)信換熱站的供熱負荷，實際供熱面積增加至260萬m2左右，供熱負荷達145 MW。需要改造部分熱力管網為熱水管網，并改造二級換熱站；遠期預計總供熱面積達390萬m2，總熱負荷估算為223 MW。

1.2 汽輪發(fā)電機組現(xiàn)狀

該廠3#汽輪發(fā)電機組為南京汽輪電機（集團）有限責任公司生產的150 MW抽汽凝汽式兩缸兩排汽機組，3#汽輪發(fā)電機技術參數(shù)見表2。

表2 3#汽輪發(fā)電機技術參數(shù)

兩臺機組的循環(huán)冷卻水系統(tǒng)原為單元制設計，即每臺機組對應一座冷卻塔。后經技術改造，增加了兩機之間的循環(huán)水聯(lián)絡管，可實現(xiàn)冬季單塔運行，滿足兩臺機組的冷卻需求。供暖期3#汽輪機凝汽器循環(huán)冷卻水流量為6 200 t/h，進口平均溫度為12℃，最低溫度為8℃，出口平均溫度為23℃。

2 吸收式熱泵余熱回收原理及方案

2.1 吸收式熱泵供熱技術

吸收式熱泵常以溴化鋰溶液作為工質，對環(huán)境無污染，具有高效節(jié)能的特點。溴化鋰吸收式熱泵，回收利用各種低品位的余熱或廢熱，既可實現(xiàn)節(jié)能增收、降低煤耗和提高電廠熱效率，又可提高自身供熱能力，緩解電廠供暖供熱不足的問題。

吸收式熱泵，通常簡稱 AHP（Absorption Heat Pump），即以蒸汽和廢熱水等高溫熱源為驅動熱源，把低溫熱源的熱量提高到中溫，從而提高了能源的品質和利用效率。吸收式熱泵工作原理，以汽輪機抽汽為驅動能源Q1，產生制冷效應，回收循環(huán)水余熱Q2，加熱熱網循環(huán)水回水，得到的有用熱量（熱網供熱量）為消耗的蒸汽熱量Q1與回收的循環(huán)水余熱量Q2之和，吸收式熱泵熱量收支圖如圖1所示。

吸收式熱泵的能效比COP值——即獲得的有用熱量與為了維持機組運行而需加入的驅動熱源熱量的比值，按工況的不同可達1.7～2.0。而常規(guī)直接加熱方式的熱效率一般按90%～95%計算，即COP值為0.9左右。采用吸收式熱泵替代常規(guī)直接加熱方式在獲得工藝或供暖用熱媒熱量相同的條件下，可節(jié)省總燃料消耗量的40%以上，節(jié)能效果顯著[1]。

吸收式熱泵在電廠回收余熱的應用。原汽輪機凝汽器的乏汽余熱通過冷卻水塔排放到大氣環(huán)境中，造成乏汽余熱損失?，F(xiàn)采用吸收式熱泵，以凝汽器出口33℃的循環(huán)冷卻水作為低溫熱源，以0.6～0.8 MPa的供暖抽汽作為驅動熱源，加熱50℃的熱網循環(huán)水回水，循環(huán)冷卻水降至23～25℃后再引入凝汽器吸收低壓缸排汽余熱，從而達到余熱回收利用的目的。此方案可回收循環(huán)水余熱，提高電廠供熱量，從而提高電廠總的熱效率。熱泵利用技術系統(tǒng)流程圖如圖2所示，熱泵機組流程如圖3所示。

經過對不同供熱技術的分析，結合該廠實際情況，吸收式熱泵供熱技術具有更高的靈活性和穩(wěn)定性，符合該廠生產要求。綜合考慮該廠有兩臺150 MW機組，為了降低機組對供熱外網安全性影響，避免一臺機組停機造成的供熱風險，一期根據(jù)一臺機組的余熱量進行吸收式熱泵技術回收循環(huán)水余熱供熱能力提升改造。

2.2 吸收式熱泵循環(huán)水供熱系統(tǒng)技術

為了實現(xiàn)該廠熱網循環(huán)水供水溫度達到80℃以上，盡量多回收3#機組排汽余熱，同時保證供熱期3#機組安全穩(wěn)定運行和供熱抽汽的需要，確定3#機組以額定抽汽工況為設計工況，此時發(fā)電負荷為118 MW、工業(yè)高壓抽汽流量為60 t/h、供暖高壓抽汽流量為90 t/h、供暖低壓抽汽流量為60 t/h。

吸收式熱泵回收凝汽器循環(huán)水的余熱，多余循環(huán)水繼續(xù)上塔冷卻。同時，熱網循環(huán)水在吸收式熱泵中從回水溫度60℃升溫至90℃，凝汽器加熱后的熱網循環(huán)水再通過熱網加熱器加熱，理論上可以加熱到120℃以上，然后供向電廠的熱用戶。吸收式熱泵循環(huán)水供熱系統(tǒng)工藝流程如圖4所示[3]。

溴化鋰吸收熱泵的供熱水溫度在70～75℃為最佳，而作為城市供熱需要更高的熱水溫度為80～120℃。在總熱負荷一定的情況下，熱網加熱器加熱出水溫度越高，其承擔熱負荷比例將越多，則熱泵機組承擔負荷比例降低，利用循環(huán)水余熱量也同時降低。合理分配溴化鋰熱泵的加熱量和熱網加熱器的加熱量，做到最大限度利用余熱，這樣既能提供溫度高的熱水，同時保證溴化鋰機組工作在高效區(qū)，此時可確定熱泵機組出水溫度為75℃，熱網加熱器出水為85℃，熱網加熱器在選型時，可按照滿足90℃出水考慮。

2.3 吸收式熱泵循環(huán)水余熱利用

改變冬季凝汽器運行參數(shù)，提高凝氣器背壓，即熱泵熱源循環(huán)水采用凝汽器夏季工況參數(shù)，吸收式熱泵循環(huán)水余熱利用原理如圖5所示。

吸收式熱泵的熱源循環(huán)水供回水溫為33/23℃，此時熱泵機組可提供75℃的出水，熱網首站通過高壓蒸汽驅動溴化鋰吸收式熱泵吸收凝汽器循環(huán)水的余熱，加熱熱網循環(huán)水至75℃，熱網循環(huán)水再進入熱網加熱器，采用低壓蒸汽加熱至85～90℃，最后輸送至各二級換熱站進行熱交換，提供熱用戶所需熱水。

采用凝汽器夏季工況參數(shù)，此時熱泵效率較高，COP為1.7，冷卻水的余熱量利用較充分。選用單臺35 MW熱泵機組，熱量、溫差分配及熱泵機組配置見表3。

表3 熱量、溫差分配及熱泵機組配置表

3 節(jié)能減排分析

項目實施后經煙臺市能源綜合執(zhí)法支隊和煙臺市清潔能源檢測中心對相關的數(shù)據(jù)進行了匯總檢測分析。

3.1 節(jié)能節(jié)水分析

1）工況分析。煤耗分析以3#汽輪發(fā)電機組額定抽汽工況為比較基準，并且考慮背壓影響和熱泵系統(tǒng)的耗電量。對于150 MW汽輪發(fā)電機組，在同等發(fā)電量情況下，背壓每升高1 kPa，影響發(fā)電煤耗為1.6～2 gce/kW·h。設計時，統(tǒng)一考慮凝汽器實際端差為8～10℃。冬季循環(huán)水正常平均水溫為23/13℃，汽輪機背壓在5.03 kPa，三循環(huán)水溫度提高到33/23℃時，汽輪機背壓為8.64 kPa，汽輪機背壓增加了3.61 kPa。改造后，生產能耗測試及數(shù)據(jù)分析，發(fā)電煤耗升高7.22 gce/kW·h[3]。

根據(jù)3#汽輪機額定抽汽工況下發(fā)電為118 MW，供暖時間為120 d（2 880 h）。供暖期由于背壓增加影響發(fā)電煤耗增加量為：118 MW×7.22 gce/k W·h×2 880 h÷103=2 453 tce

改造后，熱泵系統(tǒng)回收循環(huán)水余熱負荷為28.8 MW，機組背壓由5.03 kPa升高至8.64 kPa，折合節(jié)省蒸汽耗量約為40 t/h。

供暖期抽汽煤耗取該電廠生產能耗數(shù)據(jù)，實際蒸汽綜合耗煤為130.5 kgce/t。

供暖期節(jié)煤量=130.5 kgce/t×40 t/h×2 8 80 h=15 033 tce。

若電廠供熱面積維持現(xiàn)狀情況不變，提高背壓發(fā)電耗煤增加，新增熱泵系統(tǒng)供熱，可減少抽汽耗煤，且熱泵本身耗電較低可不計。

實際年節(jié)煤量：15 033 tce-2 453 tce=12 580 tce

考慮年供暖期負荷運行調整系數(shù)為0.6，實際年節(jié)約煤量：12 580 tce×0.6=7 548 tce。

若煤價格為900元/tce，年節(jié)約燃煤費用：7 548 tce×900元/tce=679萬元。

2）供熱期運行分析。根據(jù)該電廠提供的相關資料，統(tǒng)籌考慮3#機組高背壓循環(huán)水供熱運行，3#機組循環(huán)水熱泵利用工程一期改造完成后，熱泵機組在整個供熱期運行可節(jié)約標煤7 548 t。按平均發(fā)電負荷為150 MW 計算供熱期降低發(fā)電煤耗約為17.5 gce/kW·h，背壓升高影響煤耗升高7.22 gce/kW·h；熱泵本身耗電較低，廠用電升高影響煤耗升高2 gce/kW·h，改造后供熱期綜合影響煤耗降低8.28 gce/kW·h。

3）供熱期運行節(jié)水分析。本項目實施后，來自凝汽器的約6 000 t/h循環(huán)水經過吸收式熱泵降溫，循環(huán)水基本不需要再上塔冷卻，從而相應減少了冷卻塔的排污和漂水等造成的補水，補水量按循環(huán)水的0.5%計算，本項目供暖期節(jié)約用水量為8.64萬t，冷卻塔補水采用工業(yè)水，補水成本價為2.4 元 /t。

改造方案中熱泵及熱網加熱器的凝結水可以完全回收，相比原蒸汽供熱（凝結水不回收）方式可節(jié)水140 t/h，年節(jié)約用水量達40.32萬t?，F(xiàn)該電廠蒸汽供熱凝結水基本不回收，其補充水采用除鹽水，補水成本價為8.58元/t，經計算該廠年供暖期間可節(jié)約水費約為366.7萬元。

3.2 減排效果分析

項目一期實施改造完成后，供熱期熱泵運行期間，年節(jié)標煤量為7 548 t，通常每燃燒1 t標煤約排放二氧化碳2.6 t，二氧化硫約24 kg，氮氧化物約7 kg。所以該廠每年可分別減少二氧化碳、二氧化硫和氮氧化物為1.96萬t、181.2 t和52.8 t。

3.3 社會效益分析

本供熱工程全部實施改造后，社會效益體現(xiàn)如下：

1）相比常規(guī)供熱方案耗煤量大幅減少，同時還減少了煤、灰渣在裝卸、運輸、貯存過程中對環(huán)境、交通及占地的影響。

2）由于燃煤量的減少，其排放的CO2、SO2和NOX相應也減少，城市環(huán)境空氣質量得到改善。

3）新建的熱力站，由于設備轉動部件少，噪音低，對居民生活的影響將降至最低。

4）由于不再新建鍋爐房，將大大減少占地面積，有利于該廠今后的建設和發(fā)展。

4 經濟效益計算分析

對本項目靜態(tài)投資約為3 500萬元，其中熱網首站采用熱泵機組供熱，相對全部采用常規(guī)熱網加熱器方式投資增加部分是熱泵機組與熱網加熱器的投資差價，約為1 300萬元。

根據(jù)計算，該廠項目實施改造后，年節(jié)約標煤費用約為679萬元，年供暖期可節(jié)約水費 220萬元，同時“汽改水”后，供暖期供熱系統(tǒng)熱損率可由目前的25%降至5%以內，綜合節(jié)能相對可以節(jié)約25%的供熱量。一期供熱負荷為105 MW，減少熱損：Q=105 MW×0.6×20%÷（1-20%）=15.75 MW，熱損的減少節(jié)煤費用：Q×P×S÷29.307×900元 /tce=15.75 MW ×3.6 MJ/MW·h×2 880 h÷29.307 MJ/tce×900元 /tce=501.5萬元（運行時間S為2 880 h；P 為 3.6 MJ/MW·h；煤熱值為 29.307 MJ/tce）[4]。

熱網首站新增用電設備的電功率為2 012 kW，南山熱電廠電費按0.3元/kW·h計算，供暖期新增耗電費用：0.3元/kW·h×2 012 kW×0.6×2 880 h=104.3萬元。

綜合經濟效益：679萬元 +220萬元 +501.6萬元-104.3萬元=1 296.3萬元

5 結語

該電廠3#機組循環(huán)水熱泵利用工程，經過改造后工程各項指標滿足運行要求，經濟效益及環(huán)保效益顯著。

1）該電廠3#機組循環(huán)水熱泵利用工程（一期）改造完成后，節(jié)約標煤效果顯著，年節(jié)約標煤達7 548 t。

2）該電廠3#機組循環(huán)水熱泵利用工程改造后，額定工況回收循環(huán)水余熱負荷為28.8 MW，滿足供暖面積180萬m2的熱量需求，該廠總供熱負荷為105 MW。項目靜態(tài)投資為3 500萬元，通過經濟性分析，熱網首站采用熱泵機組供熱，相對全部采用常規(guī)熱網加熱器方式投資增加部分是熱泵機組與熱網加熱器的差價約為1 300萬元，而采用吸收式熱泵利用余熱供暖季（相對原供熱方式）可以節(jié)約的費用為1 296.3萬元，即熱泵機組部分靜態(tài)投資回收期約為1 a，總項目靜態(tài)回收期約為2.70 a。