熱電廠循環(huán)水余熱利用和節(jié)能減排效益分析

賈丕建 ，孫立梅 ，邢學(xué)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(tuán)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(jī)組為超高壓和濕冷的抽汽凝汽式機(jī)組。為滿足當(dāng)?shù)毓嵝枨?，該廠兩臺機(jī)組建設(shè)時均采用熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組，在為南山集團(tuán)和當(dāng)?shù)靥峁╇娏Φ耐瑫r，該廠還承擔(dān)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(wù)。該廠機(jī)組年發(fā)電設(shè)備運行時間數(shù)達(dá)7 000 h以上，運行期間平均負(fù)荷率在90%左右，長期處于接近滿負(fù)荷狀態(tài)。

南山熱電現(xiàn)承擔(dān)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(kuò)大，未來供熱期承擔(dān)的供熱面積將達(dá)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(wù)，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(dāng)?shù)毓嵝枨?，在不增加機(jī)組容量的前提下，該廠2019年對3#汽輪發(fā)電機(jī)組進(jìn)行循環(huán)水余熱利用改造。

1 熱負(fù)荷

1.1 供熱現(xiàn)狀

目前，南山熱電廠區(qū)內(nèi)有兩座蒸汽換熱站，換出的熱水通過園區(qū)熱水管網(wǎng)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(fù)荷情況見表1。

表1 熱電廠集中供暖熱負(fù)荷情況

結(jié)合與熱力公司的實際情況，利用3#機(jī)組凝汽器余熱（3#機(jī)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(nèi)部，在廠內(nèi)建設(shè)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(fù)荷為105 MW。

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

1.2 汽輪發(fā)電機(jī)組現(xiàn)狀

該廠3#汽輪發(fā)電機(jī)組為南京汽輪電機(jī)（集團(tuán)）有限責(zé)任公司生產(chǎn)的150 MW抽汽凝汽式兩缸兩排汽機(jī)組，3#汽輪發(fā)電機(jī)技術(shù)參數(shù)見表2。

表2 3#汽輪發(fā)電機(jī)技術(shù)參數(shù)

兩臺機(jī)組的循環(huán)冷卻水系統(tǒng)原為單元制設(shè)計，即每臺機(jī)組對應(yīng)一座冷卻塔。后經(jīng)技術(shù)改造，增加了兩機(jī)之間的循環(huán)水聯(lián)絡(luò)管，可實現(xiàn)冬季單塔運行，滿足兩臺機(jī)組的冷卻需求。供暖期3#汽輪機(jī)凝汽器循環(huán)冷卻水流量為6 200 t/h，進(jìn)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(shù)

吸收式熱泵常以溴化鋰溶液作為工質(zhì)，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?zé)嵩礊轵?qū)動熱源，把低溫?zé)嵩吹臒崃刻岣叩街袦?，從而提高了能源的品質(zhì)和利用效率。吸收式熱泵工作原理，以汽輪機(jī)抽汽為驅(qū)動能源Q1，產(chǎn)生制冷效應(yīng)，回收循環(huán)水余熱Q2，加熱熱網(wǎng)循環(huán)水回水，得到的有用熱量（熱網(wǎng)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(jī)組運行而需加入的驅(qū)動熱源熱量的比值，按工況的不同可達(dá)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?cè)剂舷牧康?0%以上，節(jié)能效果顯著[1]。

吸收式熱泵在電廠回收余熱的應(yīng)用。原汽輪機(jī)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?zé)嵩矗?.6～0.8 MPa的供暖抽汽作為驅(qū)動熱源，加熱50℃的熱網(wǎng)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(dá)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(shù)系統(tǒng)流程圖如圖2所示，熱泵機(jī)組流程如圖3所示。

經(jīng)過對不同供熱技術(shù)的分析，結(jié)合該廠實際情況，吸收式熱泵供熱技術(shù)具有更高的靈活性和穩(wěn)定性，符合該廠生產(chǎn)要求。綜合考慮該廠有兩臺150 MW機(jī)組，為了降低機(jī)組對供熱外網(wǎng)安全性影響，避免一臺機(jī)組停機(jī)造成的供熱風(fēng)險，一期根據(jù)一臺機(jī)組的余熱量進(jìn)行吸收式熱泵技術(shù)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(shù)

為了實現(xiàn)該廠熱網(wǎng)循環(huán)水供水溫度達(dá)到80℃以上，盡量多回收3#機(jī)組排汽余熱，同時保證供熱期3#機(jī)組安全穩(wěn)定運行和供熱抽汽的需要，確定3#機(jī)組以額定抽汽工況為設(shè)計工況，此時發(fā)電負(fù)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(wǎng)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(wǎng)循環(huán)水再通過熱網(wǎng)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(fù)荷一定的情況下，熱網(wǎng)加熱器加熱出水溫度越高，其承擔(dān)熱負(fù)荷比例將越多，則熱泵機(jī)組承擔(dān)負(fù)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(wǎng)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(jī)組工作在高效區(qū)，此時可確定熱泵機(jī)組出水溫度為75℃，熱網(wǎng)加熱器出水為85℃，熱網(wǎng)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(jī)組可提供75℃的出水，熱網(wǎng)首站通過高壓蒸汽驅(qū)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(wǎng)循環(huán)水至75℃，熱網(wǎng)循環(huán)水再進(jìn)入熱網(wǎng)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(jìn)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(jī)組，熱量、溫差分配及熱泵機(jī)組配置見表3。

表3 熱量、溫差分配及熱泵機(jī)組配置表

3 節(jié)能減排分析

項目實施后經(jīng)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(guān)的數(shù)據(jù)進(jìn)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(jī)組額定抽汽工況為比較基準(zhǔn)，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(jī)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(shè)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(jī)背壓在5.03 kPa，三循環(huán)水溫度提高到33/23℃時，汽輪機(jī)背壓為8.64 kPa，汽輪機(jī)背壓增加了3.61 kPa。改造后，生產(chǎn)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(jī)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(fù)荷為28.8 MW，機(jī)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(chǎn)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(fù)荷運行調(diào)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(guān)資料，統(tǒng)籌考慮3#機(jī)組高背壓循環(huán)水供熱運行，3#機(jī)組循環(huán)水熱泵利用工程一期改造完成后，熱泵機(jī)組在整個供熱期運行可節(jié)約標(biāo)煤7 548 t。按平均發(fā)電負(fù)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(jīng)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(yīng)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(wǎng)加熱器的凝結(jié)水可以完全回收，相比原蒸汽供熱（凝結(jié)水不回收）方式可節(jié)水140 t/h，年節(jié)約用水量達(dá)40.32萬t?，F(xiàn)該電廠蒸汽供熱凝結(jié)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(jīng)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(biāo)煤量為7 548 t，通常每燃燒1 t標(biāo)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(yīng)也減少，城市環(huán)境空氣質(zhì)量得到改善。

3）新建的熱力站，由于設(shè)備轉(zhuǎn)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(shè)和發(fā)展。

4 經(jīng)濟(jì)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(wǎng)首站采用熱泵機(jī)組供熱，相對全部采用常規(guī)熱網(wǎng)加熱器方式投資增加部分是熱泵機(jī)組與熱網(wǎng)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(biāo)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(nèi)，綜合節(jié)能相對可以節(jié)約25%的供熱量。一期供熱負(fù)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(wǎng)首站新增用電設(shè)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(jīng)濟(jì)效益：679萬元 +220萬元 +501.6萬元-104.3萬元=1 296.3萬元

5 結(jié)語

該電廠3#機(jī)組循環(huán)水熱泵利用工程，經(jīng)過改造后工程各項指標(biāo)滿足運行要求，經(jīng)濟(jì)效益及環(huán)保效益顯著。

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

2）該電廠3#機(jī)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(fù)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(fù)荷為105 MW。項目靜態(tài)投資為3 500萬元，通過經(jīng)濟(jì)性分析，熱網(wǎng)首站采用熱泵機(jī)組供熱，相對全部采用常規(guī)熱網(wǎng)加熱器方式投資增加部分是熱泵機(jī)組與熱網(wǎng)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(jī)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。