内蒙古能源发电投资有限公司兴安热电厂装机为2×340 MW机组,汽轮机为哈尔滨电站设备集团公司生产的亚临界、一次中间再热、双缸双排汽、直接空冷、抽汽凝汽式供热机组,配备额定蒸发量为1176t/h亚临界参数、自然循环褐煤锅炉。

2台机组最大抽汽设计供热面积为8.0 km²,而地区配套热网项目的设计最大供热面积已达到9.91 km²,机组供热能力将无法满足远期供暖负荷增长的要求。为此,根据现有直接空冷机组的实际情况,提出了装设空冷热泵装置的设计方案。拟通过对空冷岛排汽系统进行改造,利用抽汽作为驱动热源,使用溴化锂吸收式热泵机组回收部分乏汽余热,并将其转换为可供城市热网的热能,提高供水温度,降低供热成本及发电能耗,同时满足供热面积不断增加的需求。 2 热泵系统构成

利用热泵技术进行改造时,驱动热源来自于汽轮机组的排汽,吸收剂采用溴化锂,冷却剂为水。由于水的沸点随着压力降低而降低,可以用来提取汽轮机组排汽中的低位热能,再通过回收、转换、提取等工艺,制取采暖所需的高温热水^[1]。

通常,溴化锂吸收式热泵由取热器、加热器、浓缩器及再热器等4个部分构成,工艺流程示意图见图 1所示^[2]。

图1(Figure 1)

图 1 热泵工艺流程示意图

取热器的作用是将介质水转变为水蒸气,其工作原理利用了水在低真空条件下会发生低温沸腾、气化的现象。取热器工作原理如图 2所示。

图2(Figure 2)

图 2 取热器工作原理示意图

从取热器中引出的水蒸气会被送至加热器,加热器的作用是利用吸收的热量加热循环管道内的水,从而实现低温热源的热量向被加热热媒转移。加热器工作原理见图 3。水蒸气在加热器内,以溴化锂溶液进行喷淋,溴化锂溶液将水蒸气转变为水溶液并产生大量热能,将加热器内循环管路中的水加热,使其温度逐渐升高。

图3(Figure 3)

图 3 加热器工作原理示意图

浓缩器的作用是将吸收水蒸气后被稀释的溴化锂溶液再度进行浓缩,重新获得高浓度的溴化锂溶液。利用汽轮机的抽汽,在浓缩器内对已经稀释放热的溴化锂稀溶液进行浓缩,浓缩后的溴化锂溶液输送回加热器内继续吸收水蒸气热能来加热供水。浓缩器工作原理见图 4所示。

图4(Figure 4)

图 4 浓缩器工作原理示意图

浓缩器产生的高温水蒸气送至再热器,对热水进行二次加热,使水温上升到更高温度。再热器工作原理如图 5所示。在再热器内,利用来自浓缩器高温水蒸气凝结产生的热能,对加热器内已经过一次加热的水再次进行加热,蒸汽的凝结水输送到蒸发器继续进行下一次循环蒸发。

图5(Figure 5)

图 5 再热器工作原理示意图

2011年以来,利用热泵进行乏汽余热回收供热改造已在国内多家热电厂得到应用推广。例如,华电大同第一热电厂有限公司,北京京能热电股份有限公司石景山热电厂,新疆华电昌吉热电有限责任公司,国电内蒙古东胜热电有限公司,内蒙古蒙电华能热电股份有限公司包头第二热电厂,内蒙古国电能源投资有限公司锡林热电厂等30余家热电厂的热泵供热改造项目已投入应用,均取得了可观的经济、环保和社会效益,说明热泵技术在回收汽轮机乏汽余热方面已非常成熟、可靠。 3.1 案例1

A电厂2×300 MW直接空冷机组进行了乏汽余热回收供热改造,项目总投资9680万元。根据华北电力科学研究院有限责任公司对项目进行的性能试验结果,机组余热供热量可达3300 TJ,可新增供热面积4.50 km²,相当于每年节约标准煤113 kt,每年向大气排放的CO₂、SO₂、NO_x和烟尘分别减少261 kt、2 kt、256.23 t,减排灰渣42.4 kt,节能、环保效益显著^[3]。 3.2 案例2

利用热泵技术对B电厂2×300 MW空冷供热机组实施了排汽余热回收改造,项目投资8500万元。改造后,新增供热面积2.52 km²,年收益2854万元^[4]。 4 兴安热电厂改造方案及效益分析

为了满足地区远期供暖负荷需求,兴安热电厂拟采用热泵技术对空冷系统进行改造,提高机组的供热能力。 4.1 设计方案 4.1.1 热力系统构成

本方案中,供热泵站建设在A列外与空冷岛之间,热力系统构成原理见图 6。将传统的1级加热模式(热网换热器设置1级加热)转变为热泵和热网换热器2级加热模式,利用热泵回收2台机组乏汽的部分冷凝余热(约124.62 MW)。

图6(Figure 6)

图 6 热力系统构成原理示意图

供热系统主要设计参数见表 1。

表1 供热系统主要设计参数

表 1 供热系统主要设计参数

表 1 供热系统主要设计参数

吸热量Q_吸计算方法见公式(1):

i₁-1.7MPa、55℃水的焓,取值231.68 kJ/kg;

i₂-1.25MPa、80℃水的焓,取值335.89 kJ/kg。

循环水流量为8000t/h时,吸热量Q_吸=231.58 MW。 4.1.3.2 驱动蒸汽放热量

驱动蒸汽的放热量Q_放计算方法见公式(2):

i₁′-0.38MPa、247℃蒸汽焓,取值2959.007 kJ/kg;

i₂′-9kPa、55℃凝结水焓,取值230.163 kJ/kg。

驱动蒸汽流量为100 000 kg/h时,驱动蒸汽的放热量Q_放=75.8 MW。 4.1.3.3 有效利用热量

可利用的总热量Q_总=Q_吸-Q_放=155.78 MW。

如设备效率以80%计,则有效利用热量:

Q_有效=155.78 MW×80%=124.62 MW。 4.1.3.4 机组可回收的乏汽余热量

机组乏汽余热主要为汽轮机排汽至空冷岛内凝结时释放出的汽化潜热。机组采暖期运行时,单台机组乏汽量为400~600 t/h,余热量约为252 MW,远大于可利用的总热量(155.78 MW),项目可行。 4.2 设备配置

(1) 每台汽轮机组设置2台制热量为70 MW的热泵,回收机组乏汽的部分冷凝余热。

(2) 机组乏汽由空冷岛排汽管道上引出后进入热泵,乏汽经热泵回收余热后,凝结成约50℃的凝结水返回至汽轮机排汽装置。

(3) 热网回水(流量为8000t/h)进入热泵,温度从55℃升高到80℃后,再进入换热首站,经热网加热器二次加热后对外供热。 4.3 空冷岛防冻

汽轮机组变工况运行时,可通过调整空冷凝汽器运行列数以及系统优化运行来满足空冷岛的防冻要求^[5]。 4.4 节能效益分析

经计算,项目完成后,每年可节约标煤66.9 kt,减少SO₂排放量1.16 kt,减少CO₂排放量166.9 kt,减少NO_x排放量151.64 t,减少烟尘排放量1.3 kt,减排灰渣25.1 kt。 5 结论

(1) 除热泵系统外,只需增设1台热网循环泵,即可使兴安热电厂的供热能力得到提高,增加供热面积2.0km²,能够满足外网供热负荷的增长需求。

(2) 经测算,项目的投资回收期为7.58 a,经济效益较好。项目资金来源可考虑能源合作垫资、利润分成、分期还付方式。

(3) 项目具有良好的经济、环保效益,项目建成将缓解地区供热紧张情况,社会效益显著^{[6, 7, 8, 9, 10]}。