摘　要：针对某电厂拟将纯凝式发电机组改造成热电机组工程，提出3种热源方案：方案1：配置溴化锂吸收式热泵(回收用于带动汽动给水泵的小汽轮机凝汽器冷却水余热)与汽—水换热器；方案2：配置溴化锂吸收式热泵(回收热电机组汽轮机乏汽余热)与汽—水换热器：方案3：配置汽—水换热器，单纯利用热电机组汽轮机抽汽加热热网回水。对3种热源方案进行了技术经济性比较，方案1的技术经济性突出。

关键词：热电联供；  溴化锂吸收式热泵；  热电厂

Comparison among Heat Source Schemes Using Absorption Heat Pump for Recovering Waste Heat from Thermal Power Plant

Abstract：For a planned project of transforming condensing turbo-generator set into thermal power unit in a power plant，three kinds of heat source schemes are put forward．Scheme l is to equip the lithium bromide absorption heat pump(recovering waste heat from cooling water in small steam turbine condenser used to drive the steam feed pump)and the steam-water heat exchanger．Scheme 2 is to equip the lithium bromide absorption heat pump(recovering steam exhaust waste heat from thermal power unit steam turbine)and steam-water heat exchanger．Scheme 3 is to equip the steam-water heat exchangers，and the extraction steam from thermal power unit steam turbine is merely used to heat the return water in heat-supply network．The three kinds of heat source schemes are compared technically and economically，and the scheme l is outstanding in terms of technology and economy．

Keywords：heat and power cogeneration；lithium bromide absorption heat pump；thermal power plant

1　工程概况

某电厂拟将2×330MW纯凝式发电机组改造为热电机组，并采用溴化锂吸收式热泵机组(以下简称热泵机组)^[1]回收利用工艺余热，实现供热面积400×10⁴m²。设计供暖热负荷为232MW，设计供、回水温度为120、65℃，供热介质质量流量为3627t／h。改造后，热电机组汽轮机抽汽压力为0.4MPa，温度为231.3℃。

热电厂蒸汽锅炉给水泵(汽动给水泵)由小汽轮机驱动，小汽轮机驱动蒸汽来自发电机组汽轮机抽汽。热泵机组的驱动蒸汽为发电机组汽轮机抽汽^[2]，热泵机组的低温热源可分别选用小汽轮机凝汽器冷却水、发电机组汽轮机乏汽。本文根据热泵机组两种低温热源设计两种热源方案，与传统热电联供方案(热网回水直接经汽—水换热器升温后供热，汽—水换热器热源来自发电机组汽轮机抽汽)进行技术经济性比较。

2　热源方案

①方案1

发电机组汽轮机抽汽作为热泵机组驱动蒸汽，低温热源为小汽轮机凝汽器冷却水余热。方案1的系统流程见图1。系统流程可分为3个分项流程：a．热网循环水流程：热网回水65℃，经热泵机组加热至88℃后，进入汽—水换热器加热至l20℃作为热网供水。b．发电机组汽轮机抽汽流程：不考虑小汽轮机用汽，发电机组汽轮机抽汽分为两部分，一部分作为热泵机组驱动蒸汽，另一部分进入汽—水换热器加热热网回水，两部分凝结水温度均为95℃，并由汽动给水泵加压输送回蒸汽锅炉。c．凝汽器冷却水流程：小汽轮机凝汽器出口冷却水温度为51℃，作为热泵机组低温热源，余热利用后温度降至42．7℃，经冷却塔进一步降温后(冷却塔出水温度为37.5℃)进入凝汽器。

方案1的运行策略为：初末寒期采用热泵机组单独供热，汽—水换热器不启动，当热泵机组出水温度不能满足要求时，启动汽—水换热器对热泵机组出水进行加热。配置4台制热能力为24.25MW的热泵机组，3台换热能力为45MW的汽—水换热器。设计条件下(室外温度为-22℃)，方案1单台热泵机组运行参数见表1。

②方案2

方案2的系统流程见图2。进入热泵机组的乏汽由发电机组汽轮机乏汽母管引出，乏汽支管安装真空电动蝶阀，调节进入热泵机组的乏汽量，剩余乏汽进入空冷岛(集中设置空气凝汽器)。根据汽轮机生产厂家提供的冬季汽轮机额定工况热平衡图，确定进入热泵机组的乏汽压力为12.5kPa，温度为50.3℃，质量流量为31.19t／h。

由于热泵机组低温热源为乏汽，热泵机房宜设置在空冷岛附近，且机房占地面积不宜过大，选择2台制热能力为48.5MW的热泵机组，3台换热能力为45MW的汽—水换热器。方案2的运行策略与方案1一致，设计条件下(室外温度为-22℃)，方案2单台热泵机组运行参数见表2。

③方案3

方案3为传统热电联供方案，热网回水直接经汽—水换热器升温后为热用户供热，汽—水换热器热源来自发电机组汽轮机抽汽。发电机组汽轮机抽汽压力为0.4MPa，韫度为231.3℃，抽汽量随室外温度进行调整。

3　技术经济性比较

3.1　经济性比较

①对单位发电量煤耗的影响

供暖期按180d计算，供热系统采用分阶段改变流量的质调节方式。单位发电量煤耗(发电煤耗为总煤耗扣除发电机组汽轮机抽汽热量折算煤耗、热泵机组回收的小汽轮机排汽余热折算煤耗、发电机组汽轮机乏汽余热折算煤耗)随供暖期各阶段室外平均温度的变化见图3。由图3可知，由于方案1、2利用了工艺余热，单位发电量煤耗明显小于方案3。方案1、2的单位发电量煤耗非常接近，由于乏汽余热品质略高于小汽轮机凝汽器冷却水，因此方案2的单位发电量煤耗略低于方案1。

②整体经济性比较

3种方案的造价见表3，供暖期能耗量见表4。

3种方案年运行费用见表5。水价按2元／t计算，电价按0.3707元/(kW·h)计算，蒸汽热价按18元／GJ计算。由表3可知，方案1的系统造价最高，其次为方案2，方案3的系统造价最低。由表5可知，方案2的年运行费用最低，其次为方案1，方案3的年运行费用最高。将方案3作为对比方案，方案1、2高出的系统造价，分别在2.8、2.4a时可以收回。考虑年运行费用，方案1、2的整体经济性优于方案3，且方案1、2的差距不大。

3.2　技术性分析

①热泵机房选址

对于方案1，热泵机组回收利用小汽轮机凝汽器冷却水余热，由于冷却水可较远距离输送，因此热泵机房选址灵活。

对于方案2，热泵机组回收利用发电机组汽轮机部分乏汽的余热，但乏汽不宜较长距离输送，热泵机房需布置在空冷岛附近，加之空冷岛附近地下管线较多，热泵机房的选址受限，且对空冷岛气流流场有一定影响。

②对发电功率的影响

对于方案1，为增大余热回收量，冬季可采取适当提高小汽轮机背压的方法。虽然小汽轮机耗汽量略有增加，但对发电机组的发电功率影响不大。

对于方案2，乏汽压力对发电机组发电功率的影响较大，通常乏汽压力每升高5kPa，发电机组的发电功率下降约1.9％，热耗增加约1.7％。冬季，在满足空气凝汽器防冻要求的前提下，通常采取降低乏汽压力运行，这样可有效降低发电机组热耗，但这样易导致热泵机组余热回收量大幅降低。由于热泵机组仅回收部分乏汽的余热，若仅为了满足热泵机组对低温热源的需求而提高乏汽压力，将导致整个系统的经济性下降。

3.3　综合分析结果

综上分析，推荐选用方案1。

4　纯论

①火力发电厂的工艺余热丰富，利用溴化锂吸收式热泵机组进行余热回收实施集中供热时，应根据集中供热的特点，进行技术经济性比较，选择适宜的余热利用方案，应尽可能降低对原生产工艺的影响。

②供热规模较大时，可考虑选取热泵机组回收利用发电机组汽轮机乏汽余热的方案；供热规较小时，宜选取回收小汽轮机凝汽器冷却水余热方案。

参考文献：

[1]金树梅．吸收式热泵供热系统的应用及经济性分析[J]．煤气与热力，2010，30(1)：A04-A06．

[2]赵欣刚，张志清，刘永风．热电厂汽轮机带动锅炉给水泵技术经济性分析[J]．煤气与热力，2009，29(2)：A01-A04．

本文作者：许国春  丁艳辉

作者单位：中国市政工程华北设计研究总院