电厂循环水源热泵区域供热系统的研究[A].docVIP

电厂循环水源热泵区域供热系统研究 清华大学 胡鹏 付林 肖常磊 北京科技大学 张世钢 摘 要：根据热电联产电厂内存在大量循环冷却水余热（大部分为凝汽器排热）的现状，提出以电厂循环水为低位热源、利用热泵技术升温后供热的一种城市集中供热新形式。本文分析了循环水余热用于区域供热不同的系统形式及各自的优点和局限性，以北京市各大热电厂的调研结果为依据对循环水区域供热的总体节能和环保效益进行了估算，结合与传统区域供热方式的经济性比较，指出了热泵回收循环水余热用于区域供热的方式确实具备了大规模实施的条件。 关键词：循环水 水源热泵 热电联产 区域供热 节能 前言 北京市城市热网供热面积已达1亿平米采暖能耗占市建筑能耗总量的约55％】2010年北京热电厂的供热能力都将达到极限，能源供需矛盾非常突出。而新建大型热电厂投资高、建设周期长，并受到城市环境容量的强烈制约。因此，开展能源的高效利用和循环利用，充分挖掘热电联产热源的能力，图1所示为一个典型的热电联产机组的能流分布。在该机组中有19％的燃料能量以废热形式通过循环水排掉。根据调研，北京的四大热电厂冬季可利用的循环水余热资源量就达1000MW以上。如果有效回收这部分余热量，相当于在不新增电厂装机容量和不增加当地污染物排放的情况下，新增供热面积3000万平方米以上，同时节约大量因为蒸发而损失的循环冷却水，因此这是一种极具吸引力的城市集中供热新形式。 图1 热电联产机组能流分布图 锅炉；2—凝汽式汽轮机；3—发电机；4—凝汽器；5—凝结水泵； 6—除氧器水箱；7—锅炉给水泵由于正常情况下循环水的温度比较低，达不到直接供热的要求，要用其供热，必须想办法适当提高其温度。降低排汽缸真空，提高乏汽温度用排汽加热循环冷却水作为热网热水或作为热网一级加热器对小型机组和少数中型机组在严格的变工况运行计算，对排汽缸结构轴向推力的改变轴封漏汽末级叶轮的改造等等方面做严格校核和一定改动对现代大型机组则是不允许的2 循环水源热泵供热系统原理图 1－热泵（用户热力站内）；2—凝汽式汽轮机；3—发电机；4—凝汽器；5—凝结水泵；如2所示，3 循环水源热泵供热系统原理图B 1－热泵（设置在电厂内）；2—凝汽式汽轮机；3—发电机；4—凝汽器；5—凝结水泵； 6—；7—图3所示的系统形式来回收循环水余热。此时，热力站设置于电厂内，热泵机组提取了循环水余热后直接加热温度t0的城市热网回水至温度t1, 然后再由原供热抽汽通过第二级、第三级……直到第n级热网换热器分别加热至t3、t4……直到tn（北京城市热网所需的温度，一般为120～130℃t0一般为60～70℃℃），这必然导致热泵机组COPh下降，但是此种方式不需要新建循环水管网，能节省大量初投资和时间成本，回收的低位热量直接进入城市热网，其利用可以摆脱与热电厂之间距离的限制。当t1达到80～90℃时，压缩式热泵的COPh从4.0～5.0下降至2.0～2.5左右；吸收式热泵的COPh则从1.7～2.2下降至1.3～1.4左右。对典型案例的分析显示，此时采用电力驱动的压缩式热泵机组在经济性上已经不可行，而由于电厂内具有较丰富和相对廉价的蒸汽资源，吸收式热泵机组仍然具有经济和能耗两方面的可行性。由于吸收式热泵需要蒸汽或者高温热水驱动，在COPh相对较低的情况下，电厂内热泵机组能够回收的循环水余热量也将受电厂蒸汽产量的限制，一般来讲难以实现循环水余热的全部回收。 2.2.3 热泵机组+调峰锅炉房联合运行方式 为了改善热泵在用户要求的供热温度范围内有尽可能高的供热效率（COPh），适应更宽的供热温度范围，在如图2所示系统的基础上采用热泵与锅炉调峰联合供热的方式。该系统的运行原则是以热泵机组承担基本负荷，锅炉承担尖峰负荷。如图4所示，设计工况下热媒在热泵前后温度由t0升高到t1，经过锅炉前后温度由t1升高到t2。以北京地区冬季气象资料统计的用户负荷延时曲线为依据，假设热泵系统承担全年90％的供热量，则可以推算得到热泵机组的供热能力与设计热负荷之比仅为0.68。变工况时的运行调节采用质调节：室外气温最低时热泵与锅炉均满负荷运行，随着室外气温的升高，逐渐减小锅炉的供热量，锅炉出口温度t2随之降低，直至锅炉全停。以后的调节再通过改变热泵容量完成。由于热泵机组出口温度不高于t1，从而使电动压缩式热泵机组能够长期在满负荷或较大负荷下以较高的COPh≈5.0运行（满负荷运行时长约占采暖季总时长的56％）。考虑到锅炉的供热量只占全年总供热量的10%左右，此系统仍能充分发挥热泵的节能特性。热泵容量仅为用户热负荷的70％，不仅节省了相应热泵机组投资，对于电动压缩式热泵还能显著减少变电站和机房土建投资，大大增强本供热系统在经济上的竞争力。节省的热泵投资一般来说足以抵消或者明显高于调峰锅炉房的投资。因