M6米乐官网登录热泵回收循环水余热供热系统设计及经济性分析

　　随着我国城市规模的不断扩大以及居民生活品质的提升,我国北方城镇集中供热面积增长迅速,城市供热热源紧张,这就对热电联产企业供热机组的供热能力提出了新的要求。

　　对于能源消耗大户火力发电厂来说,其燃料燃烧总发热量中电能的转化率只有35%～40%,而其余大部分的热量主要通过锅炉烟囱和循环水冷却塔散失到环境中,凝汽冷凝造成的冷源热损失一般约为2300kJ/kg。以600Mw发电机组为例,其主蒸汽量约为2000t/h,则凝汽热损失约4.6×103GJ/h,折合标准煤约为157t/h。

　　乏汽热量对于电厂来说作为废热被排放,但对于仅需低品位热源的建筑采暖而言则是巨大的能源浪费。如果将低压缸排汽的热量应用于供热,既可以大幅提高电厂综合能源利用率,降低电厂煤耗,又能有效缓解供热热源不足的问题,有利于减轻大气环境压力。因此,对循环水余热加以回收利用是提高发电厂能源利用效率的重要手段。

　　吸收式热泵以热能为动力,利用溶液的吸收特性将热量从低温热源输送至高温热源,是目前回收利用低品位热能的有效方法,具有节约能源、保护环境的双重作用[4]。利用吸收式热泵的特点,将热电厂循环水中的低品位热能用于供热,实现了在不改变装机容量的情况下,提高了机组供热能力和系统效率的目的,使电厂的综合效率提高到70%～80%,即利用1个单位蒸汽驱动热量,可回收0.65～0.85个单位低品热量。

　　本文以某电厂300Mw供热机组为对象进行改造,采用基于吸收式热泵的循环水利用供热技术,回收汽轮机的循环水余热,以提高机组的供热能力和运行经济性。

　　根据往年采暖季的运行经验,受汽轮机采暖抽汽量的限制,该热电厂的供热能力已经接近饱和。同时,火电厂低温循环水的能量约占电厂耗能总量的30%以上,充分利用这部分能量可以有效缓解目前电厂供热机组进一步拓展供热市场的热源不足问题。

　　吸收式热泵热量收支图如图1所示,以汽轮机抽汽为驱动能源O1,产生制冷效应,回收循环水余热O2,加热热网循环水回水,得到的有用热量(热网供热量）为消耗的蒸汽热量与回收的循环水余热量之和,即O1＋O2。

　　原汽轮机凝汽器的乏汽余热通过冷却水塔排放到大气环境中,造成乏汽余热损失。现采用吸收式热泵,以凝汽器出口的循环冷却水作为低温热源,以电厂采暖抽汽作为驱动热源,加热热网循环水回水,循环冷却水降温后再引入凝汽器吸收低压缸排汽余热,从而达到余热回收利用的目的,热网循环水被加热后,再送往热网加热器。此方案可回收循环水余热,提高电厂供热量,从而提高电厂总的热效率。

　　热泵采用供热采暖抽汽作为驱动蒸汽。对于热泵机组来说,要求驱动蒸汽维持在一个比较稳定的状态,对于热泵做功以及疏水水位的控制有较大好处。因此热泵投运以后,需要在运行时提供一个稳定的驱动汽源。

　　从机组近两年供热期的运行数据来看,实际运行的采暖抽汽压力在0.24MPa左右,采暖抽汽温度在230℃左右。为尽可能回收凝汽器循环水余热,从而发挥热泵回收余热的供热优势,适当提高采暖抽汽压力至0.28MPa,考虑抽汽至热泵机组管道压损(约0.03MPa）,进入热泵系统的驱动蒸汽压力为0.25MPa,过热度不超过10℃。

　　从近两年采暖季历史运行数据来看,严寒期和初末期的热网水平均回水温度分别约为53℃和46℃,在整个供暖期,热网水回水温度一般在41～56℃,整个采暖期平均回水温度为49.5℃。本方案中热网回水温度即热泵的进口温度设定为50℃。

　　一次热网循环水流量设计值为8600t/h,本方案中热网循环水量取8000t/h。根据当地集中供热的特性,供热的热网系统调节是量调与质调并进的方式,故热网循环水运行调节是流量和供水温度并重,热网循环水流量随环境温度的变化而变化。

　　机组背压升高可使循环水出口温度(即热泵入口温度）升高,循环水余热升高。但随着机组背压升高,低压缸最小冷却蒸汽质量流量要保证末级叶片不产生鼓风,这将导致低压缸最小冷却蒸汽质量流量逐渐增大,采暖抽汽流量逐渐减少。因此背压的确定对机组运行经济性及循环水余热利用系统有重要影响。

　　机组在冬季供热期运行时,凝汽器循环水进水温度在15℃左右,温升在7～10℃变化,凝汽器端差在2～5℃波动,此时机组背压在4.0kPa左右,本项目中凝汽器端差选3℃。

　　按该机组背压分别在5.0kPa、6.0kPa、7.0kPa和8.0kPa进行热泵方案比选,考虑凝汽器端差3℃、循环水泵单台运行流量14000t/h,在最大采暖抽汽工况下凝汽器余热量在116Mw以上,计算出排汽饱和温度分别为32.88℃、36.16℃、39.00℃、41.51℃,对应的凝汽器循环水出口温度为29.88℃、33.16℃、36.00c、38.51℃。

　　该机组投入热泵系统运行后,可通过调整抽汽量与低压缸进汽量寻找平衡点,尽量使得机组的凝汽器循环水的余热尽可能多的得到回收利用,未能回收的部分循环水仍然上塔冷却,其他工况可以通过调整主蒸汽的进汽量或循环水补水量等措施,保证机组和热泵安全、平稳地运行,保证满足供热需求。

　　该机组背压分别为5.0kPa、6.0kPa、7.0kPa和8.0kPa时,根据这4组参数选取热泵,热泵选型数据如表1所示。

　　从以上比较可以看出,随着机组背压的升高,低压缸排汽最小冷却流量增大,导致采暖抽汽流量降低,热泵供热量和回收余热量虽然增加,但热泵改造后的总供热量逐渐降低。考虑热泵造价的变化和投资回报年限,选择背压为7.0kPa最具经济性。

　　以最大抽汽工况为基准比较,本项目改造后,热泵系统回收循环水余热量89Mw,机组背压由4.0kPa升高至7.0kPa。在主汽流量960t/h、背压4.0kPa情况下,发电负荷234.649Mw,采暖抽汽流量478t/h。热泵改造后机组背压为7.0kPa情况下,汽轮机背压提高后导致采暖抽汽流量由478t/h降低至401t/h,使全厂供热能力增加79Mw。增加热泵系统后,在供热抽汽量不变的情况下,供热面积增加,机组煤耗下降了44.23g/kwh。由此可知,系统改造后,有效降低了机组煤耗,达到了节能降耗的目的。

　　本文使用热泵利用循环水余热,增加机组供热量,可有效减少机组煤耗,且在不增加热源的基础上提升供热面积,对于热电厂来说是十分有效的节能增效技术。在热泵参数选型过程中,结合供热机组供热期的运行平均数据,尽可能提高余热利用率,在保证低压缸安全运行的情况下,最终确定的参数如表2所示。

　　本文利用表2所示参数的热泵回收循环水余热方案,机组供热能力增加79Mw,在供热抽汽量不变的情况下,机组煤耗下降了44.23g/kwh,节能经济效果明显。

　　地源热泵手统与空气调节系统相比优点突出。由于地层深处温度常年维持不变，远远高于冬季的室外温度，而又明显低于夏季的室外温度。因此地源热泵克服了空气源热泵的技术障碍，且效率有很大的提高。另外它还具有噪音低、占地面积少、不排放污染物、不用抽取地下水、运行计维护费用低、寿命长等许多优点。 设计地源热泵系统的地热换热器需要知道地下岩土的热物性参数。如果热物性参数不准确，则设计的系统可能达不到负荷需要；也可能规模过大，从而加大初期投资。确定地下岩土热物性参数的传统方法是首先根据钻孔取出的样本确定钻孔周围的地质构成，再通过查有关手册确定导热系数。然而地下地质构成复杂，即使同一种岩石成分，其热物性参数取值范围也比较大。况且不同地层地质条件下的

　　便携式岩土热物性测试仪研制 /

　　摘要：地下岩土的热物性参数是地源热泵地热换热器设计中所需要的很重要的参数。为了能够现场测量地下岩土的热物性参数，研制了便携式测试仪器。该测试仪可现场采集数据，再利用参数信号方法便可确定地下岩土的热特性参数。概述了岩土热物性测试仪的检测原理、结构及检测结果，并指出了该检测仪的推广应用前景。 关键词：地源热泵 岩土热物性 测试仪 单片机 地源热泵手统与空气调节系统相比优点突出。由于地层深处温度常年维持不变，远远高于冬季的室外温度，而又明显低于夏季的室外温度。因此地源热泵克服了空气源热泵的技术障碍，且效率有很大的提高。另外它还具有噪音低、占地面积少、不排放污染物、不用抽取地下水、运行计维护费用低、寿命长等许多优点。 设计地源

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