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发电厂热泵技术应用汇报目录热泵技术介绍供热机组热泵应用分析国电大同二电厂余热利用简介工作汇报热泵技术介绍热泵应用范围蒸汽热水余热形式余热温度燃气烟气冷却水污水热水温度输入输出20℃30℃50℃60℃70℃50℃100℃城市中水循环水输入吸收式热泵机组电力热泵机组热泵是将热量从低温热源传递给高温热源的设备。根据驱动能量的不同主要分为电热泵和吸收式热泵。溴化锂吸收式热泵技术发展历程1985年溴化锂吸收式设备进入开发阶段1995年10万大卡/小时的溴化锂吸收式热泵样机组并通过专家鉴定2005年溴化锂吸收式热泵机组在石化行业投入使用。2002年溴化锂吸收式热泵通过国家鉴定，评价为达到国际领先水平2009年6台单机制热量30MW（2571kcal/h)的热泵机组在山西阳泉国阳新能第三热电厂回收冷凝热用于集中供热,并于2010年春投入运行。2010年10台单机制热量35MW（3000kcad/h)的热泵机组将装备在国电大同二电厂三期供热改造工程中，用于回收电厂辅机循环水的余热,集中供热,预计明年初投入运行。溴化锂吸收式热泵由取热器、浓缩器、加热器和再热器四个部分组成。以蒸汽为驱动热源，溴化锂溶液为吸收剂，水为制冷剂，利用水在低压真空状态下低沸点沸腾的特性，提取低品位废热源中的热量，通过回收转换制取采暖用高品位的热水。溴化锂吸收式热泵的工作原理热泵流程图用于余热利用的吸收式热泵热平衡制取比余热温度高40℃左右100℃以下的热源驱动余热需求热需求中约40%热量来自余热，是热泵节能的体现驱动热源1.0余热源0.667输出中温热源1.667热泵外形图片国电大同二电厂余热利用简介技术方案简介采用热泵和热网加热器供热方式，以9、10号机组0.98MPa、355℃部分抽减温减压至0.8MPa、355℃的饱和蒸汽为驱动热源，利用热泵机组提取9、10号机组辅机循环水余热，进、出热泵的辅机循环水温度分别为35℃、27℃。热网回水先经过热泵由60℃加热到90℃，再通过汽水换热器，利用9、10号机组的0.98Mpa、355℃抽汽加热，将热水温度提高到110℃对外供热。与在建的新増9、10号机组供热首站、管网配套满足2010年新増1000×104m2供热面积，其系统流程图如下所示。系统流程图型号XRI8-35/27-3489(60/90)制热量kW34890104kcal/h3000热水进出口温度℃60→90流量t/h1000阻力损失mH2O16.5接管直径（DN）mm400余热水进出口温度℃35→27流量t/h1503阻力损失mH2O10接管直径（DN）mm450蒸汽压力MPa0.8耗量kg/h31266凝水温度℃≤87汽管直径（DN）mm2X200凝水管直径（DN）mm2X100电气电源3Φ-380V-50Hz电流A98.8功率容量kW30外形长度mm11000宽度8000高度5700运行重量t216运输重量179热泵技术参数表序号供热方式项目方案一热网加热器方案二热泵+热网加热器备注1蒸汽设计参数蒸汽0.98Mpa，355℃；疏水温度热网加热器：0.98Mpa，355℃；热泵：0.9Mpa的饱和蒸汽（0.98Mpa，降温降压后）；热网加热器疏水温度95℃，热泵疏水温度87℃，混合后疏水温度91.27℃2辅机循环水额定参数／总余热量189MW(小机141MW，闭式换热器48MW)；辅机循环水总量20295t/h(温差)；入口温度，出口温度3热网供回水参数温度60℃/110℃/,流量9335t/h；4热泵设计参数／余热水：入口温度,出口温度，流量1500t/h；热网水：入口温度,出口温度，流量1000t/h；驱动蒸汽：流量30.7t/h（过热蒸汽26.87t/h），疏水温度；COP值：1.66675热网供水温度110℃投入热网加热器投入热泵和热网加热器5.1总供热量（MW）542.8542.85.2主机抽汽量（t/h）693.29538.595.3小汽机进汽量(t/h)0+15.55.4回收余热量0130.3MW/185.72万GJ5.5主机发电功率(MW)0+29.245.6发电总量(MW)0+29.245.7节约循环水量（万吨）079.84综合效益分析对比表序号供热方式项目方案一热网加热器方案二热泵+热网加热器备注6热网供水温度90℃投入热网加热器仅投入热泵6.1总供热量（MW）325.68325.686.2主机抽汽量（t/h）416250.86.3小汽机进汽量(t/h)0+15.5与方案一比较6.4余热回收量0130.3MW/185.72万GJ6.5发电总量(MW)031.44与方案一比较6.6节约循环水量（万t）079.847节能环保分析7.1回收余热量（万GJ）0185.727.2节约标煤量（万t）06.957.3供热标准煤耗(kg/GJ)节能指标归供热节能指标归发电热网供水110℃工况38.229.0338.2热网供水90℃工况38.222.9238.27.4发电标准煤耗率g/kWh热网供水110℃工况268.7275.3242.48热网供水90℃工况280.6287.7232.69序号供热方式项目方案一热网加热器方案二热泵+热网加热器备注7.5少排放CO2（万t）019.427.6少排放SO2（万t）00.177.7节水量（万吨）079.848经济收益8.1节能收益（万元）0+4266.4与方案一比较节煤收益（万元）0+3822.5与方案一比较节水收益（万元）0+443.9与方案一比较8.2发电收益（万元）0+4054.9/+4325.9110℃工况/90℃工况热网供水110℃工况0+3611与方案一比较热网供水90℃工况0+3882与方案一比较节水收益（万元）0+443.9与方案一比较8.3按实际运行工况3个半月工况，2个月工况（供热高峰期按照2个月考虑）多发电总收益（万元）+4227.4与方案一比较序号项目名称单位指标1工程静态总投资（含价差）万元161252建设期利息万元380.883工程动态总投资万元16505.884财务内部收益率（全部投资）%16.615财务净现值（全部投资）万元18195.676投资回收期（全部投资）年6.757财务内部收益率(自有资金)%55.768财务净现值(自有资金)万元18419.659投资回收期(自有资金)年2.7910财务内部收益率(业主)%40.3711财务净现值(业主)万元16533.0612投资回收期(业主)年3.5413资本金净利润率(%)%47.8314总投资收益率(%)%15.56建设项目财务指标一览表项目进展•国电大同第二发电厂余热回收集中供热工程研究的主要进展如下：•2010年7月，公司启动大同二电厂项目的研究工作；•2010年9月，技术方案通过国电电力组织的专家评审；•2010年10月，国电集团批准为技改科技项目；•2010年11月，现场开工；•2011年3月16日15点47分，第一台热泵机组投入试运行，17点热网换热首站退出运行。热泵机房外观热泵机房内部2011年3月16日15点47分，部分热泵机组投入运行。17点，换热首站退出运行，由热泵机组独立带热网负荷。调试阶段，热泵驱动蒸汽用#10机组采暖抽汽；#5凝结水泵投运，为蒸汽提供减温水。首先启动热泵机组，随着热泵进汽调节阀的慢慢开启，热网水出口温度逐渐提高，热泵机组负荷达到预期，供热效果良好，#10机组各参数无明显变化，机组运行安全。投运后根据热负荷的变化，#9和#8热泵机组稳定运行时间较长，初步数据较为完整。调试进展9号热泵机组运行状况#9热泵机组实时运行数据现场数据此工况下机组供热量为27.6MW，达到80%额定负荷（额定负荷为34.89MW）。热网首站能提供的热网水流量为602t/h，热网水通过热泵后，由45.3℃加热到84.8℃，温升达到39.5℃；进热泵的蒸汽压力0.294MPa；余热水通过热泵后，由26.5℃下降到18.3℃，温降达到8.2℃，提取余热量为11MW。热泵的性能系数COP为到1.67，达到了设计值。数据分析8号热泵机组运行状况#8热泵机组实时运行数据现场数据此工况下机组供热量为35.3MW，达到101%额定负荷（额定负荷为34.89MW）。热网首站能提供的热网水流量为697t/h，热网水通过热泵后，由46.3℃加热到89.8℃，温升达到43.5℃；进热泵的蒸汽压力0.392MPa；余热水通过热泵后，由31℃下降到22.8℃，温降达到8.2℃，提取余热量为14.1MW。热泵的性能系数COP为到1.67，达到了设计值。数据分析热泵机组历史运行数据运行数据从上图可以看出热泵机组基本在额定负荷稳定运行了8个小时。运行稳定，达到了设计要求。综合8号和9号热泵机组的实时和历史数据表明：余热回收利用成功，热泵机组可以在30%~105%负荷范围运行，达到了设计要求。数据分析供热机组热泵应用分析空冷机组供热系统流程示意图余热热源：取自汽轮机乏汽,减少空冷岛对空排放热量;系统变化：增设凝汽器(间接空冷喷汽式凝汽器),提取部分冷凝热,补充到集中供热系统.技术优势：在不影响汽轮机背压的前提下,回收余热集中供热;热泵效率稳定.空冷机组热泵应用特点前提条件:冬季循环水水温较低，如果满足热泵运行条件，需要提高循环水温度,余热利用的同时，影响汽轮机背压的，提高发电煤耗.采暖抽汽量直接影响项目的节能效果：前面分析的前提是机组运行在额定抽汽工况(500t/h)，如果采暖抽汽量小于200t/h，上述工况并不节能。湿冷供热机组是否适合采用热泵回收循环水冷凝热，用于集中供热，需要根据具体工程情况具体分析。湿冷供热机组热泵应用特点工作汇报在集团的指导与统一安排下，有序的推进热泵项目的推广和研究.1）余热回收利用的成功，可能产生新的节能增效亮点。有序的开展工程应用，才能保证集团利益和工程效果。2）与常规工程不同，热泵研究刚起步，必须根据电厂的实际情况，作出技术方案，还没有统一的技术标准、运行规范和评价体系，实际工作中各方面的配合工作较多。3）烟台龙源有信心、有能力在集团的领导下，承担并完成好这项节能技术的研究与推广工作。工作设想