吸收式热泵回收余热技术应用分析

一、吸收式热泵回收余热技术简介：

溴化锂吸收式热泵包括蒸发器、吸收器、冷凝器、发生器、热交换器、屏蔽泵和其他附件等。它以蒸汽为驱动热源，在发生器内释放热量Qg，加热溴化锂稀溶液并产生冷剂蒸汽。冷剂蒸汽进入冷凝器，释放冷凝热Qc加热流经冷凝器传热管内的热水，自身冷凝成液体后节流进入蒸发器。冷剂水经冷剂泵喷淋到蒸发器传热管表面，吸收流经传热管内低温热源水的热量Qe，使热源水温度降低后流出机组，冷剂水吸收热量后汽化成冷剂蒸汽，进入吸收器。被发生器浓缩后的溴化锂溶液返回吸收器后喷淋，吸收从蒸发器过来的冷剂蒸汽，并放出吸收热Qa，加热流经吸收器传热管的热水。 热水流经吸收器、冷凝器升温后，输送给热用户。

吸收式热泵常以溴化锂溶液作为工质，对环境没有污染，不破坏大气臭氧层，而且具有高效节能的特点。可以配备溴化锂吸收式热泵，回收利用各种低品位的余热或废热，达到节能、减排、降耗的目的。

二、热电分公司概况：

1、宇光高新热电：
一期建设：
2×12MW中温次高压抽凝式汽轮发电机组，4×75t/h循环流化床锅炉，总装机两机四炉，总装机容量24MW，2005年3月投产。
二期建设：
2008年新建一台12MW抽背机组， 2009年3月又新建一台75吨/时循环流化床锅炉。
三期建设：
2009年7月，三期再建两台25MW机组， 配套两台240t/h循环流化床锅炉，到2010年10月20日投产。
四期建设：
2013年7月，四期再建一台240t/h（168MW）循环流化床热水锅炉，2013年11月20日投产。
2、热负荷发展估算表：

热负荷	2012~2013年	2013~2014年	2014~2015年(预估)
工业热负荷	131Mw/h	132Mw/h
采暖热负荷	530万m²	676万m²	746万m²

3、宇光热电现有热源供热能力：

机组	进汽量(t/h)		0.981抽汽量(t/h)		0.294抽汽量(t/h)		额定进汽量对应电负荷
	额定	最大	额定	最大	额定	最大
1号机组	95	~115	30	50	40	50	12MW
2号机组	95	~115	30	50	40	50	12MW
3号机组	125.5	162	64	100	60	80	12MW
4号机组	179	~210	80	100	45.49+18.59	61+18.59	25MW
5号机组	179	~210	80	100	45.49+18.59	61+18.59	25MW
	673.5		284		230.98+37.18

如上表可计算：
1）额定工况下供热能力：
机组额定低压抽汽量（0.294MPa）为268.16t/h，其供热量为670.4GJ/h；
机组额定中压抽汽量（0.981MPa）为284 t/h，其供热量为710GJ/h。
高新热电可提供的额定工况下供热能力：670.4GJ/h＋710GJ/h＝1380.4GJ/h，约为383.44MW/h。
2）最大工况下供热能力：
最大中压抽汽量（0.981MPa）为400 t/h，其供热量为1000GJ/h。
机组最大低压抽汽量（0.294MPa）为339.18t/h，其供热量为847.95GJ/h；
高新热电可提供的最大供热能力：847.95GJ/h＋1000GJ/h＝1847.95GJ/h，约为514.32MW/h。
（双减、热水锅炉本方案不做计算）。

三、采暖热网系统简介：

整个民用供热管网主要分为1号、2号、3号、4号管线：
1、老厂民网在开关厂内供水母管上分出1、2号线供水管路，1、2号线回水回到开关厂民网回水母管，至老厂加热器进行加热，在2号管线开关厂供回水阀门后引出4号管线供回水管路。老厂民网供热方式采用一级加热，供热初末期实际运行温度80/50℃，流量2200 m3/h，严寒季实际运行温度为82/60℃、流量2500m3/h，主管径DN800，采暖蒸汽主要利用2×12MW双抽汽轮机组三段抽汽和1×12MW抽背汽轮机的排汽，额定参数为0.294Mpa.a、167℃；
2、首站三期、四期民网供热设备构成3号管线。3号管线主要是由首站12~17号热网加热器、11~16号热网循环水泵、加热器疏水泵等设备组成，供热方式是热网首站采用一级加热，供热初末期实际运行温度80/50℃，流量4200m3/h，严寒季实际运行温度为82/55℃、流量4500m3/h，主管径DN1120；采暖蒸汽主要利用2×25MW汽轮机组的排汽，额定参数为0.294Mpa.a、167℃。
3、1号线厂区内供回水门后引出DN800的管路接至3号管线供回水门前，构成1、3线供回水联络管。
综上：民网1、2、4号与3号线管网可以分开运行，也可以连通运行，并可根据实际运行需要，调整联络门开度。

四、热泵设计参数要求：

1、蒸汽参数：
吸收式热泵正常运行要求驱动蒸汽压力控制范围为0.15MPa.a～0.7MPa（表压），温度127℃。根据现场采暖期实际运行情况：三抽母管压力0.08~0.12MPa，一抽母管压力0.45~0.65MPa，单独选用三抽蒸汽，满足不了热泵正常运行，单独选用一抽蒸汽，造成压力损失较大，综合考虑经济性和稳定运行，决定采用三抽汽源作为驱动蒸汽，压力不足部分通过压力匹配器由一抽蒸汽补充，温度调节通过安装减温器将温度控制在要求范围（127℃），减温器减温水取自老厂给水泵出口（压力7.5~8.5MPa，温度104℃）。
2、热网水参数：
根据采暖期各网需要流量不同，1、2、4号线采暖初末期流量1100t/h，供热严寒期2200~2500t/h；3号线末期流量4200t/h，供热严寒期4400~4600t/h；本次热泵一次热网水流量按3000t/h设计：单独使用1、2、4号线，不能满足热泵运行要求，故本设计同时利用1、2、4号线和3号线热网水。
3、余热水参数：
根据循环水流量：冬季运行3台循环水泵，总流量约3400t/h，凝汽器入口温度16℃，凝汽器出口温度24℃；供热初末期热网供回水实际运行温度80/50℃，流量4600m3/h，严寒季热网供回水实际运行温度为82/55℃；鉴于凉水塔最大设计防冻流量为进塔总流量20%-40%，余热循环水流量按总流量的80%设计，即2720t/h。冷却循环水进热泵入口取点在循环水泵出口母管就近位置，冷却循环水经热泵吸热后出口排至凉水塔水池内；热泵冷却循环水管径供回水均使用DN600mm管路。

五、 热泵安装管线取点：

1、蒸汽管线取点：
热泵需要蒸汽压力0.294MPa管线管径为DN500mm，压力0.981MPa蒸汽管线管径为DN159mm，管线取点在首站厂房外0.294MPa、0.981MPa蒸汽母管（管径为DN500mm，满足要求）就近取点。
2、热网水管线取点：
综合考虑热网运行流量匹配和热泵正常运行，决定热泵一次热网水供水取点定在1、3号线供水联管就近位置，一次热网水回水分别回至1、2、4号线回水联箱后母管，3号线回水母管；热泵一次热网供回水管径均使用DN800mm管路。
3、余热水（冷却循环水）取点：
冷却循环水进热泵入口取点在循环水泵出口母管就近位置，冷却循环水经热泵吸热后出口排至凉水塔水池内；热泵冷却循环水管径供回水均使用DN600mm管路。

六、热泵运行时间统计：

根据2013~2014年采暖期民网用热量情况和备用机组启动前后各机组负荷、抽汽分配情况，推算出热泵运行时间数如下：
1、10月18日采暖期开始至11月13日1、2、5号机运行，至10月31日启3号机运行，供热量基本10000~12000GJ/天，机组基本可以达到额定负荷经济状态运行，不需要外界增加热量。
2、11月21日~11月25日随着外界气温下降，供热量增加，超过18000GJ/天，4号机未启动，短时间需要外界增加热量，此时可投入热泵运行。
3、11月26日启动4号机，供热负荷出现富余，1号或2号机需降低负荷运行，此期间热泵不需要运行。
4、12月14日后随着外界气温下降，供热量增加，截止至2014年4月13日停止供暖，整个采暖期民网最大达到24000GJ/天（约合277.8Mw/h），一轿专线最大132Mw；2013~2014年采暖季最大用热量409.8Mw
5、热电分公司可提供的最大供热能力为488MW，当前现有设备满足用热要求，无需投运热泵。
6、热电分公司按机组额定热负荷计算：
2013~2014年采暖季全天供热量超过32000GJ运行天数为1月8日~1月18日共计11天。
综上所述：2013~2014年采暖期，热泵最大可靠运行时间为11天时间。

七、投资估算及经济分析：

1 投资估算
本工程为吉林省宇光能源股份有限公司长春高新热电分公司吸收式热泵利用回收可再生能源实现供暖项目。本方案以回收冷却塔循环冷却水余热为设计目标，以供热高寒期技术数据作为选型依据，计算出热泵机组总容量为61.2MW。整个工程静态投资3720.00万元，其中热泵主机设备费用1860.00万元，工程费用1682.00万元，其他费用178.00万元。
2、经济分析
1）采暖季热泵的收益：
热价：27.5元/GJ（长春市政府统一热价标准）
热泵机组总容量为61.2MW ，计算热泵收益为：
61.2×3.6×2160×27.5×10-4=1308.7万元
2）为提取余热多耗的电能
电价：0.40元/kWh
563×2160×0.4×10-4=48.64万元
3）其它费用
在计算运营收益时，还应考虑一下费用的发生：
① 维修费：按投资额的0.5%考虑
② 人员工资及福利费：3万元/人.年 人员按6个人考虑
③ 其它费用：按投资额的0.5%考虑
③ 税金：6%
4）采暖季运行收益分析（满负荷运行90天）
运行收益分析表

序号	工程或费用名称	计算标准		数量		年费用 （万元）
一	热泵回收效益					1308.7
1	热泵回收热量	27.5	元/GJ	19.85	×104GJ	1308.7
二	余热利用新增成本					143.14
2	用电	0.4	元/kWh	121.60	×104kWh	48.64
3	人工工资及福利费	3	万元/人	6	人	18.00
4	大修理费	0.5	%	3720	万元	18.60
5	其它费用	0.5	%	3720	万元	18.60
6	税金	6	%	655.05	万元	39.30
三	实现利润	收入-成本				1165.56
四	静态投资回收期	总投资÷税后利润		年		3.2

 5）节约标煤：
采暖季运行小时数按2160小时计算，即采暖季可回收余热19.85万GJ。以电厂90%的锅炉效率计算，回收这部分余热相当于节约标准煤为7506吨。约合：7506×670×10-4= 502.90万元。
6）汽泵动力汽源若投入供热核算：
汽泵动力汽源需要60t/h、压力0.2~0.7MPa的蒸汽。此蒸汽主要使用额定0.294MPa蒸汽，不足部分通过压力匹配器由0.981MPa蒸汽补充，此蒸汽作为热泵动力汽源时不参与民网供热，若投入供热能回收成本（热价按工业热价标准68元/GJ）60×103×（2777-377）×10-6×2160×68×0.96×10-4=2030.47万。
7）、按热泵额定负荷计算，依据采暖期热电比核算，减少发电量为2.87×106KW.h（按90天计算），约合2.87×106×0.4×10-4= 114.8万元。
8）节约耗水：
采暖季热泵投运后，3400t/h循环水流量中80%，即2720t/h循环水经由热泵吸热不上塔，可减少水塔蒸发量17.4t/h，运行小时数按2160计算，年节约用水：17.4×2160=37584t。约合：37584×4.6×10-4= 17.2万元

综上所述：热泵投运热电分公司年收益：1165.56+502.90+17.2-2030.47-114.8= -370.51万元。

八、建议结论：

1、通过上述分析，热泵投运后，不考虑动力汽源和减少发电损失需要9.4年，每年保证90天满负荷运行情况下，方可收回投资资本（实际每年要交给投建单位效益款，相当于每年投资1160万左右。），3.2年以后继续运行我公司才开始回收效益。但同时设备运营维护费用及大修费用均要增加，人工工资不可预测。若达不到设计运行天数，投资成本回收期延长，不可控。
2、综合我公司当前供热能力，计算现有工业、民用热负荷用量情况，我公司现有供热设备带额定负荷可以满足发电、供暖需要，增加热泵运行就要减少抽背机进汽量，进而降低机组综合效率，同时相当于降低发电负荷，十年内理论亏损3700万左右，十年后可开始回收效益。建议热泵可研、建设应考虑后期供热负荷发展和天气气温变化情况。