1、 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
2、。 热水流经吸收器、冷凝器升温后，输送给热用户。 吸收 式热泵原理图 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
3、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 20122013年 20132014年 20142015 年 (预估 ) 工业热负荷 131Mw/h 132Mw/h 采暖热负荷 530万 m 676万 m 746 万 m 3、宇光热电现有热源供热能力： 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
4、 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
5、案不做计算）。 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 三 、采暖热网系
6、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
7、 号管线。 3 号管线 主要是由首站 1217号热网加热器、 1116 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
8、。 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 0.080.12MPa，一抽母管压力 0.450.65MPa，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 7.58.5MPa，温度 104）。 2、 热网水参数： 根据采暖期各
9、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 22002500t/h； 3号线末期流量 4200t/h，供热严寒 期 44004600t/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
10、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，
11、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 20132014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
12、，至 10 月 31日启 3号机运行，供热量基本 1000012000GJ/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 132
13、Mw； 20132014 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： 20132014 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： 20132014 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
14、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： 维修费：按投资
15、额的 0.5%考虑 人员工资及福利费： 3万元 /人 .年 人员按 6个人考虑 其它费用：按投资额的 0.5%考虑 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
16、.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：750667010-4= 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 0.20.7MPa 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
17、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） 60103（ 2777-377） 10-62160680.9610-4=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 2.87106KW.h（按 90 天计算），约合 2.871060.410-4= 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=
18、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。
