溴化锂吸收式热泵技术在660MW超临界空冷机组上供热应用

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【摘 要】采用溴化锂吸收式热泵技术，利用660MW超临界空冷机组汽轮机抽汽驱动吸收式热泵提取空冷机组乏汽余热加热热网水，同时采用汽轮机抽汽对热网水进行二级加热，以满足供热需求。

【关键词】吸收式热泵COP汽轮机前置凝汽器

1.引言

吸收式热泵是一种利用低品位热源，实现将热量从低温热源向高温热源泵送的循环系统。热泵是回收利用低温位热能的有效装置，具有节约能源、保护环境的双重作用。国内某电厂利用溴化锂吸收式热泵技术对660MW超临界空冷机组供热改造，取得良好的经济技术效益。

2.工程位置

对660MW超临界空冷机组供热改造工程位于大东梁村附近黄河的IV级阶地上，厂址标高比黄河河床高77～105m，厂址范围内地势平坦、开阔，虽为耕地，但属土质差、产量低的劣地。厂区自然地面标高在947.20～955.40m之间，地形东南高，西北低，西面地形破碎，高差起伏较大，沟壑纵横。厂区内有一小（土）山丘，顶标高为955.40m（电厂独立高程系，下同），比周围自然地面高约5.40m。

3.气象条件

4.工程概况

某电厂锅炉为HG-2141/25.4-YM16型660MW级超临界参数变压直流炉、一次再热、墙式切圆燃烧、平衡通风、紧身封闭、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉；汽轮机为TC4F-26型超临界、一次中间再热、三缸四排汽、直接空冷凝汽式，额定出力637MW；发电机为QFSN-660-2-22型汽轮发电机（冷却方式：水、氢、氢，额定功率660MW）。厂用汽工况下五段抽汽压力为0.34MPa（a），231.9℃，厂用抽汽量80t/h，汽轮机排气量984t/h，排汽背压15KPa（a）。

5.热泵设计与选型

电厂供热改造采用的热泵为溴化锂吸收式热泵（以下简称热泵），设备用途是将汽机排汽引入热泵，通过驱动热源（采暖抽汽）经溴化锂的转换作用，提高热网的回水温度。

5.1设计原始数据

①驱动蒸汽来自五段厂用抽汽，出口压力0.34MPa.a，温度231.9℃，总抽汽量135.2t/h；余热为15KPa.a的汽轮机排汽，回收乏汽量137.6t/h。若此驱动蒸汽温度超过热泵允许的进口温度，由热泵厂家配供所需减温器（在蒸汽母管上配备减温器，共2套，每套减温器均能满足一套49.5MW和一套60MW热泵机组蒸汽总需求）。及其配套设施，即包括减温器、减温水所需的电动调节阀及其前后关断阀和旁路阀等，减温器所需减温水为凝结水减温水，减温水参数：设计压力4.0MPa，设计温度80℃

②1台60MW热网循环水量为：1722t/h，热网供回水温度：90/60℃设计；2台49.5MW热泵及其前置凝汽器额定热网循环水量为：1015t/h，热网供回水温度为：90/40℃。

5.2热泵选型要求

作为热泵的主要性能指标，热泵COP保证值必须大于等于1.7。该工程共安装3台热泵，一台60MW热泵，两台49.5MW热泵，两台49.5MW热泵设前置凝汽器。

5.3热泵机组技术参数

5.4设备性能

①49.5MW热泵设计乏汽流量不小于33.5t/h；60MW热泵设计乏汽流量不小于40.3t/h；

②49.5MW热泵热网循环水流量（最大值）1100m3/h；60MW热泵热网循环水流量（最大值）1722m3/h；

③49.5MW热泵的余热回收量不小于20.4MW；60MW热泵的余热回收量不小于24.7MW；

④49.5MW热泵热网回水设计温度为40℃，60MW热泵进口设计温度48℃，热泵出口设计水温90℃；热网回水设计温度为60℃，热泵进口设计温度60℃，热泵出口设计水温90℃；

⑤单台热泵的COP值不小于1.7；

⑥热泵及其他设备使用寿命：25年；

⑦噪声：离开设备外表面1.0米距离处，噪声小于85dB（A）。

⑧热泵组所有部位外表温度不超过50℃。

6热泵制造技术措施

热泵按照使用寿命为25年（不包括易损件）进行设计和制造。热泵具有长期连续运行的良好性能，无故障连续运行时间不得小于一个完整的采暖季。热泵要求具备较强的变工况运行能力（例如：当蒸汽压力低于设计条件时的技术保证措施等），在能量调节范围内的不同负荷下保证平稳运行。

①热泵换热器的结构、材质进行优化设计，保证其换热管不受腐蚀。为避免传热管堵塞和便于清洗，热泵发生器、蒸发器、吸收器和冷凝器传热管采用具有耐腐蚀性、耐冲刷和易于保养的管材。

②根据机组运行工况，热泵机组蒸发器、吸收器、冷凝器和发生器换热管束采用规格不小于Φ19、材质具有高耐腐蚀性、耐冲刷、耐渗透的316L不锈钢冷拔管。316L不锈钢具有较强的耐腐蚀性和良好的可塑性，机械性能、物理性能都异常良好，可以满足溴化锂溶液腐蚀，以及耐蒸汽、乏汽以及热水的冲刷，同时，良好的导热性能和延展性能，又可以实现高效换热，提高热泵性能。

③为确保传热管与管板连接的严密性，热泵机组换热管316L不锈钢管与Q345R低合金钢管板采用先胀后焊的工艺进行连接，保证热泵机组的高气密性。

④所有传热管采用冷拔管，对其进行100%无损检测，确保质量满足相关规范要求。

⑤机械部件及其组件或局部组件有良好的互换性。

⑥每个通流管道和连接件内部消除全部加工垃圾，如金属切屑、填充物等。从内外表面消除所有疏松的轧屑、锈皮、油脂等。

7.汽轮机改造

采用溴化锂吸收式热泵技术，对电厂原汽轮机进行供热抽汽改造，供汽管道、阀门等按照中排最大抽汽量为：150t/h；五段厂用抽汽每台机的最大抽汽量为：93t/h。

7.1汽轮机改造范围

①通过连通管上的一个三通管从机组右侧（从机头看）通过热力管道向热网供汽，三通管的上部管道和供热电动调节蝶阀相连，供热电动调节蝶阀上法兰和连通管法兰相连。把原中低压连通管改造成带有抽汽口的中低压联通管，在中低压联通管上增设供热电动调节蝶阀。

②五段厂用抽汽管道上加装液动快关阀和电动关断阀；连通管上加装泄压安全阀，抽汽管道上加装快关阀、逆止阀、电动隔离闸阀及补偿器等满足供热工况运行的要求；

③中低压连通管高度（联通管两侧安装吊耳）充分考虑行车的起吊高度以及保证中轴承座各轴瓦的正常检修。

7.2汽轮机改造方案

①原有热力系统配置不变，能保证原机组运行安全。改造后，对改造范围以外的设备寿命无不良影响。

②机组供热工况下，负荷及采暖抽汽控制采取以热定电方式。保证当热负荷变化时，不影响电负荷的正常调整。

③对通流部分及其它部件进行强度校核计算和热力计算，确保在各个抽汽工况下，控制好抽汽参数，保证中压及低压通流各级动静部分强度不超过设计值；核算抽汽后的胀差、轴位移变化值和轴向推力保证在供热期间轴向推力在机组允许的范围内。重新设计改造中、低压联通管，以保证汽缸在夏季纯凝和冬季供热工况下均能够自由的膨胀。

④在汽轮机中、低压联通管上加装抽汽压力调节碟阀实现调整抽汽供热，改造为热、电联产机组，位于联通管上的供热蝶阀规格为DN1300，供热安全阀具备足够排放能力以确保安全，联通管以外的快关阀、逆止阀和电动隔离阀规格型号的设计为PN2.5DN500；5段抽汽快关阀和电动隔离阀规格型号的设计为PN1.6DN800。

⑤联通管上的抽汽压力调节碟阀投入采暖抽汽压力闭环控制，控制供热压力。供热抽汽投入流程：在满足条件后，点击供热抽汽投入按钮，供热抽汽处于手动开环方式，点击供热增按钮，关小供热抽汽蝶阀，使机侧的供热抽汽压力逐渐升高，当机侧的供热抽汽压力到达抽汽止回阀打开压力时，抽汽止回阀开启，对外供暖，此后操作供热增减按钮，控制抽汽量。如需投入供热抽汽压力反馈，则点击供热自动手动按钮投入自动，此时，可设定抽汽压力目标值，自动进行压力调节。

⑥按照低压缸的最小蒸汽流量，设定联通管上抽汽压力调控碟阀的最小通流面积，防止因鼓风磨擦产生的热量不能被及时带走而导致低压缸胀差增大。在外界热负荷突降时，供热管道压力突升，到定值时安全门动作，防止联通管瞬间超压，以保证汽轮机组安全运行。

⑦改造后机组抽汽经首站换热器后凝结水疏回本机排汽装置。重新设计改造、制作中、低压联通管，以保证汽缸在供热期间能够自由膨胀，联通管重量分配考虑对中低压缸的影响，并满足行车起吊高度要求。

8.前置凝汽器

8.1前置凝汽器作用

在热泵供热系统中，当热网循环水回水温度较低时，利用汽轮机乏汽对热网循环水进行一级加热，非采暖期停用。前置凝汽器是利用汽轮机乏汽加热管侧内部热网循环水的装置，换热量的控制通过热网循环水流量及热网循环水进出口温度来实现。

8.2前置凝汽器基本参数

8.3前置凝汽器性能保证值

①水侧泄露次数：3次

②端差≤3℃

③前置凝汽器出口凝结水含氧量：20μg/l

④前置凝汽器水阻：≤40kPa

⑤噪声：离开设备外表面1.0m距离处，噪声小于85dB（A）。

8.4前置凝汽器制造技术措施

①前置凝汽器的换热系数按HEI标准设计准则，清洁系数为0.85。在从零到最大运行工况的整个负荷范围内，出口凝结水含氧量不超出《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》GB/T12145-2008标准中规定的数值。允许背压短期升高至25kPa能正常运行，并且前置凝汽器壳侧能承受1.6MPa.g的正压，并保证不损坏。

②前置凝汽器的有效换热面积不低于额定换热面积，且有效换热面积在考虑5%堵管的情况下，仍留有10%的换热裕量。壳体按全真空及循环水压力设计，并加强，以承受相连管道的反作用力。

③前置凝汽器壳侧装设泄压阀，用于管子破损时保护壳体不受损，该泄压阀的最小排放容量为10%的循环水流量或一根传热管完全断裂时，在内外压差的作用下，两个断口侧给水量，取较大值。前置凝汽器的管侧装设泄压阀，用于当前置凝汽器的进水阀与出水阀关闭且汽侧存有抽汽时，保护前置凝汽器不会因热膨胀而超压。前置凝汽器管侧的压力降不大于0.07MPa。前置凝汽器负荷升降率满足至少大于3℃/min的要求，而不影响前置凝汽器的安全和寿命。

④壳体：前置凝汽器蒸汽入口允许的推力值和力矩值。当在管束上部的壳体上设置人孔，以便维修与检查管束。在每台前置凝汽器壳体的两个位置设接地棒，以便与接地网相连。

⑤热井：热井有足够大的容积，不小于25t/h蒸汽流量下5分钟的凝结水量。凝结水出水口设置防涡流装置，并在该处设置滤网，高出热井底部5～15cm，凝结水出口管合并为一个接口，位置设在设计院所要求的位置。热井放水管带有真空隔离门，该管能在1小时内或更少时间排出正常水位下的全部凝结水。热井内部用档板分隔开，在前置凝汽器两端管板下部分区设置取样水槽和取样管接口，整套前置凝汽器共设8个检漏接口，以监视冷却管与管板胀接严密性，防止硬水进入凝结水系统。在前置凝汽器热井各磁翻板水位计及水位控制管处，标记永久性的正常水位、高限、高报警、低报警和低限水位等水位符号。热井水位有足够高度，保证在高、低报警水位之间不小于300mm。

⑥水室：前置凝汽器水室管板采用复合板。水室的设计压力取循环水泵关断压力1.6MPa所对应的水室底部的压力与任何水锤冲击压力两者中的较大值。水室进水管离管板有足够的距离，避免涡流和对进口管板处管子的冲蚀。前置凝汽器设计确保所有管子的循环水流量分布均匀。

9.热泵运行情况

9.160MW热泵机组运行曲线

①机组供热量随热水进口温度的变工况运行曲线

②机组供热量随蒸汽压力的变工况运行曲线

9.249.5MW热泵机组运行曲线

①机组供热量随热水进口温度的变工况运行曲线

②机组供热量随蒸汽压力的变工况运行曲线

10.结束语

采用溴化锂吸收式热泵技术，进行供热改造工程在不新建热源、基本不增加电厂燃煤量和污染物排放量的情况下，满足供热面积要求，达到供热能力225MW，具有较好的经济效益、社会效益及节能减排效果，符合国家节能减排政策要求。

参考文献：

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[5]罗碧星，范世望.论上汽超超临界1000MW和660MW机组性能试验要领.《中国动力工程学会透平专业委员会2012年学术研讨会论文集》2012年

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