作者：刘亿鑫 1 李怀宗 2 牟中华 1 （1.华电内蒙古能源有限公司，2.华电内蒙古能源有限公司包头发电分公司）

摘 要：为了解决北方地区夏季湿冷机组循环水温度偏高，凝汽器真空下降，导致机组出力不足，能耗增加的问 题，结合机组利用热泵回收循环水余热技术，提出技术改造，并进行可行性分析。在供暖期，热泵回收循环水余 热来加热热网水；非供暖期时，将八号低压加热器隔离，利用热泵回收循环水余热来加热凝结水。经计算，该方 案可有效缩短热泵投资回报周期，并且在夏季投运 4 个月，循环水温度减低 2.26 ℃，真空提升 0.83 kPa，机组煤 耗降低 2.26 g/kWh，回收余热 58015 kW，节约工业水 377510.4 t、标煤 4623.6 t，共计节省费用 3052404.32 元。

关键词：湿冷机组；凝汽器真空；加热器；余热回收

随着能效双控力度的加大，对机组节能降耗的 要求更为严格，因此挖掘机组的潜在经济性是十分 必要的。冬季供暖期北方大部分地区采用集中供暖 方式，采暖地区集中供热普及率达到了 65%[1]，从 而减少能源的消耗与环境的污染。由于北方供暖期 较长，大部分供热机组增加热泵装置来回收循环水 余热，从而减少汽轮机冷端损失。北方地域气候特 别，夏季干燥炎热，冷却塔冷却效果不佳，导致循 环水温度较高、凝汽器真空低，使得机组经济性下 降。夏季停暖期，热泵检修结束后一直处于闲置状 态，增加了日常维护成本，延长了设备投资回报期。 如果将热泵在夏季投运，利用热泵回收循环水余热 来加热凝结水，降低凝汽器入口循环水温度，提高 真空，提升机组经济性；降低了循环水上塔温度， 减少凉水塔循环水的蒸发损失。为此，本文以北方 某供热机组为研究对象，理论分析了夏季投运热泵 收稿日期：2021-05-26 刘亿鑫(1992-)，男，硕士研究生，工程师。内蒙古呼和浩特，010020 回收余热的经济性。

1 改造方案

1.1 机组概况 北方某电厂于 2006 年底投产，2009 年机组改 造打孔抽汽成为供热机组，2015 年增设热泵装置， 现已稳定运行 15 年。相关设备技术参数见表 1。

1.2 改造后机组系统结构 如图 1 示，在冬季时，关闭阀门 6，打开阀门 5， 凝结水经过加热器后进入锅炉中。此时，热泵中的 热水为热网回水，当环境温度较低时阀门 12 的开度 较小，防止循环水温度过低而结冰。在夏季时，循 环水温度较高凝汽器真空下降，因此，将阀门 5 关 闭，阀门 6 打开，凝结水进入热泵吸收热量，循环 水作为低温热源在热泵蒸发器中释放余热，然后再 进入冷却塔喷淋降温。凝结水经过热泵产生的压损， 由凝泵变频器改变凝泵转速来补偿，从而达到回热 系统的压力平衡。

2 经济性分析 查阅凝汽器循环水入口温度历史曲线发现，在 每年的 6～10 月期间，4 个月的平均温度为 35 ℃， 最高温度为 43.2 ℃，此时间段内机组真空恶化、出 力不足，极端天气下会出现限负荷的情况。统计 2020 年度因为循环水温度高间接或者直接造成限 负荷的情况有 10 起，共计限负荷 361.6 万 kWh。全 厂补水量由冬天的 2.1 万吨/天增加到夏天的 4.2 万 吨/天，而水塔的蒸发损失约占循环水量的 1.2%～ 1.6%，占电厂耗水量的 30%～55%，是火电厂最大 的一项耗水指标。因此，在夏季降低循环水温度， 提高凝汽器真空，减少蒸发损失量是十分必要的， 具有可观的经济价值和环保价值。 2.1 降低循环水温度对机组真空的影响 文献[2]中，通过以往数据的统计和进行理论计 算，得出凝汽器入口循环水温度与真空的关系，见 图2。发现当循环水进口温度由20 ℃升至25 ℃时， 相应的汽轮机排汽压力变化率为 0.32 kPa/℃；当进 口温度由 25 ℃升至 30 ℃时，其排汽压力变化率为 0.4 kPa/℃；当进口温度由30 ℃升至33 ℃时为0.48 kPa/℃。当机组排汽压力每升高 1 kPa，相应地机组 供电煤耗升高约 1.65 g/kWh。600 MW 机组凝汽器 冷却水进口温度（即冷却塔出塔水温）降低 1 ℃， 汽轮机排汽温度也降低 1 ℃，相当于凝汽汽背压降 低 0.35～0.4 kPa，影响机组煤耗近 1 g/kWh。文献 [3]改造后，汽轮机排汽降低约 2 ℃，凝汽器压力降 低 0.76～0.90 kPa，可使机组煤耗降低约 2.26 g/kWh。在热泵投运的 4 个月过程中共节省标煤 3040 t，节省费用 1671785.28 元。 2.2 降低循环水温度对蒸发损失的影响 冷却塔是火电厂的重要设备之一，其内部工质 循环水将汽轮机排汽冷却凝结，并将热量排向大气 中，维持机组排汽背压稳定，见图 2。循环水在冷 却塔内受环境和水质的影响，会产生蒸发损失、风 吹损失、排污损失。 进塔水温与出塔水温几乎成线性正相关关系 [4～5] ，图 3 为 300 MW 湿冷火电机组冷却塔蒸发量 随循环水上塔温度的变化关系。循环水上塔温度每升高 1 ℃，循环水出塔温度升高 0.13 ℃。由文献 [6]中600 MW 湿冷机组蒸发量与300 MW湿冷机组 蒸发量的关系可推断出，600 MW 湿冷火电机组循 环水上塔温度每升高 1 ℃，循环水蒸发损失量增加 58 t/h，单台机组一天蒸发损失量将增加 1392 t。

改造后，在同等工况下，循环水进入凝汽器温 度可降低 2.26 ℃。当夏季循环水上塔温度为 35 ℃ 时，改造后循环水蒸发损失每天可减少 3145.92 t， 每天节省水费 4246.992 元，投运 4 个月可节省水费 509639.04 元。实现节约用水目的，在北方干旱地区 具有极强的生态效益和经济效益。 2.3 余热回收的经济效益 凝结水系统接入热泵后，将八号低加退备，使 凝结水由凝泵打入热泵系统，吸收热量后进入七号 低加。根据比热容公式计算得出，回收循环水余热 58015 kW。每天可节约标煤 13.2 t，整个热泵投运 期可节省标煤 1583.6 t，每吨标煤价格 550 元，共 节省 870980 元。

3 结论 对于已有热泵设备的北方发电企业来说，在 6～10 月将热泵投运，可以有效降低凝汽器入口循 环水温度，提升凝汽器真空，降低发电煤耗，节约 水资源的消耗，同时可以减少因循环水温度高导致 机组降出力事件的发生。在节约自然资源的同时， 经济效益显著，值得在该类型机组中推广。