供热能力提高，能耗却不增加，还减少了排放，真有这样“一举三得”的节能技术？没错，这就是位于山西大唐国际云冈热电有限责任公司（以下简称“云冈热电”）的基于大温差热电联产供热技术汽轮机乏汽余热利用项目带来的惊喜。
“用户侧安装吸收式换热机组与传统板式换热器串联，在不改变二次网供回水温度的前提下，大幅降低一次热网回水温度。利用电厂汽轮机乏汽余热供热（注：释放出热势能的蒸汽从汽轮机排汽口排出，称为乏汽），可提高热电厂现有供热机组的供热能力30%以上，降低系统供热能耗40%以上。实现了管网的大温差输送，可提高热网的输送能力80%左右，降低新建管网的投资和输送能耗30%以上。”云冈热电相关技术负责人告诉中国经济导报记者。
2012年，云冈热电按大同市政府的要求，为提高供热能力实施了乏汽余热利用改造工程。截至目前，该项目运行已经6年有余。“系统设备运行比较平稳，该项目技术的比较优势表现得非常明显。特别是拉大热网供回水温差方面，目前国内能与之相匹敌的技术并不多。”该负责人向中国经济导报记者解释说，将现有供热系统与吸收式热泵技术的特点有效结合，在项目研究和应用中取得了多项技术创新。项目的成功投运，为该技术的进一步推广和发展起到了积极的示范作用，是我国热电联产集中供热方式的未来发展方向。
应运而生，技术优势明显
一直以来，火力发电厂的冷端损失是电厂热力系统的最大损失。“以云冈电厂为例，在冬季额定供热工况下，汽轮机排汽损失约占燃料总发热量的17%。汽轮机排汽对于火力发电厂来说是废热排放，但对于低品位的建筑采暖而言，如果不加以利用，则构成巨大的能源浪费。”云冈热电相关技术负责人说。
而对于大同市来说，随着城市的飞速发展，供热供需紧张的局面一直存在。以2015年为例，根据大同市总体规划，城区集中供热面积将达到6780万平方米，其中云冈热电供热区域面积为2380万平方米。而当时大同市城区集中供热热源实际供热能力只有2610兆瓦，按新旧建筑混合供热热负荷52瓦/平方米核算，严寒期只能满足5019万平方米的供热需求，缺口达1761万平方米。
热电联产技术的发展为改善紧张的供热局面带来了希望。目前，热电联产集中供热在我国北方城镇各种热源方式中能效是最高的。近年来，我国已经逐渐形成了以热电联产为主，区域锅炉为辅，其他先进高效热源方式为补充的基本供热格局。
针对如何提取凝汽余热来提高热电联产的供热能力和能源利用效率，以及增大热网供/回水温差来提高热网输送能力的问题，清华大学在2007年提出了“吸收式换热概念”和“基于吸收式换热的热电联产集中供热系统（简称 Co-ah 系统）”，开启了高效利用汽轮机乏汽余热的新阶段。
2011年，云冈热电申报乏汽余热利用改造工程得到批复，并于2012年实施了改造。改造后提高供热能力480兆瓦，实现增加供热面积889万平方米，相当于少建设两台300兆瓦集中供热机组或10台80t/h（注：t/h为锅炉容量单位）采暖锅炉，有效地缓解了城市热电联产集中供热面临的突出矛盾，对加快市政基础设施建设、保障热力供应、改善城市环境等有直接的推动作用。中国经济导报记者了解到，本供热工程实施后，使热电联产经济性大幅度提高，在热价亏损的前提下提高了电厂的盈利能力，并有效地减少了排放。由于云冈热电余热利用项目的实施，2013年度，大同市圆满地完成了减排任务。
据悉，本项目根据能源梯级利用的原理，在余热回收机组内部设置了低温换热器，采用凝汽器直接加热、吸收式热泵加热、抽汽加热三段式梯级加热热网循环水的方法，整个采暖季余热回收机组低温换热器承担基本负荷，热网首站只在严寒期做尖峰加热，大量节省了采暖抽汽，增加了热电厂的发电、供热能力。
此外，与其它的电厂凝汽余热回收技术相比，该技术具备非常显著的优势，比如，系统抽凝比与机组抽凝比的匹配，使得热泵的容量选择更加合理；通过在厂内首站设置低温换热器及系统串并联运行，实现了热网水与电厂低温乏汽余热的能级匹配，热网水升温幅度大，提高了乏汽回收利用量，可占到总供热容量的30%以上，节能效果显著。
实际上，常规的吸收式热泵集中供热技术在系统布置上采用并联方式。当采暖负荷减少时，低品位的乏汽余热不能充分利用，采暖负荷增加。到严寒期时，又由于余热不足而回收量减少。而本项目采用串并结合的方式将低温换热段串联布置后再并联进入余热回收机组中温加热段加热，即一次热网回水先经过一台机组的低温换热器直接吸收乏汽余热，再经过另一台机组低温换热器进行二次吸热。加热后的一次热网水再分别并联回到各自的余热回收机组中温加热段加热，最后再到热网首站加热器进行尖峰加热。
运行稳定，经济效益和社会环保效益增加
不过，由于是在原系统上进行的改造，改造过程受施工场地、工期、图纸等不利因素制约，给技改工程带来较大的工作难度。不过，实施方通过克服重重困难还是使工程得以在当年顺利投运。相关负责人告诉中国经济导报记者，该项目投入运行后，生产系统运行稳定，余热回收效果明显，节能效果显著，同时在项目实施和运行过程中取得了宝贵的工程建设和优化运行实践经验。
一方面，该项目充分实现了能源的梯级利用，减少不可逆损失，与传统的热电联产供热方式、热泵集中供热方式、高背压供热方式等相比，充分利用了低品位的乏汽余热，实现了换热过程的能级匹配。另一方面，也大大减少了换热过程中的不可逆损失，提高了热电厂的经济效益。
“改造前单机额定供热能力377兆瓦，改造后单机额定供热能力422兆瓦，额定供热工况每小时收入增加0.05万元。若热负荷变化量不大时，按低调阀全开满足大抽汽量条件下的供热量380兆瓦运行，则每小时收入增加1.2万元。”谈及项目改造后的收入变化，云冈热电的相关技术负责人耐心地介绍说。
当然，经济效益仅仅只是一个方面。按照替代大型区域燃煤供热锅炉分析，回收的乏汽供热量相当于每年节约标准煤25.4万吨，减排二氧化碳65.61万吨，减排二氧化硫0.89万吨，减排烟尘3.8万吨，减排灰渣1.5万吨。相比常规供热方案，该项目在节能降耗的同时，不仅减少了煤、灰渣在装卸、运输、贮存过程中对环境、交通及占地的影响，而且也避免了集中燃煤锅炉运行过程中噪声、粉尘等对居民生活的干扰。可见，该项目实施后，在大幅提高电厂供热能力的同时，节能、环保、社会效益十分显著。
