1．吸收式热泵产品介绍
1.1 吸收式热泵简介
热泵是将低温热源中的热量提取出来，转移该部分热量，进而得到较高品位的热水或蒸汽的设备。吸收式热泵可以利用低温热源（工艺系统废热：单组分或多组分气体、废热水、乏汽等）；用以制取高品位热媒（比低温热源高40℃左右的中、高温热水，0.4MPa以下蒸汽）。
吸收式热泵分为两类：第一类吸收式热泵与第二类吸收式热泵。两者主要区别：废热源品味要求不同；可供应高品位热水不同；外部驱动能源要求不同；循环原理不同。
第一类吸收式热泵
第二类吸收式热泵
1.2吸收式热泵原理
吸 收式热泵是以水换热为介质，溴化锂溶液为吸收剂，将低温热源中的热量提取出来，转移该部分热量，进而得到较高品位的热媒的设备。吸收式热泵是一种成熟产 品，在热电厂中主要采用第一类热泵技术用来提取电厂的废热，增加供热能力，扩大供暖面积。主要原理如下图（简易循环图）：
吸收式热泵简易循环图
吸收式热泵设备外观图
◇热量提取：利用水在负压下低温沸腾—从低温热源中把热量提取出来。（蒸发器）
◇热量转移：利用浓溴化锂溶液吸收低温蒸汽提高了溴化锂溶液的温度—实现了热的转移，得到高品位的热。（吸收器）
◇溶液循环：利用驱动热源放出热量将溴化锂稀溶液浓缩成浓溶液，实现溶液循环使用。（发生器）
1.3 吸收式热泵应用及特点
1.3.1 吸收式热泵热平衡及应用范围
1.3.2吸收式热泵的特点
◇废热水品位要求：一般可以使用温度在30 ℃～70℃的低温热源
◇可供应高品位热水：比废热源高40℃左右，一般情况下可提供100℃以内的热水
◇需外部提供少量高品位驱动热源：0.8MPa以下蒸汽、高温热水、燃油、天然气、高温烟气
◇节能性：利用较低品位废热，使用少量高品位驱动热源，获得大量高品位热水
◇制热COP值1.65～1.85：就是利用1T/H的蒸汽热量可以得到1.65～1.8T/H蒸汽的热量
◇机组制热量是废热量的2.2～2.4倍左右：就是利用1MW废热可以得到2.2～2.4MW左右的高品位热媒
◇废热水温度越高获得的热水温度越高；反之，废热水温度越低获得的热水温度越低。
2．基于吸收式热泵技术的集中供热技术
2.1 技术背景
2.1.1 供热节能在我国节能减排工作中的地位
建筑能耗占全国总能耗约 30%，因此建筑节能在我国节能减排全局中占据重要地位。而北方城市供热是我国建筑能耗最大的领域。截止 2008 年，全国北方地区供热建筑面积已超过 90亿平方米，采暖期因地域不同从3个月到6个月不等。我国城市供热目前仍以煤为主要燃料。全国采暖能耗达到 1.8 亿吨标煤/年，占全国城市建筑能耗的 40%。因此，供热节能工作是建筑节能工作的重中之重。
北方采暖地区范围包括：严寒和寒冷地区的15个省市，面积约占全国陆地总面积的70%，人口数量超过全国总人口的40%。
中国建筑热工设计分布图
2.1.2 热电联产在供热中的地位
热电联产相比热电分产能节约 1/3 左右燃煤消耗，是目前我国北方集中供热的主要方式，供热量约占北方集中供热一半以上。热电联产机组发电量占全国火力发电比例已经超过 20%，总装机容量超过 1 亿千瓦。
热电联产作为采暖热源，其供热能耗甚至低于目前市场上热议的水源热泵等方式。因此，大力发展热电联产并大幅提高其在供热热源中的比例应该是我国集中供热系统热源节能改造的主要方向。
各种采暖方式比例图
2.1.3 热电联产集中供热面临的突出矛盾
(1) 大型热电联产机组排放大量低温余热难以利用
电力工业为了实现“十一五”能源消耗和主要污染物排放总量控制目标实施“上大压小、节能减排”的能源政策，积极鼓励建设大容量、高参数抽凝式热电机组。但是，这一类热电联产机组为保证安全运行必须通过冷却塔向热电厂周围环境排放大量低温余热，该余热数量巨大，可占到机组额定供热量的30%以上。以北京市的现状为例，接入市政大热网的四大主力热电厂可白白排放的循环水余热量达1000 MW以上，如配备相应容量的调峰热源，则可增加供热面积到4000~5000万平米，相当于目前市政大热网供热面积的35%以上，每年将为北京市减少采暖用燃料耗量约60余万吨标煤，减少电厂循环水蒸发损失80万吨。
(2) 城市热网输送能力成为集中供热发展瓶颈
热网建设具有投资巨大和周期长的特点。由于近年来我国城市发展速度过快，城市热网供热半径不断加大，现有热网的输送能力已严重不足。以北京市的现状为例：市政大热网覆盖范围内的供热面积达到近3亿平米，但热网极限输送能力只能负担约1.3亿 平米供热面积。缺口部分则不得不采用其他低效、污染严重以及高成本的供热方式填补。另一方面，大型热电机组成为热电联产发展的主流趋势下，配套超大规模热 网投资也已严重影响到大型热电联产集中供热的经济性。因此，通过技术创新大幅提高热网输送能力，对于整个供热节能意义重大。
(3) 热电联产热源和城市热网夏季利用率较低
热 电联产热源夏季供热负荷需求较小，造成热电厂热效率下降，热电厂的余热大量排放。城市热网夏季也大多处于闲置状态或低负荷低效率运行状态。另一方面，近几 年由于空调电耗猛增而造成的电力负荷的季节差和日夜峰谷差不断加大，严重影响城市供电安全。据统计，空调高峰电负荷已占城市夏季负荷的 40%左右，而空调用电受气温的影响很大，其实际用电量只有 6%，为满足电空调用电需求而增加的电力设施投资巨大，利用率却很低，造成设备闲置浪费。
2.2 吸收式热泵换热技术介绍
通过深入研究和分析目前热电联产集中供热系统存在的问题及其节能潜力，2007 年，清华大学在世界上首次提出吸收式换热的概念并提出“基于吸收式换热的新型热电联产集中供热技术”。完整的基于吸收式换热的新型热电联产集中供热技术由以下两个核心技术环节构成：
（1）基于吸收式换热的超大温差供热技术*（发明专利号：ZL 200810101064.5 / ZL 200820079021.7 / 200810117040.9 /200910091337.7）
充分利用了一次网高温热水中蕴藏的高位热能的做功能力，借助核心设备——设置在用户热力站处的吸收式换热机组（专利号：ZL 200810101064.5）显著降低一次网回水温度。如图所示，在保持二次网运行参数不变的情况下，一次网供回水温度由传统的 130℃/70℃变为 130℃/20℃，供回水温差由60℃提高至110℃。该技术的应用具有如下突出优点：
l 一次网供回水温差由 60℃增加到 110℃，可提升既有热网输配能力 80％；
l 减小新建大型热网管径、免除回水管网的保温措施，大幅降低管网投资；
l 一次网回水温度降至 20℃左右，为高效回收电厂循环水余热创造了条件；
l 吸收式换热机组在夏季通过简单切换可做吸收式制冷机使用，以城市热网水驱动，产生 12～7℃冷水，为空调提供冷源。如果再配置溶液除湿装置和生活热水加热系统，一次网回水可降低至 50℃左右，为大量回收热电厂夏季循环水余热创造条件。
(2) 基于吸收式换热的余热回收技术*（发明专利号：ZL 200810101065.X/ZL 200810117049.X / 200910090917.4 /200910092464.9 / 200910091944.3）
在热力站实现超大温差换热的基础上，设置在热电厂首站内的核心设备——电厂余热回收专用热泵机组（发明专利号：ZL 200810117049.X200910091944.3），通过独创的热泵内部循环设计，在保证体积紧凑的前提下将多台机组逐级升温的功能高度集成，大幅提升电厂内余热回收系统的经济性。在不考虑调峰热源加入的情况下，升温幅度高达70~80℃。考虑调峰的情况下，能够实现110℃的升温能力，对传统热泵技术实现了重大突破。回收大量低温循环水余热后使得系统供热能耗降低 40%。 另外夏季利用汽轮机抽汽驱动吸收式热泵实现集中供冷，提高系统整体能效和经济性，并可减少电厂夏季循环冷却水的冷却压力。通过基于吸收式换热的系统集成技 术将基于吸收式换热的超大温差供热技术和余热回收技术有机结合起来，构成完整的吸收式换热的新型热电联产集中供热系统如下图所示。
进一步提炼吸收式换热循环的实质如下图所示：吸收式换热循环的 4个环节中，第 1 个环节即吸收式换热环节是放热过程，实现了冬季一次热网的低温回水和夏季利用热网水驱动制冷。第 2、3 环节分步回收汽轮机排汽余热；同时，使得回水加热过程实现了梯级升温。根据不同集中供热系统运行参数的差异，循环中第 2、3 环节也可以只保留其中之一。调峰环节对热负荷进行调峰的同时，保证吸收式换热环节必要的热网供水温度。
2.3 新技术应用工程方案
（1）以国内某汽轮机厂生产的 300 MW 抽汽供热机组为例，额定工况下主蒸汽流量 1000 t/h，采暖抽汽量 500 t/h（330 MW），低压缸排汽量 240 t/h（150 MW）。供热首站采用常规汽水换热器，供热能力为 330 MW，供热面积660万 m2。
（2）实施新技术后，汽轮机低压缸排汽量可全部回收，对外供热能力可达 480MW，相比常规技术增加了 45%，可满足960 万m2 建筑面积的供热。
（3）采取如下常规供热方案与新技术方案对比：300 MW抽汽供热机组+容量150MW 燃煤锅炉，此时两方案供热能力相等。
（4）新技术方案与常规供热方案相比，年回收循环水余热 146万GJ，节能率39%，年节约标煤5.0万吨、供热蒸汽12万吨、减排 CO2 总计折合约15万吨。
（5）新技术方案与常规供热方案相比增加的初投资主要是首站的电厂余热回收专用热泵机组和热力站的吸收式换热机组，一次管网由于实现大温差热输送，管径变小，管网投资减少 30%左右。
（6）新技术方案与常规供热方案相比，首站投资增加约0.86亿元，热力站投资增加约1.73 亿元，管网投资降低约 0.96 亿元（与项目所在地、管网规模等因素有关），总体初投资增加约 1.63 亿元，年节约燃煤及蒸汽成本共4650万元，增量投资静态回收年限控制在3~5 年。
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热源
|
单位
|
常规方案
|
新技术方案
|
备注
|
||
|
|
300MW
汽轮机组
|
燃煤锅炉
效率80%
|
300MW汽轮机组+循环水余热
|
|
||
|
供热
能力
|
容量
|
MW
|
330
|
150
|
480
|
相等
|
|
负担面积
|
万㎡
|
660
|
300
|
960
|
||
|
投资
|
热电厂首站
|
亿元
|
——
|
0.64
|
1.50
|
增加0.86亿元
|
|
用户热力站
|
亿元
|
1.15
|
2.88
|
增加1.73亿元
|
||
|
供热一次管网
|
亿元
|
3.20
|
2.24
|
节约0.96亿元
|
||
|
运行能耗及成本
|
热量
（万GJ）
|
257（蒸汽）
|
117（热水）
|
228（蒸汽）
|
回收余热146万GJ节能率39%
|
|
|
耗量
（万吨）
|
102（蒸汽）
|
5.0（标煤）
|
90（蒸汽）
|
蒸汽成本75元/吨
燃煤成本750元/吨
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||
|
耗量
（万元）
|
7650
|
3750
|
6750
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