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
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：
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%;
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;
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;
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
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。
2.4 技术优势及意义
2.4.1 新技术的突出优势
(1)充分回收电厂余热，提高热电厂供热能力 30%以上;
(2)大幅降低热电联产热源综合供热能耗 40%;
(3)可提高既有管网输送能力 80%;降低新建管网投资约 30%;(在城市核心区域，热负荷快速增长的同时，地下空间资源基本用尽，供回水大温差运行避免破路施工，成为管网扩容唯一解决方案)
(4)用户二次网运行参数不变，热力站工程改造量小，利于快速大规模推广
2.4.2 新技术对于全国供热节能的影响
(5)利用夏季城市热网的输配资源和热电厂的廉价热源进行供冷，提高了设备利用率，同时减少电厂夏季循环冷却水的冷却压力，并且有利于削减夏季空调用电负荷、改善夏季空调用电结构。
如果在全国的热电联产系统推广新技术，可以利用目前热源和管网增加供热建筑面积 11 亿平方米，每年能产生超过2000万吨标煤的节能效益。全年减排温室气体 CO2 超过5200万吨，将为我国乃至全世界的温室气体减排做出巨大贡献。
2.4.3 新技术对我国节能技术产业的意义
新技术所需的关键设备每年能创造超过 150 亿元的市场，对于引导相关高新技术装备制造企业走出困境有着重大意义。同时，由于新技术是我国完全自主知识产权的创新节能技术，达到国际先进水平。还存在进一步将新技术/新产品输出到海外市场(尤其是东欧市场)的可能，能一定程度填补我国在节能技术出口领域的空白。
2.5 工程案例
2.5.1 国内实施的工程
2.5.1 公司实施工程
2011年公司承接神华神东电力上湾热电厂乏汽余热利用改造工程，目前正在施工。
工程概况：上湾热电厂2×150MW直接空冷供热凝汽式发电机组。厂外热网首站采暖抽汽采用母管制，从两台汽轮机引出的抽汽采暖抽汽管道送至厂外神东电水暖中心自建的三个热网首站：上湾供热首站(间供)、上湾一次换热站(间供)、上湾小区站(直供)。汽轮机采暖抽汽在热网首站汽水换热器内换热后，凝结水由热网首站内的凝结水泵直接送回电厂除氧器。上湾供热首站2010年采暖季投入使用，主要提供冬季采暖热负荷。上湾一次换热站和上湾小区站(直供)热负荷为常年性热负荷和季节性热负荷：常年性热负荷为洗浴用水供应热负荷，季节性热负荷为建筑冬季采暖热负荷。上湾小区站承担上湾热电厂周围的用户的采暖、洗浴热负荷。
本工程实施后，利用基于吸收式循环的上湾热电联产集中供热技术，对神华神东煤炭集团上湾热电厂集中热网热力站进行改造。通过增设吸收式换热机组，降低一次热网返厂回水温度，实现上湾热电厂汽轮机乏汽余热回收创造有利条件，大幅提高该电厂的供热能力和能源利用效率;通过改造换热站完善集中热网监控系统，有效解决水力失调、供热不均等问题，提高供热质量，节约供热能耗。该项目可实现能源的绿色高效利用，符合国家“节能减排”的方针。
本工程实施后可回收的乏汽量为101t/h，相当于每年：少烧标准煤4.26万t，减少二氧化碳排放量11.16万t，减少二氧化硫排放量362t，氮氧化合物排放量315t，固体灰渣量1.04万t。经济效益：项目实施后可增加供暖能力，降低新建热网投资和运行费用，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。
本工程实施后将实现神东煤炭集团、神东电力共赢。对于神东煤炭：在自己不需增加投资、运营管理成本的情况下，高效地满足了未来几年的供热需求，对改善民生、提高矿区幸福指数也具有重要意义。对于神东电力：在不需增加投资，不需增加燃煤消耗的情况下，满足同样供暖后还可实现多发电5479万KWh，多实现收入约1000万元/年。
3.合作模式介绍
3.1合同能源管理模式(节能效益分享模式)
由中能服做为投资方，与电厂签订热电联产余热回收合同能源管理合同。中能服负责方案设计、设备选型、投资运营等工作，在合同期内双方根据约定的比例分享节能效益。合同期满后，所有节能设备所有权免费移交给电厂。
根据具体测算，确定具体的合同期限和节能效益分成比例。一般情况下，双方分成比例在合同期内的变化规律为投资方逐年减少、电厂逐年增加。
整个项目由合同能源管理公司投资建设，电厂采用自主运营或者由合同能源管理公司负责运营。双方签订节能服务协议，后期收益：回收的乏汽产生的供暖效益由合同能源管理公司与热电厂采用效益分享模式(一般节能效益分享期为10年，前5年节能收益分享比例为合同能源管理公司：热电厂=8:2，;后5年根据节能效果情况确定分享比例;每个项目都有特殊性，投资收益都有很大差别，效益分享模式需根据不同项目初投资及收益情况进行调整)。发电效率提高节约用水产生的效益全部归热电厂所有。
推荐理由：电厂无需任何投资，避免了技术和资金风险，改善电厂现金流，减少管理运营成本。达到年节省标煤5000t电厂还可享受国家财政补贴。
节能效益是指在同等能耗情况下，增加的热量收益、提高发电效率的收益，在使用水冷的电厂还可节约用水。在本方案效益分享中，只计算增加的热量收益，发电效率提高及节约用水带来的收益作为隐形收益完全归热电厂所有。
3.2建设工程承包模式(传统工程模式)
中能服作为设计、施工总承包，与电厂签订建设工程总承包合同，前期投资由电厂出资，后期收益全部归电厂。
以上湾热电厂项目为例，初投资为5000万，项目初期投资全部由热电厂(或热电厂委托的运营单位)贷款投入。整个项目自主投资建设，并自主运营的BOO模式。热电厂与中能服公司双方签订工程承包合同，按照施工进度给付进度款，验收合格工程交付后给付尾款。后期收益：回收的乏汽产生的供暖效益(因热量单价差异每个工程会有差异)+多发电产生的效益(1000多万)全部归投资建设方所有。
此模式对于热电厂来说：占用资金大、运营维护占用大量人力物力。
