摘要：电厂凝结水一般采用低加+除氧器+高加的梯级加热流程。热泵余热回收技术兴起后，为了实现热泵的全年应用，很多人考虑用热泵替代低加。这种方式并不能提高电厂热效率，反而会增加煤耗，并不合适。燃煤电厂、燃气电厂或核电站都采用高压蒸汽推动汽轮机做功发电，不同之处在于蒸汽的产生方式：燃煤电厂使用锅炉、燃气电厂使用燃气轮机的高温烟气、核电站使用核反应堆。
高压蒸汽推动汽轮机发电后，变成没有发电能力的蒸汽，叫做“乏汽”。乏汽不能直接回到热源加热，必须先冷凝成水，才能经济的提升压力，进而在锅炉内产生高压过热蒸汽。乏汽冷凝采用凝汽器（与冷却塔配合）或空冷岛的方式，不同的冷凝方式将电厂分为水冷电厂、间接空冷电厂、直接空冷电厂几种。为了提高电厂热效率，乏汽凝结水也不会直接进入锅炉加热，而是通过多级加热的方式逐渐升温，热源来自汽轮机不同位置的抽汽。经预热的高温水再进入锅炉加热汽化。典型的电厂汽轮机流程如下图所示。
上图中，冷凝器产生的凝结水经水泵加压后，依次经过轴封冷却器、四级低加、除氧器、三级高加，共九级加热后再进入锅炉。除氧器除了加热凝结水外，还将溶解在水里的氧气排空，避免腐蚀。除氧器后设置高压循环泵给水加压，使锅炉能够产生足够压力的蒸汽。
这种梯级加热的流程，每一级的加热热源都来自特定的位置，与凝结水之间的温差较小。如凝汽器出口的水温最低，用于轴封冷却；进入低加后，从汽轮机末端抽汽，随后抽汽位置逐渐前提，温度逐渐升高。梯级加热的热力损失很小，综合能效较高。
电厂内部的流程非常完善，为什么现在又兴起热泵余热回收了呢？主要原因在于，热电厂的供热是附属功能，并没有经过缜密的设计，热力学缺陷很大。
上面的汽轮机流程中，5#加热器的蒸汽管有一个开口，可以提供采暖抽汽。采暖抽汽一般有2-3公斤压力，饱和温度在120℃以上。这部分蒸汽抽出后，通过汽水换热器加热热网水，将50℃的回水加热到100℃。加热初期120℃蒸汽和50℃水之间的温差很大，能量品位损失大，能效差。
为了解决这个问题，使用吸收式热泵回收余热的流程得到广泛应用。120℃的蒸汽加热50℃的水有很大的能量品位损失，而这种损失正是吸收式热泵的驱动源，因此，吸收式热泵可以“免费”回收余热，减少采暖抽汽的消耗。当这部分“免费”的温差驱动能力消耗完毕，只能将热水加热到80℃左右，后面仍需采暖抽汽直接加热。不过，直接加热段的温差较小，能量损失不大。
吸收式热泵只能在冬季采暖时使用，在非采暖季或没有采暖需求的电厂，有没有可能使用吸收式热泵呢？
从汽轮机流程图可以看出，部分低加的加热温度与热泵的能力重合，利用热泵替代低加，会不会增加电厂发电量、提高电厂热效率呢？这种替代并不合理。
吸收式热泵能够将水加热到80℃左右，电厂梯级加热流程中将凝结水加热至80℃左右，是8#加热器和7#加热器的工作范围，分别使用了绝压21kPa（61.6℃）、60kPa（86℃）的蒸汽。这两股蒸汽的发电能力已经很低了，抽汽加热凝结水，不会损失很大的发电量。
吸收式热泵需要使用采暖抽汽，一般压力在0.2MPa以上，且过热度较高。这部分蒸汽具备一定的发电能力。虽然热泵进行了余热回收，但采暖抽汽的占比达60%，热泵驱动蒸汽损失的发电量高于8#7#加热器梯级加热损失的发电量。
因此，梯级加热的热效率高于热泵余热回收的热效率，大型电厂流程已是最佳流程。
在小型电厂，热力系统并不完善，凝结水或锅炉补水直接进入除氧器加热。这种情况下，热泵余热回收弥补了低加的作用，大幅度完善热力流程，提高经济效益。
由此可见，多级的梯级加热是电厂加热水的最优流程，如果对外供热系统也采用梯级加热方式是最好的。但是，供热系统的热负荷及供热温度在大幅度变化，对汽轮机的安全稳定运行有较大影响。因此，热电厂都采用简单抽汽供暖方式，这才带来了热泵余热回收的空间，是现有条件下的最优解决方案。
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