一、工程概况
廊 坊 热 电 厂 1 、 2 号 汽 轮 机 是 由 上 海 汽 轮 机 厂 生 产 的C350-24.2/0.4/566/566 型单轴、超临界、一次中间再热、两缸两排汽、抽汽凝汽式汽轮机，额定功率 350MW。机组配置有 8 段回热抽汽，分别供给三台高压加热器、一台除氧器和四台低压加热器，于 2016 年投运。
廊坊热电厂于基建期对 1、2 号机组实施循环水余热利用项目；该项目通过以 1、2 号机组供热抽汽作为驱动热源，8 台溴化锂吸收式热泵机组为主体，回收机组循环水余热，将 1、2 号机组循环水中的低品位余热转换为可供城市热网供热利用的高品质热量。并于 2019 年 3 月对 2 号机组实施余热回收系统优化改造项目；该项目使 2 号机组单机满足 8 台热泵运行要求， 同时，1 号机组运行背压可同步降低约 1.5kPa，在节能方面降低了能耗水平。
二、改前情况
1、设计参数和技术指标
1、2 号机组额定工况下，主蒸汽流量 1005.9t/h，发电功率 350MW。采用五抽至热网换热器加热热网循环水的供热方式。额定供热工况，主蒸汽流量 980t/h，供热抽汽流量 550t/h，供热抽汽压力 0.4MPa，发电机功率 280MW。
2、存在的问题
基建期进行循环水余热利用项目（配套 8 台热泵），投产后运行方式为双机需保持近似的参数运行，每台机组各带 4 台热泵，机组运行经济性及灵活性较差。
三、改造方案
1、技术路线
基建安装时通过新增 8 台吸收式热泵，提取余热水余热。热泵系统以机组 0.4MPa、245℃供热抽汽为驱动汽源，额定工况下供热抽汽经减温后进入热泵，凝结成水，温度 80℃，通过闭式凝结水箱回收后由热泵站内凝结水泵送至热网疏水管道；热网回水首先进入热泵一级加热，水温由 55℃ 加热到 70℃，再经热网换热器二次加热后对外供热；余热水进入热泵，提取余热从 30℃降为 25℃，进入凝汽器吸热升温后再进入热泵，完成一次热泵-凝汽器-热泵的闭式循环。
2019 年 03 月，对 2 号机组实施余热回收系统优化，利用 2 号机组凝汽器主凝结区 2/4 区（主凝结区为 4 路进水、4 路回水）进回水管路与凝汽器增容改造区余热水进回水相互联通，增设进、回水联通管道，其主要目的为让单台机组余热水量满足全部热泵所需余热水量。
2、实施方案
（1）原则性系统图
原则性系统图如下，图 1 为循环水余热回收安装图，图 2 为 2 号机组凝汽器进回水管道改造系统图。
图 1 廊坊电厂循环水余热回收系统图
图 2 廊坊电厂 2 号机组凝汽器进回水管道改造系统图
（2）改造内容
热网水换热系统改造：热网回水首先进入热泵一级加热，水温由 55℃ 加热到 70℃，再经热网换热器二次加热后对外供热。
凝汽器型式改造:主凝结区分为四分区并在喉部和主凝结区间增设余热换热区，余热换热区换热面积为主冷凝区的 15 ，余热换热区流程为双流程即冷却水从前方看里侧水室进外侧水室出。
凝汽器进回水管路改造：利用主凝结区 2/4 区（主凝结区为 4 路进水、4 路回水）进回水管路与凝汽器增容改造区余热水进回水相互联通，增设进、回水联通管道，其主要目的为让单台机组余热水量达到 13000t/h，满足全部热泵所需余热水量。
（3）关键设备
1）溴化锂吸收式热泵
表 1 热泵关键参数
2）新型余热回收型凝汽器。主凝结区分为四分区并在喉部和主凝结区间增设余热换热区，余热换热区换热面积为主冷凝区的 15 ，从凝汽器管束中提取的高温侧循环冷却水（即余热水），进入热泵回收其余热，余热水降温后通过余热水增压泵升压后回到凝汽器，完成一个凝汽器-热泵-余热水增压泵-凝汽器的闭式循环。
（4）项目总投资与施工周期
基建期余热系统项目总投资 8400 万，施工周期 18 个月。2 号机余热
系统改造总投资 429 万，施工周期 8 个月。3、创新点
为达到回收循环水余热的目的，设计一台新型余热回收型凝汽器，主凝结区分为四分区并在喉部和主凝结区间增设余热换热区，余热换热区换热面积为主冷凝区的 15 ，余热换热区流程为双流程即冷却水从前方看里侧水室进外侧水室出。优化后的凝汽器总装图如下：
图 3 优化后的凝汽器总装图
四、实施效果
1、改造前后技术指标对比、运行情况对比
表 2 改造前后技术指标对比、运行情况对比
（1）廊坊电厂热网加热器方案、热泵和热网加热器方案以供热量、 发电量相同进行比较，综合效益分析对比结果详见下表。
（2）廊坊电厂 2 号机组余热水系统改造 2019 年 3 月投运结果表明： 系统投运后，2 号机组单机满足 8 台热泵运行要求，运行平稳。2 号机组单机供热保障能力提高约 38.95MW，余热水系统阻力偏大问题得到解决。同时，供热期间，1 号机组运行背压可同步降低约 1.5kPa，全厂供电煤耗降低 0.8g/kWh。
国电科学技术研究院 2019 年 4 月出具《廊坊热电厂余热系统改造调试报告》，主要结论为：“通过对 2 号余热水改造系统进行调试，并进行系统投运。该改造系统运行稳定可靠。系统投运后，能降低余热水泵电流及系统阻力，提高热泵系统 COP，且 1 号机组余热水系统退出后，运行背压能同步下降 1-1.5kPa 运行，2 号机组运行背压基本保持不变即可满足热泵系统正常运行，全厂运行经济性明显提高”。
分别在机组发电负荷 240MW 和 300MW 进行 2 号机组余热水改造系统投切对比试验，试验数据如下。
表 3 240MW 和 300MW 投切对比试验
2、项目经济性分析
（1）节煤收益
廊坊电厂热泵和热网加热器供热方案在供热高峰期，热泵系统扩大了电厂的供热能力，增加供热量 63.1 万 GJ/年，按余热供热收益计算，约1766.8 万元/年；在供热非高峰期，热泵系统减少抽汽节标煤 0.59 万吨/年，按减少抽汽节标煤计算，约 383.5 万元/年。
2号机组余热水系统改造后，1 号机组运行背压可同步降低约 1.5kPa， 折合全厂供电煤耗降低 0.8g/kWh，按年供电量 35 亿kWh，标煤单价 600 元/吨计算，年节约标煤 0.28 万吨，节煤收益 168 万元/年。
（2）环境效益
如按照以上每年节约标煤 0.28 万吨，年减排二氧化碳约 0.61 万吨，二氧化硫 189 吨，氮氧化物 92 吨。
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