热电厂循环冷却水供热
热电厂循环水余热利用方案
******技术发展有限公司******热电厂循环水利用方案（溴化锂吸收式热泵）联系人：手机：联系电话：传真：信箱：2013年8月18日目录1 项目简介 (3)1.1 吸收式热泵方案 (3)1.2 吸收式热泵供暖工艺流程设计 (3)1.3 蒸汽型吸收式热泵主机选型（31.7℃→25℃） (4)1.4 节能运行计算 (4)1.5 初投资与回报期计算 (5)2 热泵机组简介 (6)2.1 吸收式热泵供暖机组 (6)2.2 溴化锂吸收式热泵采暖技术特点 (7)2.3 标志性案例介绍 (7)1 项目简介********热电厂，采暖季有温度为26.3~19.6℃的循环冷却水2800m3/h，需要通过降低汽轮机组凝汽器真空或提高汽轮机背压，使得冷却循环水的温度提升到到31.7℃，然后利用溴化锂吸收式热泵机组提取凝汽器冷却循环水中的热量，将循环冷却水温度降低到25℃，可以制备供水温度为74.7/55℃热网水2400 m3/h，对建筑物进行供暖，供暖期为152天。
提高汽轮机背压大约2KPa左右，汽轮机的轴向推力几乎不变，对发电量影响不大。
1.1 吸收式热泵方案采用蒸汽型吸收式热泵机组，通过0.49MPa的饱和蒸汽作为驱动热源，在冬季采暖期，将2800m3/h的循环冷却水从31.7℃降低到25℃，可以从循环冷却水中提取21.82MW的热量用于建筑物采暖。
1.2 吸收式热泵供暖工艺流程设计使用吸收式热泵加热，供暖系统流程原理图如下：由上图可以看出，实际应用流程非常简单，只是把工艺循环水引到热泵机房，把原来通过冷却塔排放到环境中的冷凝废热，通过溴化锂吸收式热泵机组将热量传递给供暖回水。
此系统改造不影响循环水原系统的稳定性，节省大量的蒸汽，同时带来了大量的经济效益。
1.3 蒸汽型吸收式热泵主机选型（31.7℃→25℃）通过溴化锂吸收式热泵产品，利用饱和蒸汽压力为0.49MPa的蒸汽50400kg/h，可将2800 m3/h的循环冷却水，从31.7℃降低到25℃，将2400m3/h采暖55℃回1.4 节能运行计算能源价格：电价：0.7元/kWh。
循环冷却水余热回收供热节能分析
循环冷却水余热回收供热节能分析国网黑龙江省电力有限公司绥棱县供电分公司黑龙江绥棱 152200摘要：在传统火力发电厂供热时，能源一般使用煤、石油、天然气等能源，供暖效率较低，可生产对人类有害的气体，使用循环冷却水余热回收技术可以改变这一点。
通过这项技术的使用，使整个供暖过程变得干净、环保，节约大量的能源，增加供暖的规模，运用循环冷却水余热回收技术很重要。
关键词：循环冷却水；余热回收取暖节能；前言：现阶段大型火力机械组的实际热效率一般在40%左右，55%以上的热量通过锅炉排出烟雾和冷凝器冷凝排出的方式分散在环境中，再利用这一部分的热量，可以大大提高机组的能量利用率，分离式热利用管交换机和低压省煤器研究发电厂的排烟余热技术，通过对烟气余热加热凝结水进行分析，结果显示该余热回收方式能够有效地提高机器设备的效率。
1循环冷却水系统循环冷却水必须再循环，特别是当水被用作冷却水的来源时，必须再循环；为了提高水的再利用率，从根本上节省水资源，实现节能和减少排放的目标。
水的条件，可以使用河流，河流，湖泊，海洋，地下，中等封闭的冷却水系统，循环冷却水系统通常分为封闭式和开放式冷却系统。
冷却水系统位于冷却装置所在的水泵上，通常可分为预泵、冷却水系统，后泵和两级泵。
在预泵和后泵配置中，应最大限度地利用剩余水头在封闭式冷却系统中冷却水的温度取决于干球温度和风速，主要取决于自然条件。
在年平均温度较低的地区，可以使用或者只能在寒冷季节使用。
水的温度、水质、使用等，必须单独安装冷却水循环系统。
为了实现冷却循环，必须特别注意以下参数：效率系数输入功率与性能之比、发动机功率和单位能量消耗，输送时的能耗系数自控阀。
2循环冷却水余热回收供热节能分析2.1循环水余热回收循环水中回收余热的整个计划主要由两个项目组成，在第一阶段中热回收通常依靠工业蒸汽抽汽装置220MW来完成。
进入冷却塔前由于有剩余压力，利用冷却水的阻力以及阀门和弯曲管，可以弥补剩余压力的一部分，所以我们需要在热泵站安装一个增压泵，进而提高压力。
电厂低温循环水供热成本
热电厂低温循环水供热成本估算一、计算条件：由于电厂的资料不详，按常规的机型进行估算，仅供参考。
1、纯凝满发状态下机组的凝汽量约为108 T/H ，循环水量5400吨/小时，循环倍率50，电价0.3685元/ kwh，水价2.3元/吨，加药处理后的水成本为4.5元/吨，煤价880元/吨,采暖天数120天。
2、改造前其凝汽加蒸汽压力约为0.003MPa（绝对压力，以下同），焓值为2545kJ/kg。
改造后其凝汽压力约为0.03 MPa，焓值2625.4 kJ/kg。
3、改造后平均凝结水温为60℃，焓值约为251kJ/kg。
二、计算过程1、改造后由于恶化真空使乏汽焓值上升，少发电量：W=凝汽量（改造后凝汽焓值-改造前凝汽焓值）×103=108×1000×（2625.4-2545）/4.18860=2415.5kwh/H2、改造后原被散放在空气中的热量被全部回收用于供热，其回收的热量：Q=凝汽量（改造后的汽焓值-凝水焓值）=108×1000×（2625.4 -251）=256.4GJ/H每个采暖季可利用的热量为256.4×24×120=73.8万GJ少发电的成本为：2415.5 ×0.5/256.4=4.71元/GJ3、在供热期间，电厂的冷却水泵停运，增加的热网循环泵等设施每个采暖季总耗电量约为功率约为4320MW，费用216万元,合2.9元/GJ。
4、系统补水量按循环水量的2.5%计算，补水的费用为：2.4元/GJ。
5、改造投资成本：机组改造费约300万元。
使用寿命按15年计算，残值5%，合0.26元/GJ。
热电厂的供热成本为： 4.17+2.9+2.4+0.26=9.73元/GJ。
热泵回收电厂余热供暖的节能技术分析
介质中贮 存的能量加 以挖掘 ，通过传热工质循环系统 提高温度进行利用，而 整个热泵装置所消耗 的功仅为
输 出功 中的一小部分，因此 ，采用热泵技术可 以节约 大量高品位能源。 （ 热泵的性能分析 二）
热 泵 的 性 能 一 般 用 制 冷 系 数 （ Ｏ ） 来 评 价 。制 ＣＰ
冷系数的定义 为由低温物体传到高温 物体的热量 与所
关键 词 ： 泵 ； 环水 ； 热 回收 ；热 电联 产 ； 泵供 热技 术 ； 热 循 余 热 制冷 系数
中图分类 号 ： Ｍ６ １ Ｔ ２
ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
文 献标 识码 ： Ａ
文章编 号 ： ０ ９ ２７ ２ １ ） １ ０４ — ３ １０ — ３ ４（ ０ １ ３ — １５ ０
随着 全球 工业化的发展 ， “ 节能 ”和 “ 环保 ” 日 益成为人类发展所关注 的焦点 。如何提 高我 国中小型
需的动力之比。通常热泵 的制冷系数为３ 左右，也 ～４ 就是说，热泵能够将 自身所需能量的３ 倍的热能从 ～４ 低温物体传送到高温物 体。因此 ，只要 电厂所在区域
位热 能含量 巨大 ，但是却只高于环境温度 Ｉ ＇ ＯＣ左右 ，
在实 际生产 中很难直接再利用 ，往往直接排放到环 境 中，不仅造成环境 的热污染 ，而且浪费能源 。如果能 将这 部分低温热 能回收利用 ，不仅解决 了热源供应不
角度而言是不经 济的。随着 南山新建宿舍小 区与学城 的建立，三年 内预计新增面积５ 万ｍ ，原有 的供暖管 Ｏ
道 已经满 负荷运 行，如果勉 强供暖 ，将会影响原供暖
住 户 的供 暖质 量 。
、
热 电联产存 在 的问题
热 电联产是指发 电厂既生产 电能 ，又利用汽轮发
热电厂低温循环水余热回收利用工程实践
热电厂低温循环水余热回收利用工程实践摘要：进入新时期以来，我国各项事业均快速发展，取得了十分理想的成绩，特别是热电厂以惊人的速度向前发展。
随着煤炭价格逐年升高，热电厂经营压力巨大，且电力行业是一次能源消耗大户和污染排放大户，也是国家实施节能减排的重点领域。
电厂循环冷却水余热属于低品位热能，一般情况下，直接向环境释放，造成了巨大的能源浪费。
热泵是利用一部分高质能从低位热源中吸取一部分热量，并把这两部分能量一起输送到需要较高温度的环境或介质的设备。
火电厂循环水中存在大量余热，利用热泵技术有效回收这部分热量用于冬季供暖或常年加热凝结水。
关键词：热电厂；低温循环水；余热回收；利用工程引言低温循环水余热即是可回收再利用的一种资源。
热电厂生产中需要大量能源，这些能源因生产工艺等原因，无法全部利用，因此就产生了大量的各种形式的余热，能源浪费严重。
1热泵技术的分类热泵技术是基于逆卡诺循环原理实现的。
按照驱动力的不同，热泵可以分为压缩式热泵和吸收式热泵。
压缩式热泵主要由蒸发器、压缩机、冷凝器和膨胀阀组成，通过让工质不断完成蒸发一压缩一冷凝一节流一再蒸发的热力循环过程，将低温热源的热量传递给热用户。
吸收式热泵主要由再生器、吸收器、冷凝器、蒸发器、溶液热交换器等组成，是利用两种沸点不同的物质组成的溶液的气液平衡特性来工作的。
根据热泵的热源介质来分，可分为空气源热泵和水源热泵等：空气源热泵是以空气为热源，因空气对热泵系统中的换热设备无腐蚀，理论上可在任何地区都可运用，因此是目前热泵技术应用最多的装置；水源热泵是以热水为热源，因水源热泵的热源温度一般为15~35°Ｃ，全年基本稳定，其制热和制冷系数可达3.5-4.5，与传统的空气源热泵相比，要高出30％左右。
2驱动蒸汽参数偏低工况当蒸汽参数偏低，不能满足热泵正常工作需要时，对高参数蒸汽减温减压后送入热泵，这种方法没有对高参数蒸汽的能量进行梯级利用。
研究采用蒸汽引射器方案，即利用高参数蒸汽引射低参数蒸汽，产生满足热泵需求的蒸汽，实现高、低压蒸汽的高效利用。
低真空循环水供热原理及应用
低真空循环水供热原理及应用集团文件发布号：（9816-UATWW-MWUB-WUNN-INNUL-DQQTY-循环水供暖在热电厂中的实践应用王友峰高永彬刘清峰张磊一、前言：2001年，国家经贸委、国家发展计划委、建设部发布的《热电联产项目可行性研究科技规定》1.6.7条规定：“在有条件的地区，在采暖期间可考虑抽凝机组低真空运行，循环水供热采暖的方案，在非采暖期恢复常规运行”。
现阶段采用低真空循环水供热符合国家现行有关规定。
由于采用循环水供热可以提高汽轮机组的热效率，能够得到较好的节能效果。
自20世纪70年代开始，我国北方一些电厂陆续将部分装机容量≤50MW的汽轮机用于低真空运行,采用排汽加热循环冷却水直接供热或作为一级加热器热源，进行冬季采暖供热，经过多家电厂运行实践表明，从技术角度讲该技术可靠，机组运行稳定。
二、进行循环水供暖的必要性：矿区冬季生产、生活供暖是利用汽轮机抽汽加热水进行供暖。
随着矿山建设和人民群众生活水平的提高，生产、生活供热面积是不断的增加，用蒸汽加热水的成本将会越来越高。
通过测算，在冬季120天的供暖期中，由于机组带有20t/h左右的采暖负荷（压力：0.8Mpa温度：280℃），会造成机组在整个采暖期中小时发电量下降低约2000kw.h/h左右，机组的经济效益面临严重考验，直接影响了矿山的经济效益。
为缓解局部利益和全局利益之间日趋紧张的矛盾，经认真分析和科学计算，我们于2007年5月份进行C6-4.9/0.981型汽轮发电机组“低真空运行循环水供暖”改造工程。
三、低真空循环水供热的特点及工艺技术：2.1特点：抽凝机组采用低真空循环水供热时,汽轮机组无需大规模改造,只需将凝汽器循环冷却水的入口及出口管路接入供热系统.从汽轮机运行角度考虑，是一种变工况运行。
是将冷凝器作为一级加热器，利用排汽的汽化潜热加热循环水，用循环水代替热网水供暖，从而将排汽汽化潜热加以利用；热网中的热用户就相当于循环冷却系统中的凉水塔，循环水在凝汽器中吸收热量送至热用户散热后，在回到凝汽器重新吸热循环。
热电厂循环水余热利用和节能减排效益分析
热电厂循环水余热利用和节能减排效益分析摘要：目前，我国的经济在快速发展，社会在不断进步，冷端损失是电厂热力系统的最大损失，在冬季额定供热工况下，汽轮机排汽损失可占燃料总发热量的30%以上。
余热回收利用是提高电厂能源利用率及节能环保的重要措施和手段。
公司应用电厂循环水余热利用技术，在冬季供暖季节，将汽机凝汽器大部分冷却水经由吸收式热泵吸收转换为供暖供热，大部分循环冷却水不再经过冷却塔冷却散热，通过回收其循环水的余热向公司供热，从而使电厂对外供热能力提高，采用闭式循环运行冷却，可避免原运行系统的蒸发和飘逸等水量损失。
循环水的余热利用不仅降低了能源消耗，而且还增加了效益，减少了CO2、SO2和NOX的排放。
关键词：余热；热泵；节能减排；效益引言传统的热电厂进行供热的时候，能源选用上通常是煤、石油、天然气这样的能源，供热效率较低，且会产生一些对人类有害的气体。
而如果使用循环冷却水余热回收技术，就能够改变这一点，通过该技术的使用使得整个供热过程变得清洁环保，且节约了大量的能源，供热的规模也大大增强了。
由此可见，将循环冷却水余热回收技术加以利用是非常重要的。
然而目前在该技术的应用上还存在着一些问题，因此文章中对该技术的具体探讨是非常有价值的。
1概述热电联供可实现一次能源的梯级利用和具有较高的整体能效，尽管如此，在热电生产过程中仍存在大量低品位余热未被有效利用的情况，尤其是锅炉的烟气余热和凝汽器循环冷却水(本文简称循环水)余热没有得到充分利用。
电厂燃煤锅炉的省煤器、空气预热器仅能回收烟气中部分显热，烟气中的大量潜热未被有效利用。
同时，循环水余热一般直接通过冷却塔(集中设置在空冷岛)散失在环境中，未得到有效利用。
近年来，采用汽轮机低真空运行技术提高凝汽器循环水的出水温度直接用于供热的方式在热电厂得到了部分应用，但该类技术的供热效果受到机组运行参数的制约，而且凝汽器内真空度的改变会对机组本身造成安全隐患。
本文对热电厂烟气余热回收在烟气脱白工艺中的应用和循环水余热回收的研究进展和技术手段进行综述。
低真空循环水供热原理及应用
循环水供暖在热电厂中的实践应用王友峰高永彬刘清峰张磊一、前言：2001年，国家经贸委、国家发展计划委、建设部发布的《热电联产项目可行性研究科技规定》1.6.7条规定：“在有条件的地区，在采暖期间可考虑抽凝机组低真空运行，循环水供热采暖的方案，在非采暖期恢复常规运行”。
现阶段采用低真空循环水供热符合国家现行有关规定。
由于采用循环水供热可以提高汽轮机组的热效率，能够得到较好的节能效果。
自20世纪70年代开始，我国北方一些电厂陆续将部分装机容量≤50MW的汽轮机用于低真空运行,采用排汽加热循环冷却水直接供热或作为一级加热器热源，进行冬季采暖供热，经过多家电厂运行实践表明，从技术角度讲该技术可靠，机组运行稳定。
二、进行循环水供暖的必要性：矿区冬季生产、生活供暖是利用汽轮机抽汽加热水进行供暖。
随着矿山建设和人民群众生活水平的提高，生产、生活供热面积是不断的增加，用蒸汽加热水的成本将会越来越高。
通过测算，在冬季120天的供暖期中，由于机组带有20t/h左右的采暖负荷（压力：0.8Mpa 温度：280℃），会造成机组在整个采暖期中小时发电量下降低约2000kw.h/h左右，机组的经济效益面临严重考验，直接影响了矿山的经济效益。
为缓解局部利益和全局利益之间日趋紧张的矛盾，经认真分析和科学计算，我们于2007年5月份进行C6-4.9/0.981型汽轮发电机组“低真空运行循环水供暖”改造工程。
三、低真空循环水供热的特点及工艺技术：2.1特点：抽凝机组采用低真空循环水供热时,汽轮机组无需大规模改造,只需将凝汽器循环冷却水的入口及出口管路接入供热系统. 从汽轮机运行角度考虑，是一种变工况运行。
是将冷凝器作为一级加热器，利用排汽的汽化潜热加热循环水，用循环水代替热网水供暖，从而将排汽汽化潜热加以利用；热网中的热用户就相当于循环冷却系统中的凉水塔，循环水在凝汽器中吸收热量送至热用户散热后，在回到凝汽器重新吸热循环。
为保证凝汽器低真空安全运行,正常情况下水侧压力不能超过0.196 Mpa,因此,必须加固凝汽器使其承压达到0.4 Mpa,其供、回温度采用60℃、50℃为宜.由于低真空运行只是汽轮机的特殊变工况对汽轮机本体没有改动,但凝汽器在低真空运行期间,汽轮机组的发电量受供热量直接影响.因此,合理确定供热面积对汽轮机的经济运行影响很大.2.2技术工艺：充分利用现有汽轮发电机组原存在的冷源损失，对抽凝机组本体及通流部分不进行任何改变，只是对相关的设备进行加固改造、增加少量的设备或不改造设备进行循环水供热。
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热电厂循环冷却水供热探讨
摘要：本文介绍电厂利用循环冷却水增加供热能力的方案。
详细阐述了方案的设计思路。
认为循环冷却水供热是可行的，可以提高电厂热电联产的供热效率，达到节能减排的目的。
1 引言
当前，在节能减排、保护环境政策的要求下，各城市都在积极建设热电联产工程达到节能减排、保护环境的目的。
同时，电厂也在不断通过技改，提高供热效率，增加对外供热量。
本文以工程实例，阐述电厂利用循环冷却水增加供热量的技术方案。
望得到广大同仁指正。
2 工程项目概况
2.1 电厂概况
哈密二电厂位于新疆哈密市西北方向，直线距离约10kM。
二电厂历史总装机容量344MW，分别为一期2×12MW汽机配75t/h锅炉，二期2×25MW汽机配130t/h锅炉和三期2×135MW汽机配420t/h锅炉。
目前，电厂已拆除#1、#2、#4机组，仅保留3#机锅炉作为供热调峰热源。
同时，#5、#6机组供热抽汽量350t/h。
一期厂房已改建成市区供热首站。
目前，二电厂是哈密市热电联产工程唯一的供热电厂。
前两个采暖季，市区供暖期最大抽汽量为260t/h左右。
2.2 项目建设背景
位于二电厂东北方向、市区北部的石油基地，在石油系统主副业
分离的改革要求下，决定将基地供热交由城市热电联产系统供热。
石油基地供热负荷180MW（含发展预留热负荷）。
为同时向哈密市区和石油基地供热，二电厂采用通过技术改造提高供热效率，增加对外供热能力的方式解决，并新建石油基地供热首站。
3 工程方案
3.1 设计参数
⑴ 一次热网供回水温度
根据石油基地多年实际供热运行数据，本工程确定一次热网供回水温度：125/55℃；二次热网供回水温度：75/50℃。
⑵ 电厂循环冷却水参数
#5机组循环冷却水系统为单元制。
单台机组循环水量约为8000t/h，供回水温度：28/35℃。
3.2 方案概述
本案利用电厂供热蒸汽作为驱动热源，循环冷却水作为低温热源，采用蒸汽吸收式热泵机组+热网加热器制取高温热水为石油基地供热。
改造前，#5机组汽轮机乏汽余热通过循环冷却水系统，送入湿冷塔冷却，余热散入大气。
降温后循环冷却水再次进入汽轮机吸收乏汽余热，周而复始。
改造后，利用蒸汽吸收式热泵机组，将循环冷却水中的乏汽余热提取对外供热，此部分循环冷却水不再进入湿冷塔冷却，直接进入汽轮机再次吸收乏汽余热，周而复始。
石油基地热网采用两级串联加热：第一级加热由蒸汽吸收式热泵机组加热，将回水温度从55℃提升到85℃；第二级加热采用热网加热器，将热水从85℃提升至125℃后，送出供热。
蒸汽吸收式热泵机组加热负荷约78MW，热网加热器加热负荷约102MW，共计180MW。
3.3 热力系统
⑴ 蒸汽吸收式热泵机组
设计热网供回水温度125℃/55℃，循环水量2212t/h。
设置3台蒸汽吸收式热泵机组，同时运行。
每台按总负荷的40%选型。
机组参数：制热量30MW，驱动蒸汽0.6MPa饱和蒸汽，蒸汽耗量27.2 t/h，低温热源供回水温度35/28℃，流量1566t/h，蒸汽吸收式热泵机组热效率为1.79。
⑵ 热网加热器
设置2台热网加热器，同时运行。
每台按总负荷的70%选型。
热网加热器参数：制热量75MW，加热蒸汽0.15MPa/250℃蒸汽⑶。
⑶ 加热蒸汽系统
二电厂供热蒸汽汽源有三处，分别是：
汽轮机抽汽，蒸汽压力0.15MPa，温度220℃，两台机组抽汽共350t/h。
锅炉冷段抽汽，蒸汽压力2.5MPa，温度300℃，两台机组抽汽共26t/h。
锅炉、汽轮机可同时抽汽。
#3机组锅炉，蒸汽压力3.83MPa，温度450℃，单台供汽量130t/h。
⑷ 电厂循环冷却水系统
本工程利用#5机组循环冷却水作为低温热源对外供热。
三台蒸汽吸收式热泵机组共需要约4700t/h循环冷却水。
3.4 供热首站运行工况
下表是采暖期各室外温度下的热负荷。
室外温度
（℃）采暖热负荷（MW）一次网循环水量（t/h）一次网回水温度（℃）一次网供水温度（℃）
5 63.24 2212 55 80
2 77.84 2212 55 85
1 82.70 221
2 55 87
0 87.57 2212 55 89
-10 136.22 2212 55 108
-19 180.00 2212 55 125
从上表可以看出，从开始供热到室外温度降为2℃时，此期间可全由蒸汽吸收式热泵机组供热。
蒸汽吸收式热泵机组驱动蒸汽由#5、#6机汽轮机供汽。
室外温度降至-10℃时，蒸汽吸收式热泵机组耗汽由：#5、#6机锅炉抽汽26t/h和汽轮机抽汽52t/h供给。
热网加热器耗汽由：#5、#6机汽轮机抽汽90t/h供给。
此时，#5、#6机组汽轮机最大抽汽量为350t/h，本工程用汽量142t/h，剩余208t/h的抽汽，用于市区供热首站供汽，以满足该时段市区供热需求。
因此，电厂#5、#6机组
可满足室外温度-10℃时向市区和石油基地同时供暖。
当室外温度降至-10℃以下时，开启#3机组锅炉。
本工程热网加热器加热蒸汽由#3锅炉提供。
两台热网加热器供热负荷102MW，耗气量为155t/h。
3#锅炉生产压力3.83MPa，温度450℃蒸汽130t/h，通过减温减压后产生压力0.35MPa，温度250℃的蒸汽155t/h，供两台热网加热器。
市区采暖热负荷达到最大值，由#5、#6机组汽机抽汽供给260t/h，同时#5、#6机向热泵机组提供52 t/h蒸汽，耗汽量共312t/h ，#5、#6机组汽机最大抽汽量为350t/h满足要求。
由此得出，通过技术改造后，二电厂完全有能力同时向石油基地和市区供热，而且，电厂还有一定的供热余量，可以满足不断增长的热负荷需求。
3.5 其它问题
1）其它辅助系统
改造工程还包括：蒸汽疏水系统，减温水系统，一次热网水处理系统以及各类管道在厂区的布置。
本文不做详细阐述。
2）改造场地
二电厂一、二、三期机组为顺列建设，二期与三期主厂房脱开建设。
石油基地供热首站利用二期4#机组场地建设。
4 节能及环保
4.1 节能
蒸汽吸收式热泵机组热效率 1.79。
本工程蒸汽吸收式热泵机组供热量78MW。
提取循环冷却水热量为：78-78/1.78=34.4MW。
电厂在
不增加煤耗的情况下，对外供热量增加了34.4MW。
湿冷机组循环冷却水进去湿冷塔后，有约1%的水随空气进入大气，造成损失。
本工程约4400t/h循环冷却水在热泵机组内降温后，不需要进入冷却塔。
因而，节约水量44t/h。
4.1 环保
电厂热效率的提高，相当于煤耗的降低，从而减少电厂污染物的排放量，有利于当地环境保护。
5 结束语
电厂利用循环冷却水增加供热量，在技术上是可行的。
其节能、环保效益明显，值得推广。
但是，改造工程受电厂场地、各系统形式的影响，工程难度大。
热泵机组造价高，共同推高了工程总投资。
这就要求制定方案时，以科学、严谨的作风，使每个工程做到节能环保与经济效益的统一。
参考文献
[1] 汤惠芬范季贤.热能工程设计手册[M]. 北京：机械工业出版社，1999
[2] 城市热力网设计规范（CJJ34-2002）[S]. 北京：中国建筑工业出版社，2002
[3] 热电联产项目可行性研究技术规定[M]. 计基础[2001]26号文，2001。