热泵设计说明书.docx
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热泵设计说明书
F580E06K-A01-01
辽宁大唐国际锦州热电厂
循环水余热利用工程
可行性研究设计说明书
中国电力工程顾问集团
华北电力设计院工程有限公司
2012年9月北京
批准：
郭维胜
审核：
赵国
余莉
校核：
杜家兴
王彦平
编写：
任学林王昌炎王刚峰赵国
王玉华马洪仁倪久成王文臣
1.0概述
1.1节能减排背景
近年来，随着社会的日益发展与进步，国家对资源节约、环境保护、能源的综合利用等方面的要求逐步提高。
《中华人民共和国国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要》提出了“十一五”期间单位国内生产总值能耗降低20%左右，主要污染物排放总量减少10%的约束性指标。
这对“低碳减排、节能降耗”，促进可持续经济发展具有重要的推动作用。
火力发电厂冷凝热排放严重地影响了能源的使用效率，既造成了大量能源的浪费，同时对周边环境也造成了很大的热污染。
目前，我国北方各大中城市的热电联产集中供热企业不同程度的面临着这样两个问题：
一是城市建筑不断增加，但城市热网的热源严重不足，而新增热电厂和大型燃煤锅炉房又带来环境问题，为各地环保部门所严格控制；二是热力管网输送能力不足，不能满足城市建筑对采暖日益增加的需求，无论新建、扩建或改建主管网，不仅投资巨大，而且面对地下管线密布、地上交通繁杂、建筑密集，因而其工程实施非常繁琐。
另外，作为热电厂来说，同样存在两个关键问题有待解决：
一是汽轮机抽汽在加热一次网回水的过程中存在很大的传热温差，造成巨大的传热的不可逆损失。
二是目前抽凝式供热机组存在大量的凝汽余热通过冷凝器被排放掉，该部分热量可占其燃料燃烧总发热量的20%以上。
如能回收上述冷凝热用于城市供热，则相当于在不增加一次能源消耗，同时也不增加当地污染物排放量的情况下，扩大了热源的供热能力，提高了电厂的能源利用效率，具有显著的经济效益和良好的社会效应。
基于上述，据不完全统计，2010、2011年全国已有近30个火力发电厂（包括已经投入运行、正在进行施工安装或通过了可研审查）采用吸收式热泵技术，进行火力发电厂汽机冷端余热回收利用，提高了向城市提供采暖的供热能力，在一定程度上缓解了城市发展过程中所面临的供热需求的矛盾。
在“十二五”期间内，将是现有火力发电厂汽机冷端余热回收利用工程改造的大发展阶段。
其后，热电联产机组汽机冷端余热利用将会纳入工程整体设计考虑之内，从而提高机组整体的综合热能利用效率。
1.2电厂供热现状
辽宁大唐国际锦州热电厂位于辽宁省锦州市，厂址位于锦州城市以东偏北方向的大齐屯、郑家屯、小齐屯之间区域。
电厂现安装有2x300MW燃煤抽凝式供热机组于2008年投产发电，其所发电力全部供应东北电网，同时还承担着锦州市中心区1000多万平方米的供热任务。
电厂2011～2012年采暖期承担供热面积为1150万平方米，2012年供热面积将新增约200万平方米，从而使电厂承担的供暖面积将达到1350万平方米。
按50W/㎡计算，2012年将新增供热负荷约100MW。
随着城市建设的迅速发展，供热需求会越来越大。
1.3电厂主要设备基本参数
1）一次网参数：
设计标准：
供水温度120℃；回水温度60℃
实际运行：
供水温度75-100℃；回水温度40-50℃
热水循环量：
8000-9000m3/h，热水管径DN1200
热网热水泵：
共4台（3用1备，均为调速泵）
每台流量为3388m3/h，扬程135m，功率：
1800KW。
热网加热器：
4台；一台汽机配置2台加热器。
2）电厂汽轮机参数：
型号C250/N300-16.7/538/538型2台
主蒸汽：
流量887.54t/h；压力16.7MPa；温度538℃
供热抽汽：
机组额定抽汽压力0.40MPa（绝压），抽汽压力调整范围0.245~0.6MPa（绝压），额定抽汽量为500t/h。
凝结器背压:
4.9KPa
3）冷却塔循环水系统：
每台机配2台循环水泵（均为双速泵），冬季1台泵运行；
单台水泵流量为16920/14508m3/h、扬程：
23/17m、电机功率：
1600/1000KW。
电厂供热时间为每年的11月1日至次年的3月31日：
合计为3624小时。
1.4设计依据与规程规范
1.4.1设计依据
1）华北电力设计院工程有限公司与辽宁大唐国际锦州热电厂签订的“辽宁大唐国际锦州热电厂循环水余热利用工程“可行性研究设计合同；
2）辽宁大唐国际锦州热电厂循环水余热利用工程方案设计；
3）辽宁大唐国际锦州热电厂2x300MW工程设计的相关资料；
4）业主方的有关意见与建议；
1.4.2设计规程规范
1）《大中型火力发电厂设计规范》（GB50660-2011）
2）《火力发电厂可行性研究内容深度规定》（DL/T5375-2008）
3）《采暖通风与空气调节设计规范》（CJJ34-2010）
4）《城市直埋供热管道工程技术规程》（CJJ/T81-98）
5）其他可适用于本工程设计的规程、规范与规定。
1.5设计范围与主要设计原则
1.5.1设计范围
本设计的工作范围与主要工作内容有：
涉及1#机组余热回收利用的热网水管道，采暖抽汽、疏水管道、循环冷却水管道的设计，热泵房380V厂用电系统及热泵控制系统设计，相关建（构）筑物及附属设备基础和管道支架结构设计，施工组织设计，编制工程估算等。
1.5.2主要设计原则
1）各专业的设计均应符合国家有关规程、规范与规定。
坚持环境效益社会效益和经济效益并举的方针，坚持科学的态度、吸收国内外先进的经验、采用经济合理、安全可靠的新工艺、新设备，提高供热基础设施的技术和自动化控制水平。
2）根据电厂1#机组的汽机设计参数及全场热平衡计算结果和现场条件，本设计拟配置4台热泵回收循环水余热120MW，增加对外供热面积约200万m2。
各专业要以此为依据认真落实现场相关接口条件。
3）土建结构应采用轻型钢架构，围护结构采用压型钢板。
由于电厂厂区地址条件较好，本项目的相关建构筑物的基础基本均落在天然地基上，故相关建构筑物基础要尽量充分考虑这一良好的地质条件，
4）由于机组抽汽温度较高，作为热泵的驱动热源要采取降温措施，应考虑减温器的水源、水质和接口条件。
5）各专业要优化设计，采取降低工程造价和运行成本的技术措施。
1.6厂址条件
1.6.1厂址地理位置
锦州市位于辽宁省西南部，东与盘锦、鞍山、沈阳市相连，西与葫芦岛市毗邻，南濒渤海辽东湾，北依松岭山脉与朝阳、阜新市接壤。
辽宁大唐国际锦州热电厂位于辽宁省锦州市，厂址位于锦州城市以东偏北方向的大齐屯、郑家屯、小齐屯之间区域，装机容量为2x300MW燃煤抽凝式供热机组，2008年投产发电。
本项目位于电厂厂区范围内。
1.6.2厂区自然条件
1.6.2.1工程地质条件
1）厂区位于地质构造相对较稳定的地块。
厂址及附近无全新活动断裂通过。
厂址区无泥石流、滑坡、崩塌、采空区等不良地质作用。
2）厂区地层岩性分布特征及性质
钻探控制深度进入基岩中等风化。
钻探揭露地层主要为粉质粘土、圆砾及片麻岩。
根据地层的岩性特征及物理力学性质，将厂址勘测所揭露的地层自上而下分为三大层，分述如下：
第一层（层号①）岩性为冲积的粉质粘土（①1）、粉土（①2）及山前沉积的红色粉质粘土（①3）为主。
冲积的粉质粘土（①1）、粉土（①2）层分布厂址的西部。
而山前沉积的红色粉质粘土（①3）层分布厂址的东部。
第二层（层号②）岩性以圆砾为主，局部地带顶部分布粗砂、砾砂。
杂色，充填砂土及粘性土，中密，以石英、长石为主，颗粒较均匀，含少量卵石，属低压缩性土。
该层主要分布在厂址的西部。
第三层（层号③）基岩，岩性为片麻岩。
按风化程度分为全风化片麻岩（③1）、强风化片麻岩（③2）、中等风化片麻岩（③3）。
3）地下水条件
厂址西部地下水位埋藏较浅，水位埋深为1.5~3.0m，水量较大。
厂址东部地下水位埋藏较深，水位埋深为8.0~10.0m，地势较高地带未见地下水，
根据取水样试验成果，地下水对混凝土结构无腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋（按长期浸水考虑）无腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋（按干湿交替考虑）具有弱腐蚀性，对钢结构具有弱腐蚀性。
4场地地震效应
根据辽宁省地震局“辽震安评[2005]57号”文批复本工程厂址抗震设防要求，综合《中国地震动参数区划图》（GB18306-2001）和地震安评结果,厂址场地地震动峰值加速度为0.05g，对应的地震基本烈度为
度。
厂址场地20m深度内不存在饱和粉土或粉细砂，根据《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001），场地为非液化场地。
根据电厂设计阶段厂区钻探及调查资料，厂址范围内覆盖层厚度大于5m。
建筑场地类别为Ⅱ类。
电厂建筑物一般可采用天然地基，部分地带可能有超挖换填处理。
1.6.2.2水文气象条件
锦州市地处欧亚大陆东部，属暖温带半湿润气候，大气环流以西风带和副热带系统为主，虽然依山临海，但由于处于渤海西岸，多受西来天气的影响，具有大陆性气候的特征。
在年降雨量上，年际间降水不平衡，相差悬殊，因此具有旱涝灾害性气候出现的现象。
锦州市四季特点显著：
春季（4～5月）：
大风、雨少、回暖迅速、气候干燥；夏季（6～8月）：
高温、潮湿、雨水集中，多阴雨天气；秋季（9～10月）：
夏冬过度季节，气温下降、雨量减小；冬季（11～3月）：
多干冷、晴朗天气，雨雪稀少。
厂址地区主要气象条件如下：
多年年平均气温为9.0℃；
多年极端最高气温为41.8℃；
多年极端最低气温为-24.7℃；
多年平均最高气温15.0℃；
多年平均最低气温4.8℃年；
多年年平均气压为1008.3hPa；
多年平均相对湿度为59℅，
多年最小相对湿度0%（20天）；
多年平均蒸发量为1786.4mm；
多年最大冻土深度为113cm。
多年最大积雪深度为23cm。
年无霜期为144～180天。
多年沙尘暴最多日数为2天。
多年平均降水量为567.7mm；
多年平均风速为3.5m/s；
多年10分钟平均最大风速为26.0m/s，风向NNW。
全年主导风向SSW，夏季主导风向SSW，冬季主导风向N。
50年一遇10m高10min
平均最大风速31.0m/s。
1.6.3交通运输
电厂与外界的铁路和公路交通非常便捷。
本工程铁路运输方式，可经叶赤线、锦承线到锦州。
之后，经新建电厂铁路专用线至电厂。
电厂铁路专用线在锦承铁路的薛家站接轨。
铁路专用线全长约4.33km。
公路运输也极为方便。
2.0热负荷分析
根据《锦州市城市热电发展总体规划（2005～2020）》，截止2004年底，主供热区采暖建筑面积为2129×104m2（1277.4MW），主要由区域锅炉房、原有小型热电厂和分散小锅炉供热。
2010年主供热区采暖建筑面积将达到2740×104m2（1582.9MW），2020年主供热区采暖建筑面积将达到3330×104m2（1869.9MW）。
本工程供热范围为主供热区的大部分区域，只承担采暖热负荷，其设计采暖热负荷按2010年设计，包括主供热区新增的集中供热采暖建筑面积611×104m2（305.5MW）、以及替代现有部分小锅炉供热采暖建筑面积750×104m2（450MW），采暖热负荷总计为1361×104m2（755.5MW）。
辽宁大唐国际锦州热电厂原设计分别给1号供热区和2号供热区供热。
1号供热区包括凌南新区和太和区；2号供热区包括古塔区和凌河区，现有采暖热负荷和发展采暖热负荷见下表：
序号
项目
单位
1号供热区
2供热区
合计
1
2006年
（现有负荷）
面积
×104m2
358.78
663.89
1022.67
热负荷
MW
190.153
351.862
542.015
2
2007～2013年
（发展负荷）
面积
×104m2
589.47
136.91
726.38
热负荷
MW
312.41
72.562
384.981
3
2013年
（最终负荷）
面积
×104m2
948.25
800.8
1749.05
热负荷
MW
502.573
424.424
926.997
电厂原设计作为基本热源，额定供热能力627MW，最大供热能力691MW。
2011～2012年采暖期，电厂承担供热面积1150万平方米，2012年供热面积将新增约200万平方米。
当区域热负荷大于电厂最大供热能力时，将由热电厂外的热源进行调峰。
锦州市采暖期为151d，采暖期室外平均温度为-3.9℃，采暖期室外计算温度为-15℃，室内计算温度为18℃。
2005年以后的建筑，一律按节能性建筑考虑，锦州地区住宅热指标取43W/m2，公建热指标取57W/m2，比例按7:
3考虑，综合热指标取47.2W/m2。
为了节能减排和提高热电厂热效率，本改造项目拟对电厂1#汽轮发电机冷端循环冷却水的余热进行回收，回收热量将达到120MW，对外供热面积增加254万平方米。
电厂热网循环水运行参数为：
循环水量为8200~9000t/h，水泵出口压力0.85~0.92MPa左右,水泵入口压力0.2MPa左右。
热网循环水泵扬程为1.35MPa、流量为10164t/h，采用变频控制。
在不超过热网循环水泵设计运行条件下，辽宁大唐国际锦州热电厂热负荷如下：
全厂采暖供热量最大可达到825MW
全厂采暖平均热负荷：
825×（18+3.9）/（18+18）=502MW
全厂采暖最小热负荷：
825×（18-5/18+18）=298MW
采暖最大负荷利用小时为：
147×24×（18+3.9）/（18+15）=2341h
全厂年采暖供热量：
Q=502×106×3600×147×24/109=638万GJ
根据以上统计数据可以绘制出本工程采暖热负荷曲线图如下：
3.0电厂余热回收利用技术介绍
3.1汽轮机低真空运行供热技术
汽轮机低真空运行供热技术在理论上可以实现很高的能效，国内外都有很多成功的研究成果和运行经验。
凝汽式或抽凝式汽轮机改造为低真空运行供热后，凝汽器成为热水供热系统的基本加热器，原来的循环冷却水变成了供暖热媒，在热网系统中进行闭式循环，有效地利用了汽轮机凝汽所释放的汽化潜热。
当需要更高的供热温度时，则在尖峰热网加热器中利用汽轮机抽汽进行二级加热。
尽管低压缸真空度降低后，在相同的进汽量下与纯凝工况相比，发电量减少了，并且汽轮机的相对效率也有所降低，但因降低了热力循环中的冷源损失，系统总的热效率仍会有很大程度的提高。
传统的低真空运行供热技术主要受以下几方面的限制：
1）低真空运行机组类似于背压式供热机组，其通过的新汽量决定于用户热负荷的大小，所以发电功率受用户热负荷的制约，不能分开独立的进行调节，即其运行是“以热定电”，因此只适用于用户热负荷比较稳定的供热系统；
2）凝汽式汽轮机改造为低真空运行循环水供热时，对小型和少数中型机组在经过严格的变工况运行计算，对排汽缸结构、轴向推力的改变、末级叶轮的改造等方面做严格校核和一定改动后方可以实行，但对现代大型机组则是不允许的，尤其对于中间再热式大型汽轮机组，凝汽压力过高会使机组的末级出口蒸汽温度过高，且蒸汽的容积流量过小，从而引起机组的强烈振动，危及运行安全；
3.2“NCB”新型供热机组技术
针对300MW大型供热机组，国内一些专家学者提出了“NCB”供热汽轮机模式，其特点是在抽凝供热机组的基础上，采用两根轴分别带动两台发电机，如图3-1。
1.高中压缸2.一号电机3.低压缸4.二号电机
5.低压缸进汽调节阀6.采暖抽汽控制阀7.凝汽器8.热网加热器
图3-1“NCB”新型供热机组
在非供热期，采暖抽汽控制阀6全关、低压缸调节阀5全开，汽轮机呈纯凝工况（N）运行，具有纯凝式汽轮机发电效率高的优点；在正常供热期，阀5、阀6都处于调控状态，汽轮机呈抽汽工况（C）运行，具有抽凝汽轮机优点，不仅对外抽汽供热而且还可以保持高的发电效率；在高峰供热期，阀6全开、阀5全关，汽轮机呈背压工况（B）运行，具有背压供热汽轮机的优点，可做到最大供热能力，低压缸部分处于低速盘车状态，可随时投运。
但是现行供热机组应用该项技术要受两方面的局限：
1）原供热机组为单轴汽轮机，如果改造为双轴汽轮机，需要解决排汽缸结构、轴向推力改变等因素的影响，同时需要完成汽轮机叶轮的改造等工作，改造过程需要停机时间较长，工作难度较大。
2）即使能够完成改造，供热机组在采暖季呈背压工况运行，为保持其稳定高效工作，需要较大容量的调峰热源，以目前城市供热状况是很难实现的。
3.3压缩式热泵回收余热技术
利用压缩式热泵回收乏汽余热主要有两种方式：
一种方式是铺设单独的管道，将电厂凝汽余热引至用户，在用户热力站等处设置分布式电动压缩式热泵。
这种方式能够收到一定的节能效果，但是管道投资巨大，输送泵能耗高，因此无法远距离输送，供热半径仅限制在电厂周边3-5公里范围以内；另一种方式是，在电厂内集中设置电动压缩式热泵。
这种供热形式造成厂用电耗量大，在能源转换效率上显然不是最好的方式。
3.4吸收式热泵回收余热技术
3.4.1吸收式热泵简介
目前，吸收式热泵余热回收技术以其高效节能和具有显著经济效益的特点，尤为引人注目。
吸收式热泵常以溴化锂溶液作为工质，对环境没有污染，不破坏大气臭氧层，而且具有高效节能的特点。
通过配备溴化锂的吸收式热泵，可以回收利用各种低品位的余热或废热，达到节能、减排、降耗的目的。
吸收式热泵原理，以汽轮机抽汽为驱动能源Q1，产生制冷效应，回收循环水余热Q2，加热热网回水。
得到的有用热量（热网供热量）为消耗的蒸汽热量与回收的循环水余热量之和，即Q1+Q2。
见图3-3：
图3-3吸收式热泵热收支图
吸收式热泵（即增热型热泵）又称为溴化锂吸收式热泵，它是在高温热源（如蒸汽）作为驱动的条件下，提取低温热源（如汽机冷端的冷却水或乏汽）中的热能，进而输出中温热媒的一种工艺技术，从而提高了能源的品质和利用效率。
。
它具有安全、节能、环保等经济与社会效益，符合国家有关能源高效利用方面的产业政策，是国家重点推广的高新技术之一。
图3-4为蒸汽型溴化锂吸收式热泵运行原理图：
图3-4吸收式热泵原理图
蒸汽型溴化锂吸收式热泵是以高温蒸汽为驱动热源，溴化锂浓溶液为吸收剂，水为蒸发剂，利用水在真空状态下沸点降低进而发生沸腾蒸发的特性，提取低温热源的热量。
通过溴化锂吸收剂浓溶液的稀释放热和加热蒸发的特性，回收热量并转换为采暖用的热媒。
吸收式热泵机组从工艺流程上来说是由取热器、浓缩器、一次加热器及二次加热器，高低温热交换器所组成的热交换器的组合体。
另外包括蒸汽调节系统以及先进的自动控制系统。
吸收式热泵的能效比COP值即通过工艺获得的热量或采暖用热媒热量与为了维持热泵机组运行而需加入的高温驱动热源热量的比值，按不同工况条件这一比值范围可达1.7～2.4。
而常规直接加热方式的热效率一般按90%计算，即COP值为0.9。
采用吸收式热泵替代常规直接加热方式在获得热量或采暖用热媒热量相同的条件下，可节省总燃料消耗量的40%以上，节能效果显著。
随着吸收式热泵技术的不断发展与成熟，尤其是制取高温热水技术的拓展，使得发电机组的冷凝热回收成为可能和可行。
溴化锂吸收式热泵包括蒸发器、吸收器、冷凝器、发生器、热交换器、屏蔽泵和其他附件等。
它以蒸汽为驱动热源，在发生器内释放热量Qg，加热溴化锂稀溶液并产生冷剂蒸汽。
冷剂蒸汽进入冷凝器，释放冷凝热Qc加热流经冷凝器传热管内的热水，自身冷凝成液体后节流进入蒸发器。
冷剂水经冷剂泵喷淋到蒸发器传热管表面，吸收流经传热管内低温热源水的热量Qe，使热源水温度降低后流出机组，冷剂水吸收热量后汽化成冷剂蒸汽，进入吸收器。
被发生器浓缩后的溴化锂溶液返回吸收器后喷淋，吸收从蒸发器过来的冷剂蒸汽，并放出吸收热Qa，加热流经吸收器传热管的热水。
热水流经吸收器、冷凝器升温后，输送给热用户。
屏蔽泵的做功与以上几种热量相比，基本上可以不用考虑，因此可以列出以下平衡式：
吸收式热泵的输出热量为Qa+Qc，则其性能系数COP：
由以上两式可知：
吸收式热泵的供热量等于从低温余热吸收的热量和驱动热源的补偿热量之和，即：
供热量始终大于消耗的高品位热源的热量（COP>1），故称为增热型热泵。
根据不同的工况条件，COP一般在1.60～1.85左右。
由此可见，溴化锂吸收式热泵具有较大的节能优势。
吸收式热泵提供的热水温度一般不超过98℃，热水升温幅度越大，则COP值越小。
驱动热源可以是0.2～0.8MPa的蒸汽，也可以是燃油或燃气。
低温余热的温度≥15℃即可利用，一般情况下，余热热水的温度越高，热泵能提供的热水温度也越高。
蒸汽型吸收式热泵的单机制热量最大可达50MW以上，由此可见其应用范围是比较广泛的。
3.4.2吸收式热泵在电厂的应用：
应用吸收式热泵可系统解决热电联产集中供热系统存在的以下问题：
1）电厂的循环水不再依靠冷却塔降温，而是作为各级热泵的低温热源，原本白白排放掉的循环水余热资源可以回收并进入一次网，仅此一项即可以提高热电厂供热能力50%左右，提高综合能源利用效率20%左右；
2）各级吸收式热泵仍采用电厂原本用于供热的蒸汽热源，这部分蒸汽的热量最终仍然进入到一次网中，而利用凝汽器提供的部分供热，可减少了汽轮机的抽汽量，增加汽轮机的发电能力，提高系统整体能效；
3）逐级升温的一次网加热过程避免了大温差传热造成的大量不可逆传热损失；
4）如果用户侧采用吸收式换热机组可将一次网供回水温差增加了50~80%，意味着可以提高管网输送能力50~80%，节约大量新建、改建管网投资，避免因为既有管网改建引起的一系列麻烦；
5）用户端二次网运行完全保持现状，使得该技术非常利于大规模的改造项目实施。
目前我国吸收式热泵发展较快，如清华大学自主研制的利用蒸汽作为热源的吸收式热泵，在赤峰市组建了该项目的首个示范基地，利用此项技术改造富龙热电厂现有的1台供热机组和供热系统，于2008年10月采暖季开始投入运行效果较好。
2010年清华利用该技术在山西大同第一热电厂2x125MW抽汽凝汽机组进行了工业试验,取得了较好经济效益、社会效益和环保效益。
至2011年底，我国已有阳泉电厂、京能石景山电厂、大同第二发电厂、新疆苇湖梁电厂、承德滦河电厂、赤峰热电厂及佳木斯电厂等利用吸收式热泵技术，回收汽机冷端余热利用项目投入运行。
目前，我国三北地区尚有多个电厂均在进行电厂汽机冷端余热回收利用的工程改造设计中。
图3-5为吸收式热泵在电厂回收余热的应用。
汽轮机凝汽器的乏汽原来通过循环水经双曲线冷却塔冷却后排放掉，造成乏汽余热损失，现采用吸收式热泵，而循环水由25℃经凝汽器后温度升为33℃，以33℃的冷却水作为低温热源，以0.25MPa的抽汽作为驱动热源，加热50-60℃左右的采暖用热网回水，循环冷却水降至25℃后再去凝汽器循环利用。
这样可回收循环水余热，从而提高了电厂的供热量和电厂总的热效率．
溴化锂溶液为介质的吸收式热泵技术来源于美国，该技术发展较快,在国内如双良节能系统股份有限公司、北京华源泰盟节能设备有限公司、山东烟台荏原空调设备有限公司、同方川崎空调设备有限公司等均能生产吸收式热泵，并在热电、化肥（合成氨）、炼油、钢铁等行业工业领域得到应用。
在节能减排政策的指引下，致力于工业节能相关产品的开发，以适应多种余（废）气、余（废）热的再利用，推广循环经济，为工业节能、余（废）热的有效利用提供节能、环保的综合解决方案。
图3-5电厂利用热泵实例
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