中国华电集团发电运营有限公司 100031
摘要：火力发电厂的汽轮机冷源损失和锅炉烟气的排热损失是主要热量损失源。此外，热电厂生产中产生大量的低温循环冷却水的低位热能含量巨大，在实际生产中很难直接再利用，往往直接排放到环境中，造成环境污染和能源浪费。近年来，热泵技术的发展应用，为我们回收电厂余热再利用创造了新的契机。本文以通州运河核心区区域能源系统建设工程为例，以第一类吸收式热泵为核心，设计通州运河核心区区域能源中心工程的烟气和循环水余热利用系统，实现余热的深度回收利用，并对该系统所产生的效益进行了初步分析。
关键词：余热利用；吸收式热泵；吸收式换热机组
1. 研究背景
在当今全球范围内，能源的供需矛盾日益突出，环境污染已成为威胁人类生存的重要问题，倡导环境、能源、经济的可持续发展已经成为迫在眉睫的战略问题，世界各国日益重视可再生能源和余热资源的开发与利用。
目前世界上能源利用率最高的是日本(57%)，其次是美国(51%)，再者是欧盟(40%以上)。我国目前的能源利用率与工业发达国家差距较大，据不完全统计，只有30%左右，每美元的耗能是世界平均水平的三倍。我国工业余热的资源丰富，利用潜力大，分布也很广，不少余热温度较高且载热体流量稳定，具有较好的利用条件。因此热源热量的回收利用有很大的现实意义。热泵就是能有效节约能源、减少大气污染和CO2等有害气体排放的新技术。
2.研究目的和意义
我国目前电力生产主要还是以煤电为主，火电比例超过 70%，大型发电厂的发电效率为 35％～55％。现阶段，为提高能源利用率，大型电厂多采用热电联产集中供暖的方式，效率可达70～80%，但是锅炉排烟和以乏气形式排掉的热量仍然没有被有效利用，大部分能量由烟气和循环冷却水直接带到环境中，这部分能量占总能量的比例很大。如果将这部分能量加以回收利用，显然可以降低能源的消耗，提高能源利用率，获得较好的经济效益和环境效益。针对这种情况，提出吸收式热泵回收余热与热电联供相结合，采用燃料发电再用热泵供热的方式，在现有的先进技术条件下一次能源利用率可达200%以上，同时也大大降低了CO2和其他污染物的排放。
电厂余热的绝大部分能量损失包括两部分：一是锅炉排烟所带走的热量，这部分热量温度一般在 160℃左右，属于中温余热资源；另一部分就是通过循环水系统，从冷却水塔排放到大气中的热量。这部分余热资源温度较低，一般都在 35℃左右，汽轮机乏汽也在 45℃左右，品位不高，往往直接排放到大气中去。不仅造成了能源浪费，而且给环境带来了污染。
本文以通州运河核心区区域能源中心工程为例，以第一类吸收式热泵为核心技术，结合现有的热电联供系统，完成通州运河核心区区域能源系统建设项目的烟气余热和循环水余热的深度回收利用的设计，并对该系统所产生的效益进行初步分析。
3.供热系统节能方案设计
3.1 工程装机方案
通州运河核心区区域能源中心工程采用三套“一拖一”FT8-3双联型燃气—蒸汽联合循环发电机组 + 三套双压余热锅炉 + 两台116MW水管式微正压热水调峰锅炉。其中#1、#2机组为抽汽凝汽式汽轮发电机组，#3机组为背压式汽轮发电机组。采用余热锅炉尾部加装烟气热网加热器的方案，加热热网循环水，同时将烟气温度降至88℃，在增加供热能力的同时减少排烟损失，提高余热锅炉效率；首站热网加热器增加冷凝段，将热网疏水温度降至80℃；同时预留循环冷却水和烟气热泵余热利用方案，增大机组整体供热能力。
3.2 节能潜力分析
通州运河核心区区域能源中心工程的节能潜力可包括三部分内容：
（1）余热锅炉排烟余热深度利用。通过设置3套蒸汽驱动型吸收式热泵机组，将排气温度由88 ℃降至28℃, 烟气冷凝余热量达到3×25MW=75MW。
（2）抽凝式机组凝汽余热深度利用。通过设置2套蒸汽驱动型吸收式热泵机组，低压缸排汽流量14.15t/h，实现循环水余热量2×9.5MW=19MW。
（3）调峰锅炉烟气余热深度利用。在调峰锅炉热源厂内设置2套烟气/水高效换热装置，用于回收调峰锅炉烟气余热，排气温度由100℃降至50℃, 实现烟气冷凝余热量2×8MW=16MW。
通过以上三个方面分析，可总共实现余热量110MW，将能源中心供热能力由400MW提高至510MW，如图3-1所示。
图3-1 通州运河核心区区域能源中工程供热系统节能潜力分析
3.3 热源余热利用建设内容
热网原设计参数为70℃/130℃；在供热负荷240MW的热力站内安装吸收式换热机组，使返回能源中心一次网回水温度降至43℃；回收2台抽凝式机组凝汽余热+3台余热锅炉烟气余热+2台调峰锅炉余热。
3.3.1余热锅炉的烟气余热深度回收系统
余热锅炉的烟气余热深度回收系统的建设主要包括以下三个方面：
一、烟气余热回收吸收式热泵机房。在余热锅炉房外排烟管道旁的热泵预留区建设吸收式热泵机房，安装三套GAHP-25型烟气余热回收吸收式热泵机组及附属设备。
二、喷淋式烟气换热塔。为克服排烟露点腐蚀对吸收式热泵蒸发器的影响，采用直接接触喷淋式烟气换热塔，本项目采取了烟囱与喷淋式烟气换热塔一体的“ 烟、塔合一”的结构形式。
三、热机管道设计。在余热锅炉设计时，对锅炉排烟管道、热网水管道及0.4MPa蒸汽管道做如下考虑：
（1）锅炉排烟系统。将烟气引入喷淋式烟气换热装置与喷淋水换热降温后由烟囱通道排出；烟气余热回收热泵机组关闭或检修时关闭喷淋水系统，烟气仍经由喷淋式烟气换热装置、锥体变径装置和烟囱通道排出。
（2）热网水管道。将热网回水引入烟气余热回收热泵机组加热；当热泵机组检修时关闭热水接入管道阀门，使热网回水直接进入锅炉节能器和热网加热器加热。
（3）0.4MPa蒸汽管道。使部分0.4MPa蒸汽引入烟气余热深度回收热泵机组；机组检修时关闭蒸汽接入管道阀门，停止烟气余热回收热泵机组的蒸汽供给。
（4）喷淋水及烟气冷凝水处理系统。
3.3.2抽凝式机组的循环水余热深度回收系统
抽凝式机组的循环水余热深度回收系统的建设主要包括以下三个方面：
一、循环水余热回收吸收式热泵机房。在汽轮机房与机械通风冷却塔之间的循环水管道路由旁就近建设循环水余热回收热泵机房，安装两台WAHP-10循环水余热回收热泵机组及附属设备。
二、热机管道设计。在抽凝式机组设计时，对循环水管道、热网水管道及低压蒸汽管道做如下考虑：
（1）循环水管道。考虑将抽凝式汽轮机凝汽器出口的循环冷却水引进各台吸收式热泵（考虑设置单独的循环水加压泵），放热降温后再返回凝汽器入口。
（2）热网水管道。将热网回水引入循环水余热回收热泵机组加热；当热泵机组检修时关闭热水接入管道阀门，使热网回水直接进入锅炉节能器和热网加热器加热。
（3）0.4MPa蒸汽管道。使部分0.4MPa蒸汽引入循环水余热回收热泵机组；机组检修时关闭蒸汽接入管道阀门，停止循环水余热回收热泵机组的蒸汽供给。
3.3.3调峰锅炉的烟气余热深度回收系统
在调峰锅炉房外排烟管道上安装GHE-8型高效烟气/水换热装置。在燃气锅炉设计时，对锅炉排烟管道和热网水做如下考虑：
（1）热网水管道。将部分热网水引入烟气/水换热装置加热；烟气/水换热装置检修时关闭热网水接入管道阀门，使热网水直接进入余热回收热泵机组。
（2）排烟管道。将烟气引入烟气/水换热装置降温后送至排烟管道出口；换热装置检修时关闭排烟接入管道阀门，使烟气直接由烟囱排放。
4.节能性分析
热网能源子站设置常规水/水板式换热器，则一次网回水温度为55℃。项目达产后，可以在不增加燃料消耗、不影响电厂发电的前提下，实现三台余热锅炉的42MW烟气余热、两台抽凝式机组11.6MW循环水余热以及两台燃气调峰锅炉10.4MW烟气余热，共计余热量64MW。因此，将系统总供热容量由400MW增至464MW，提高幅度达16%。
仅考虑北京市冬季采暖121天的节能收益，则年回收余热量共54.9万GJ（见图4-1所示，包括余热锅炉烟气余热39.5万GJ，抽凝式机组循环水余热10.8万GJ，调峰锅炉烟气余热4.6万GJ），若天然气热值取33MJ/Nm3，相当于节约天然气消耗量1663万Nm3。
5.投资估算
本工程的总投资包括以下几部分：
（1）能源中心节能工程
安装3套余热锅炉烟气余热深度回收系统（余热量3×25MW），工程投资14595万元；
安装2套抽凝式机组循环水余热深度回收系统（余热量2×9.5MW），工程投资3880万元。
（2）调峰热源厂节能工程
在2台燃气锅炉排烟尾部安装2套烟气余热深度回收系统（余热量2×8MW），工程投资1080万元。
综上，该项目总工程热源余热回收程投资为19555万元。
图4-1 本项目达产后系统供热负荷构成（常规温差输送）
6.结论
从长远发展来看，余热利用、节能降耗，符合当前国家的能源政策和可持续发展的战略方针，利国利民。随着能源的紧缺和环保意识的提高，以及“十三五”规划中提出的节能降耗任务，以吸收式热泵为核心的余热利用系统将会得到推广应用与完善发展，这必将带来更好的经济效益、环保效益和社会效益。
参考文献
[1]吸收式热泵技术在热电联供中的应用研究. 韩吉才. 硕士论文.中国石油大学.2009.
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[4]通州新城运河核心区重点深化区综合能源供应方案. 泛华建设集团有限公司.2012.
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[6]燃气冷热电三联供的能量消耗分析研究. 陈霖新,唐艳芬,王建. 节能环保. No.4 2005年。
作者简介：
伊建伟：1979年，男，满族，北京市，工程师（中级职称），能源项目发展、规划发展、计划管理
邓洁：1981年，女，汉族，上海市，助理工程师，能源项目发展、规划发展、计划管理
论文作者:伊建伟,邓洁
论文发表刊物:《电力技术》2016年第5期
论文发表时间:2016/10/16
标签：余热论文; 烟气论文; 机组论文; 锅炉论文; 热泵论文; 能源论文; 系统论文; 《电力技术》2016年第5期论文;