李彦峰，马晓菲

(国核电力规划设计研究院，北京 100095)

供热系统烟气余热及循环水余热回收方案设计

李彦峰，马晓菲

(国核电力规划设计研究院，北京 100095)

文中通过对京郊地区某燃气—蒸汽联合循环热电联产机组的供热系统优化设计，对余热锅炉尾气和循环水余热进行回收,用来加热热网回水，实现了低品质热量的再利用，有效地实现电厂的经济效益与节能减排。

热泵技术；循环水余热利用；烟气余热回收

0 引 言

优化设计方案工程位于位于北京市通州运河核心区，工程建设规模为200 MW级燃气—蒸汽联合循环热电联产机组及2台116 MW燃气热水锅炉，建成后将为核心区提供电力与热力配套，承担采暖热负荷、生活热水热负荷及空调冷负荷。

国家“十二五”能源规划除了通过加快推进新能源研发外，还在节能增效等“减量”上下功夫，节能增效包括节约能源和提高能源效率两大方面：做好节能增效即是一个能源富矿的开发。在国家大力推行节能减排能源政策的大背景下，电厂丰富的余热资源正引起人们越来越多的关注：电厂输入的燃料总热量只有40%左右转变为电能，50%以上的热能则主要通过锅炉排烟和汽轮机凝汽器的循环水散失到环境中。

燃气-蒸汽联合循环热电联产是利用清洁能源天然气来满足城市供热需求的一项重要技术，与燃煤热电联产技术类似，为了保证机组的安全运行，必需要保证联合循环蒸汽轮机低压缸的最小通流量，即为了发电而必需通过空冷岛或者湿冷塔排放一部分乏汽余热。同时，余热锅炉排出的烟气中含有大量的余热( 包含冷凝热) 。如果能利用一定的技术将这两部分余热回收用于供热，则可以使燃气-蒸汽联合循环热电联产机组供热能力大幅增加，解决供热能力不足的问题，同时还可避免能源的浪费以及对环境的热污染。

方案通过对燃气-蒸汽联合循环机组余热的充分发掘，配套建设余热深度利用系统，主要包括以下三部分：

(1)三台余热锅炉烟气余热的深度利用；

(2)两台联合循环抽汽凝汽式蒸汽轮机乏汽余热(即循环水余热)的深度利用；

(3)两台燃气调峰锅炉烟气余热的深度利用。

1 烟气余热的深度利用

本工程燃气轮发电机组和燃气调峰锅炉的燃料是天然气，主要成分是CH4，因此燃烧后的烟气中会含有大量的气态H2O，约占烟气比例的18%，当烟气温度降低时，尾气中的水蒸汽饱和温度也随之降低；当温度降低至55 ℃(烟气露点温度)以下时，烟气中的水蒸汽随之冷凝出，同时释放大量的汽化潜热。烟气中水蒸汽的冷凝潜热，约占天然气低位发热值的10%～11%，若能将此冷凝热全部回收利用，可使天然气的利用效率在现有基础上提高10%～11%。烟气的排烟温度与天然气的利用效率的关系如图1所示，联合循环机组的过量空气系数在2.6～3.1 左右，燃烧的过量空气系数越大，可回收的余热量就越大。

图1 排烟温度与天然气的利用效率的关系图

从图1中可以看到，当烟气温度从100 ℃降低至40 ℃时，可回收余热量与烟气温度基本呈线性关系，这时只有烟气中的显热被回收，单位烟气温降收的余热量基本相等。当烟气温度低于40 ℃ 后，烟气中的可回收余热量与排烟温度呈非线性关系，烟气中的显热和潜热同时被回收，单位烟气温降回收的余热量呈显著增加趋势。因此，当排烟温度低于烟气的露点温度，进入冷凝潜热回收区后，温度每降低1 ℃，可回收的余热量是非常大的。以一套典型的9E级联合循环机组为例，在冷凝潜热回收区，排烟温度降低1 ℃，可以回收的余热量可达2 MW。由于燃气轮机燃烧天然气的过量空气系数较大，排烟余热比燃气锅炉大得多。

烟气余热进行回收有三个方面的好处：首先可以提高燃气锅炉的热效率,降低锅炉燃料费用；其次，水蒸气的凝结可以吸收烟气中的部分酸性气体,起到减少酸性气体排放的作用，最后,使烟气中的水蒸汽凝结,还可以回收大量的水资源。

2 循环水余热的深度利用

即使在抽汽供热工况下，抽凝式蒸汽轮机仍然有一部分低压蒸汽通过低压缸排出，以避免低压缸内达不到最小蒸汽容积流量时末级叶片进入鼓风状态而造成机械损坏，这部分低压缸排汽凝结释放的热量通过凝汽器循环水系统排放到环境中，构成能源的浪费。虽然对于汽轮机发电来说是废热，但是对于低品位供热而言，则是可用的热源，如果能将之有效的提取利用，则可以进一步提高热电联产系统的供热能力及能源利用效率。

3 余热的深度利用措施

目前采取的措施主要有设置锅炉尾部烟气节能器和采用烟气热泵技术。

烟气节能器可以将余热锅炉排烟温度降至100 ℃以下，但受冷端换热介质的入口温度限制。

烟气热泵则可以深度回收烟气中的显热和潜热，将烟气温度降至28 ℃左右，这部分热量可以用来加热热网回水。

循环水余热的深度利用措施目前采取的措施主要有：降低蒸汽终参数、给水回热加热、热电联产等。以上方法虽然有效的降低了冷源损失，但未能充分利用冷源的低位热能。

更有效与更充分利用冷源热量的技术是热泵技术。利用热泵技术可以从凝汽器循环水中吸收约10 ℃左右热能用于供热，可有效的降低发电厂的冷源损失，同时使冷却系统的热负荷降低，降低电厂的热污染，但不影响机组的发电出力。

4 热泵技术基本原理

热泵是一种能量采掘装置。热泵循环与制冷循环一样同属于逆循环，它的工作原理是消耗一部分高质能如电能或蒸汽，从(冷源)外界环境中(如自然水源、大气、土壤等)吸取热量，并把这两部分能量一起输送到需要较高温度的环境中去。热泵根据冷源介质的不同分为水源热泵、空气源热泵及地源热泵，按动力形式不同分为蒸汽压缩式热泵、吸收式热泵和蒸汽喷射式热泵。

溴化锂吸收式热泵由取热器、浓缩器、加热器和再热器四个部分组成。它以蒸汽为驱动热源，溴化锂溶液为吸收剂，水为制冷剂，利用水在低压真空状态下低沸点沸腾的特性，提取低品位废热源中的热量，通过回收转换制取70～90 ℃高品位热水，直接用于供暖和普通工业加热。吸收式热泵技术成熟，产品性能稳定，在工业领域已经有广泛的应用。在热电厂中主要采用吸收式热泵技术来提取废热、增加供热能力、扩大供暖面积。

吸收式热泵应用原理是在电厂首站内设置蒸汽型吸收式热泵。如图2所示，以汽轮机抽汽为驱动能源Q1，驱动机内溴化锂溶剂循环做功，产生制冷效应，回收乏汽中的余热Q2。消耗的驱动蒸汽热量Q1与回收的乏汽余热量Q2一同加入到热网水中，即：热网得到的热量为Q1+Q2。

图2 吸收式热泵回收余热示意图

4.1吸收式热泵机组制热原理

吸收式热泵装置的基本原理主要是：

(1)采用水作为吸收剂，采用溴化锂为制冷剂。

(2)利用水在高度真空下，蒸发(汽化)吸热、凝结放热完成换热过程。

(3)利用溴化锂溶液高吸湿性携带水进行循环换热。

吸收式热泵机组包含蒸发器、吸收器、冷凝器、热交换器、泵和其它附件等，为集装装置。以蒸汽为驱动热源，在发生器内加热溴化锂稀溶液并产生冷剂蒸汽。冷剂蒸汽进入冷凝器，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，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，并发出热量，加热流经吸收器传热管的热水。热水流经吸收器、冷凝器后，输送给热用户。

4.2吸收式热泵机组制冷原理

吸收式制冷的基本原理一般分为以下五个步骤：

(1)利用工作热源(水蒸汽、热水及燃气等)在发生器中加热由溶液泵从吸收器输送来得具有一定浓度的溶液，并使溶液中的大部分低沸点制冷剂蒸发出来

(2)制冷剂蒸汽进入冷凝器中，又被冷却介质冷凝成制冷剂液体，再流经节流器降低到蒸发压力。

(3)制冷剂经节流进入蒸发器中，吸收被冷却系统中的热量而激化成蒸发压力下的制冷剂蒸汽。

(4)在发生器中经发生过程剩余的溶液(高沸点的吸收剂以及少量未蒸发的制冷剂)经吸收剂节流器降到蒸发压力进入吸收器中，与从蒸发器出来的低压制冷剂蒸汽相混合，并吸收低压制冷剂蒸汽并恢复到原来的浓度。

(5)吸收过程往往是一个放热过程，故需在吸收剂中用冷却水来冷却混合溶液，在吸收器中恢复了浓度的溶液又经溶液泵升压送入发生器中继续循环。

5 烟气余热利用方案

5.1余热锅炉烟气余热利用方案

项目的共安装3台双压余热锅炉，考虑过渡季生活热水需求和降低排烟温度，在余热锅炉尾部烟道设置了热网水换热器，但由于热网回水温度较高，排烟温度约降至88℃，烟气中很大比例的显热和水蒸汽潜热并未被回收利用。因此拟设置3台烟气热泵机组进行余热锅炉烟气余热回收。每台余热锅炉设置一套烟气/水高效换热器和烟气热泵机组，以汽轮机低压蒸汽为驱动汽源，提取烟气余热。再通过热泵机组将这部分热量加热热网回水。

为了克服排烟露点腐蚀对吸收式热泵蒸发器的影响，工程采用直接接触喷淋式烟气换热塔。

对单台双压余热锅炉进行热平衡分析：空气过量系数按2.5左右计算，余热锅炉烟气经烟气/水高效换热器，利用热泵机组，以汽轮机0.4 MPa蒸汽作为驱动汽源，将排烟温度由88 ℃降至28 ℃，则可以深度回收烟气中的显热及水蒸汽冷凝潜热每台机组约25 MW，天然气利用效率约提高105%。3台热泵机组共消耗蒸汽111 t/h。

5.1.1 热泵机组设备主要技术参数

(1)余锅烟气余热回收热泵机组A3台，见表1。

表1 技术参数

5.2调峰锅炉排烟余热的深度利用

根据工程热负荷需求，选用两台116 MW燃气热水锅炉，用于供热调峰。调峰锅炉排烟温度约为100 ℃，在调峰锅炉尾部烟道上设置2套GHE-8型高效表面式烟气/水高效换热器，提取烟气中的热量。排烟温度由100 ℃降为60 ℃，实现烟气余热的深度回收。系统流程如图3所示。

图3 调峰锅炉排烟余热利用系统流程图

烟气/水高效换热器每台锅炉可以提取约9.5 MPa热量，将这部分热量加热热网回水，将回水温度由43 ℃加热至46 ℃。

5.2.1 高效烟气/水换热装置额定工作参数,见表2

表2 工作参数

6 循环水余热的深度利用

6.1工程循环冷却水余热利用方案

工程中有2台抽凝机组,有着大量的排汽冷凝热通过冷却水排放到大气中,造成巨大的浪费,用热泵技术回收循环水余热,可以提高现有机组的供热能力和经济性。循环水余热利用系统流程图如图4所示。

设置2套WAHP-10型循环水余热回收吸收式热泵机组，一套热泵机组对应一台抽凝式机组。按10 ℃输送温差计算，从冷却塔循环冷却水(20 ℃/30 ℃)中提取余热。利用热泵机组每台抽凝机组大约可以提取余热9.5 MPa热量。实现了循环水余热回收再利用。

6.1.1 热泵机组设备主要技术参数,见表3。

图4 循环水余热利用系统流程图

表3 技术参数

6 经济性比较

综上三方面的节能潜力分析，通州运河核心区能源中心200 MW级燃气—蒸汽联合循环供热系统中的三套余热锅炉的烟气余热和两套抽凝式蒸汽轮机的循环水余热以及2台调峰锅炉烟气余热共110 MW。

按冬季热价104元/GJ计算，年收益为6 346万元，本工程热泵机组投资约2.0亿人民币。

根据年费用比较公式：

A=P·I(1+I)n/((1+I)n-1)+R+S

式中：A为年费用；P为初投资；R为年运行费(含电费、检修维护费，暂取0)；n为经济生产年；I为

年利率(贷款)取6.15%；S为系统费用，此处取0。

计算得出约3.6年可收回增加的投资。

7 结束语

随着建设节约型环保型社会的深入，电厂节能减排势在必行，文中从利用热泵技术回收电厂烟气余热和循环水余热利用，通过热泵机组把热网回水由46 ℃加热到75 ℃。超出的投资部分约3.6年可以收回。即提高一次能源利用率，降低燃料消耗，节约用水，具有明显地节能，环保效果。整个系统稳定可靠，充分体现了系统的经济性、节能性、环保性的优点，是电厂节能减排、提高效益的有效途径。

[1] 田贯三,付 林,张世钢.天然气热利用率及影响因素[J].燃烧科学与技术,2007，13(1).

[2] 陈 东，谢继红.热泵技术及其应用[J](第一版).

[3] 吕林昌，刘 晶，苏 强，等.一种烟气余热深度回收型吸收式热泵[J].机电信息,2014.

Scheme Design of Heat Recovery of Flue Gas Waste Heat and Circulating Water in Heating System

LI Yan-feng, MA Xiao-fei

(National Nuclear Power Planning & Design Institute, Beijing 100095, China)

Through to the suburbs of the region in a gas-steam combined cycle power generation units of heating system optimization design, to recover the waste heat boiler exhaust and circulating water heat, for heating return water of a heat supply network, the low quality heat reuse, effectively achieve the economic benefit of power plant and energy saving and emission reduction.

Heat pump technology; Circulating water waste heat utilization; Flue gas waste heat recovery

2015-06-10

2015-06-29

李彦峰，国核电力规划设计院，主要从事节能改造、设计等工作。

10.3969/j.issn.1009-3230.2015.07.005

TU822.6

B

1009-3230(2015)07-0016-05