达希能源电厂废热回收与利用分析

1、电厂废热回收与利用分析电厂废热回收与利用分析达希能源1.1. 火（热）电厂冷凝热的特点与现状处理方法火（热）电厂冷凝热的特点与现状处理方法2.2. 火（热）电厂与热负荷的基本情况火（热）电厂与热负荷的基本情况 3.3. 设计思想设计思想经汽机作功后的蒸汽（排汽）冷凝（放热）成凝结水再经回经汽机作功后的蒸汽（排汽）冷凝（放热）成凝结水再经回热后进入锅炉，锅炉产生的蒸汽在汽机中作功，在这个热媒的热后进入锅炉，锅炉产生的蒸汽在汽机中作功，在这个热媒的循环过程中，需要放出大量的冷凝热。冷凝热的主要特点如下：循环过程中，需要放出大量的冷凝热。冷凝热的主要特点如下：品位低。排汽压力：水冷，品位低。排汽压力

2、：水冷，4-8kPa4-8kPa；空冷，；空冷，15kPa15kPa。冷凝温。冷凝温度度: :水冷，水冷，29-41.529-41.5；空冷，；空冷，5454。量大、集中。平均发电耗热约占总输入的量大、集中。平均发电耗热约占总输入的32%32%左右。纯凝汽左右。纯凝汽工况排入大气的可回收冷凝热占工况排入大气的可回收冷凝热占50%50%以上，为发电耗热的以上，为发电耗热的1.51.5倍倍以上；供热工况可回收冷凝热约为发电耗热的以上；供热工况可回收冷凝热约为发电耗热的0.7-1.30.7-1.3倍。倍。火力发电厂各项损失参考值火力发电厂各项损失参考值 * * 如表如表1 1所示，其中汽轮机排气热损

3、失所示，其中汽轮机排气热损失 （冷端损失）巨大（冷端损失）巨大。现代火力发电厂各项损失参考值现代火力发电厂各项损失参考值(%) (%) 表表1 1项目项目电厂初参数电厂初参数中参数中参数高参数高参数临界参数临界参数超临界参数超临界参数锅炉热损失锅炉热损失111098管道热损失管道热损失110.50.5汽轮机机械损失汽轮机机械损失10.50.50.5发电机损失发电机损失10.50.50.5汽轮机排气热损失汽轮机排气热损失61.557.552.550.5*热工手册 任泽霈等 主编 机械工业出版社 2002年11月第一版q冷凝热排空冷凝热排空( (丢弃丢弃) )热电厂做功后的蒸汽需要冷凝成水回到锅炉

4、。目热电厂做功后的蒸汽需要冷凝成水回到锅炉。目前普遍采用的方法是通过水冷或空冷冷凝蒸汽，冷凝前普遍采用的方法是通过水冷或空冷冷凝蒸汽，冷凝热排入大气。热排入大气。q冷凝热回收冷凝热回收由于冷凝热属于低品位热源，难以利用由于冷凝热属于低品位热源，难以利用, ,除低真空除低真空的背压机组外，极少回收。的背压机组外，极少回收。q我国集中供热随着城镇化的建设发展迅速，我国集中供热随着城镇化的建设发展迅速，20092009年全国年全国集中供热面积已经达到集中供热面积已经达到35.635.6亿平方米。北方地区集中供亿平方米。北方地区集中供热热源日显不足，现有的热电联产供热能力有限，在许热热源日显不足，现有

5、的热电联产供热能力有限，在许多城市不得不新建大型区域锅炉房（热源厂）作为集中多城市不得不新建大型区域锅炉房（热源厂）作为集中供热热源。热源缺口较大。供热热源。热源缺口较大。q正在集中供热的热电机组有部分以及可利用的许多火电正在集中供热的热电机组有部分以及可利用的许多火电机组的冷凝热未被利用，冷凝热仍然通过空冷岛或凉水机组的冷凝热未被利用，冷凝热仍然通过空冷岛或凉水塔排空，火（热）电机组，包括单机容量在塔排空，火（热）电机组，包括单机容量在300MW300MW以上以上的大型火电机组仍然在低效率高能耗的状态下运行。的大型火电机组仍然在低效率高能耗的状态下运行。用热泵技术回收电厂冷凝热用热泵技术回收

6、电厂冷凝热火力发电厂冷凝热通过凉水塔或空冷岛排入大气火力发电厂冷凝热通过凉水塔或空冷岛排入大气形成巨大的冷端损失，是火力发电厂能源使用效率低下形成巨大的冷端损失，是火力发电厂能源使用效率低下的主要原因，不仅造成能量和水（或电）的浪费，同时的主要原因，不仅造成能量和水（或电）的浪费，同时也严重地（热）污染了大气。火力发电厂冷凝热排空，也严重地（热）污染了大气。火力发电厂冷凝热排空，是我国乃至世界普遍存在的问题，是浪费，也是无奈。是我国乃至世界普遍存在的问题，是浪费，也是无奈。然而，随着热泵技术的发展，特别是大型高温水源热泵然而，随着热泵技术的发展，特别是大型高温水源热泵的问世，使得发电机组冷凝热

7、回收将成为可能。的问世，使得发电机组冷凝热回收将成为可能。对热泵的技术要求对热泵的技术要求电厂冷凝热品位低，必须用热泵提取之；冷凝热量电厂冷凝热品位低，必须用热泵提取之；冷凝热量大、集中，在电厂内或电厂附近一般难以找到足够的稳大、集中，在电厂内或电厂附近一般难以找到足够的稳定的热用户，必须远距离集中供热，用大型高温水大温定的热用户，必须远距离集中供热，用大型高温水大温差水源热泵吸收冷凝热。以充分利用冷凝热和提高系统差水源热泵吸收冷凝热。以充分利用冷凝热和提高系统的经济性为目标合理配置热泵机组。吸收式热泵工作在的经济性为目标合理配置热泵机组。吸收式热泵工作在高温段，离心式热泵工作在低温段，吸收式

8、和离心式热高温段，离心式热泵工作在低温段，吸收式和离心式热泵平均制热能效比泵平均制热能效比COP分别在分别在1.7和和6以上以上 。 3热源构成及功能热源构成及功能 利用水源热泵吸收汽机排汽中的冷凝热，离心式热利用水源热泵吸收汽机排汽中的冷凝热，离心式热泵将集中供热泵将集中供热5050的回水加热到的回水加热到6060以上，吸收式热泵以上，吸收式热泵将将6060的回水加热到的回水加热到9090以上，再用换热器将水温提高以上，再用换热器将水温提高到热网供水温度，对城市集中供热。到热网供水温度，对城市集中供热。 热泵对电厂冷却水制冷，回收冷凝热，冷却水无需热泵对电厂冷却水制冷，回收冷凝热，冷却水无需

9、在冷却塔冷却，可减少能耗、水耗及其它运行费用。在冷却塔冷却，可减少能耗、水耗及其它运行费用。 热泵对热用户制热，冬季供暖，夏季供冷，四季提热泵对热用户制热，冬季供暖，夏季供冷，四季提供生活热水。供生活热水。方案一方案一 冬季供暖集中供热系统冬季供暖集中供热系统1 1方案二方案二 冬季供暖集中供热系统冬季供暖集中供热系统2 2方案三方案三 冬季供暖及洗浴集中供热系统冬季供暖及洗浴集中供热系统方案四方案四 冬季供暖夏季供冷四季洗浴集中供热系统冬季供暖夏季供冷四季洗浴集中供热系统 吸收热泵水水换热器热用户汽水换热器汽机抽汽进汽排汽凝汽器凝水凝水供热循环泵冷却循环泵105C105C60C55C80C9

10、0C图1 方案1图1 方案一吸收热泵离心热泵水水换热器热用户汽水换热器汽机抽汽进汽排汽凝汽器凝水凝水供热循环泵冷却循环泵105C105C53C50C70C63C92C图2 方案2图2 方案二回水加压泵水水换热器热用户热水箱自来水50C45C水水换热器55C80C50C供暖洗浴4C洗浴热用户40C60C45C53C吸收热泵离心热泵汽水换热器汽机抽汽进汽排汽凝汽器凝水凝水冷却循环泵105C63C92C供热循环泵冷却水加压泵图3 方案3图3 方案三冷却塔回水加压泵53C31C吸收冷水机组冷用户37C9C17C自来水供冷水水换热器热水箱45C45C洗浴洗浴54C吸收热泵离心热泵汽水换热器汽机抽汽进汽排

11、汽凝汽器凝水凝水冷却循环泵105C63C92C供热循环泵冷却水加压泵图4 方案4图4 方案四举例说明，某电厂装机容量举例说明，某电厂装机容量2x35+1x60MW2x35+1x60MW冷凝热回收冷凝热回收135MW135MW；日节水；日节水35003500吨。吨。 节能节水分析节能节水分析 环境效益分析环境效益分析 经济效益分析经济效益分析 能效分析能效分析 q供暖期供暖期:151:151天天 节能节能1761264GJ1761264GJ，节标准煤（按锅炉平均运行，节标准煤（按锅炉平均运行效率效率60%60%估算）估算）1010万吨；节水万吨；节水52.8552.85万吨。万吨。q供冷期供冷期

12、:92:92天天 节能节能1073088GJ1073088GJ，节标准煤（按锅炉平均运行，节标准煤（按锅炉平均运行效率效率60%60%估算）估算）6.16.1万吨；节水万吨；节水32.232.2万吨。万吨。q合计：年节能合计：年节能2834352GJ2834352GJ，节标准煤（按锅炉，节标准煤（按锅炉平均运行效率平均运行效率60%60%估算）估算）16.116.1万吨；节水万吨；节水85.0585.05万吨。万吨。q供暖期供暖期 每年少排灰渣每年少排灰渣6.66.6万吨，烟尘万吨，烟尘238238吨，二氧化硫吨，二氧化硫30023002吨，氮氧化物吨，氮氧化物14221422吨，二氧化碳吨，

13、二氧化碳25.425.4万吨。万吨。q供冷期供冷期 每年少排灰渣每年少排灰渣4 4万吨，烟尘万吨，烟尘145145吨，二氧化硫吨，二氧化硫18311831吨，氮氧化物吨，氮氧化物867867吨，二氧化碳吨，二氧化碳15.515.5万吨。万吨。q合计合计: : 每年少排灰渣每年少排灰渣10.610.6万吨，烟尘万吨，烟尘383383吨，二氧化硫吨，二氧化硫48334833吨，氮氧化物吨，氮氧化物22892289吨，二氧化碳吨，二氧化碳40.940.9万吨。万吨。q供暖期供暖期 节能节能1761264GJ1761264GJ，每，每GJGJ按按2727元计算，毛收入收元计算，毛收入收47554755

14、万；节水万；节水52.8552.85万吨，每吨按万吨，每吨按5 5元计算，收益元计算，收益264264万元。万元。q供冷期供冷期 节能节能1073088GJ1073088GJ，每，每GJGJ按按2727元计算，毛收入元计算，毛收入28962896万万元；节水元；节水32.232.2万吨，每吨按万吨，每吨按5 5元计算，收益元计算，收益161161万元。万元。q合计合计 每年节能毛收入每年节能毛收入76517651万元；节水收益万元；节水收益425425万元。万元。q2 235MW35MW供热发电机组供热发电机组 锅炉效率锅炉效率89%89%，管道热损失，管道热损失1%1%，汽机损失，汽机损失1

15、%1%，发电机损失发电机损失1%1%，发电，发电35MW35MW。q纯凝汽工况纯凝汽工况 进汽进汽138138吨吨/ /时，排汽时，排汽101.7101.7吨吨/ /时，电厂效时，电厂效率率31.2%31.2%，冷端损失，冷端损失54.8%54.8%。凝气工况下工艺。凝气工况下工艺流程和能效分析如图流程和能效分析如图5 5、图、图6 6所示。所示。锅 炉汽 机1 1 2 . 0 M W9 9 . 7 M W3 5 M W1 3 8 t / h6 1 . 3 M W1 0 1 . 7 t / h图 5 纯 凝 汽 工 况q供热工况供热工况1 进汽进汽164吨吨/时，抽汽时，抽汽40吨吨/时，排汽

16、时，排汽79.3吨吨/时，电时，电厂效率厂效率49.0%，冷端损失，冷端损失37.0%，工艺流程如图，工艺流程如图7所所示。示。 锅炉汽机129.2MW115.0MW35MW164t/h47.8MW79.3t/h图7 供热工况128.3MW40t/h能效分析如图所示。能效分析如图所示。 回收冷凝热电厂能效分析如图所示。回收冷凝热电厂能效分析如图所示。 q供热工况供热工况2 进汽进汽190吨吨/时，抽汽时，抽汽80吨吨/时，排汽时，排汽57吨吨/时，时，电厂效率电厂效率62.4%，冷端损失，冷端损失23.6%，工艺流程和，工艺流程和能效分析如图能效分析如图10、图、图11所示。回收冷凝热电厂效所

17、示。回收冷凝热电厂效率可达率可达85%，如图，如图9所示。所示。 锅 炉汽 机1 4 5 . 9 M W1 2 9 . 9 M W3 5 M W1 9 0 t / h3 4 . 4 M W5 7 t / h图 1 0 供 热 工 况 25 6 . 1 M W8 0 t / h 凝气工况下电厂供电标煤耗437g/kwh；供热工况1电厂供电标煤耗279g/kwh；热回收供热工况1电厂供电标煤耗160g/kwh；供热工况2电厂供电标煤耗219g/kwh；热回收供热工况2电厂供电标煤耗160g/kwh。2009年全国平均供电标煤耗342g/kwh。供电标煤耗比较如图12和图13所示。q可以看出，纯凝气

18、工况下小机组供电标煤耗远高于全国平均供电标煤耗，是全国平均供电标煤耗的1.28倍; 供热工况1下小机组供电标煤耗低于全国平均供电标煤耗，是全国平均供电标煤耗的82%；热回收供热工况下小机组供电标煤耗远低于全国平均供电标煤耗，仅为全国平均供电标煤耗的47%。q热回收供热工况下机组年平均供电标煤耗270g/kwh。(按机组年运行小时数6000，采暖季151天计算)q60MW供热发电机组供热发电机组 锅炉效率锅炉效率89%，管道热损失，管道热损失1%，汽机损失，汽机损失1%，发电机损失发电机损失1%，发电，发电60MW。q纯凝汽工况纯凝汽工况 进汽进汽245吨吨/时，排汽时，排汽184吨吨/时，电厂

19、效率仅为时，电厂效率仅为30.1%，冷端损失，冷端损失55.9%。供电标煤耗：未回收。供电标煤耗：未回收冷凝热冷凝热453g/kwh。工艺流程如图。工艺流程如图14所示。所示。锅 炉汽 机1 9 9 . 1 M W1 7 7 . 2 M W6 0 M W2 4 5 t / h1 1 1 . 2 M W1 8 4 t / h图 1 4 纯 凝 汽 工 况q供热工况供热工况1 进汽进汽330吨吨/时，抽汽时，抽汽150吨吨/时，排汽时，排汽103.9吨吨/时，电厂效率时，电厂效率62.1%，冷端损失，冷端损失23.9%，供电标煤耗：，供电标煤耗：220g/kwh。回收冷。回收冷凝热电厂效率可以达到

20、凝热电厂效率可以达到85%，煤耗：回收，煤耗：回收冷凝热供电标煤耗冷凝热供电标煤耗160g/kwh。工艺流程如。工艺流程如图图15所示。所示。锅 炉汽 机265.6MW236.4MW60MW330t/h63.4MW103.9t/h图 15 供 热 工 况 1105MW150t/hq供热工况供热工况2 进汽进汽341.5吨吨/时，抽汽时，抽汽170吨吨/时，排汽时，排汽93.3吨吨/时，电厂效率时，电厂效率65.2%，冷端损失，冷端损失20.8%，供电标煤耗：，供电标煤耗：210g/kwh。回收。回收冷凝热电厂效率可以达到冷凝热电厂效率可以达到85%，供电标煤，供电标煤耗：回收冷凝热供电标煤耗耗

21、：回收冷凝热供电标煤耗160g/kwh。工艺流程如图工艺流程如图16所示。所示。锅 炉汽 机274.1MW243.9MW60MW341.5t/h56.9MW93.3t/h图 16 供 热 工 况 2118.8MW170t/h机组机组工况工况进汽进汽（t/ht/h）抽汽抽汽（t/ht/h）热效率热效率（% %）供电煤耗供电煤耗（g/kwhg/kwh）35MW 35MW 纯凝汽纯凝汽1381380 031.131.1437437供热供热1 1164164404049.049.0（8585） 279279（160160）供热供热2 2190190808062.462.4（8585） 219219（1

22、60160）60MW60MW纯凝汽纯凝汽2452450 030.130.1453453供热供热1 133033015015062.1(85)62.1(85)220(160)220(160)供热供热2 2341.5341.517017065.2(85)65.2(85)210(160)210(160)600MW600MW纯凝汽纯凝汽36-4036-40300-290300-29020092009年全国平均供电标煤耗年全国平均供电标煤耗342342注注; ;括号内的数字为回收冷凝热的值括号内的数字为回收冷凝热的值q小火电效率低煤耗高，而带供热的小热电效率并不低，煤耗并不高，特别是能够回收冷凝热的小热

23、电效率之高，远高于大（600MW及以上）火电；煤耗之低，远低于大（600MW及以上）火电。呼吁对效率高煤耗低的小热电要高抬贵手，不要把小热电等同于小火电，高效节能的小热电应该受到保护，要压的只能是高能耗的小火电。q06年以来全国平均供电标煤耗比较如图17所示。前两年关停小火电供电标煤耗明显下降，07年比06年降低10g/kwh，08年比07年降低12g/kwh，而2009年收效甚微（2009年，全国关停小火电2617万千瓦。“十一五”期间，全国累计关停小火电6006万千瓦，超过计划目标1006万千瓦，），仅比08年降低3g/kwh，说明2009年被关掉的一部分是小热电，通过关停小火电降低供电标

24、煤耗是有限的，今后对火（热）电厂节能主攻方向建议转为冷凝热回收，冷凝热回收潜力巨大，前景广阔，大有可为。1.1. 节能减排预测节能减排预测2.2. 市场及经济性预测市场及经济性预测q据国家有关部门公布，至2009年低，我国6000千瓦及以上电厂发电设备容量87407万千瓦，其中火电65205万千瓦，可资利用的火电按15000万千瓦（不足四分之一）估计，每发1瓦电回收冷凝热按0.7瓦估计，供暖期按5个月估计，供冷期按3个月估计，每年可回收冷凝热2177.28百万吉焦。如果供热锅炉平均运行效率按60%估算，每年可节标准煤1.2亿吨。如果被改造的有50%的水冷机组，按每兆瓦装机容量年节水1万吨计算，每年节水15亿吨。q每年减排二氧化碳3亿吨，向大气中少排热2177百万吉焦。q按照以上预测，回收冷凝热总装机容量为105000兆瓦，溴化锂