余热回收技术在火力发电行业中的应用

余热回收技术在火力发电行业中的应用摘要：本文介绍了两种余热回收技术，分别是利用吸收式热泵回收循环水余热技术和利用低温省煤器回收锅炉排烟余热技术，并辅以实际案例介绍了其在火力发电行业中的应用。同时，节能技术的推广离不开创新商务模式，本文就合同能源管理模式的内涵、类型进行了详细介绍，并对其优势进行了分析和探讨。关键字：余热回收；吸收式热泵；低温省煤器；合同能源管理ApplicationofWasteHeatRecoveryTechnology

inThermalPowerIndustryWuPei,WangYanhai,WangZhenxing,DengYanbin（HebeiJiantouGuorongEnergyServicesCo.Ltd,Shijiazhuang,050051）Abstract:Thisarticleintroducestwotypesofwasteheatrecoverytechnology,withactualcasesofapplicationinthethermalpowerindustry,includingtheabsorptionheatpumptechnologyinthewasteheatrecoveryofcirculatingwaterandthelowtemperatureeconomizertechnologyinthewasteheatrecoveryofboilerfluegas.Besides,thepromotionofenergy-savingtechnologiescan’tbeseparatedfromtheinnovativebusinessmodel,sothispaperdetailstheconnotationandtypesofcontractenergymanagement,withanalysisanddiscussiononitsadvantages.Keywords:Wasteheatrecovery;Absorptionheatpump;Lowtemperatureeconomizer;Contractenergymanagement0前言余热是生产工艺中排放的没有被利用的、高于环境温度的气态（如高温烟气）、液态（如冷却水）、固态（如各种高温钢材）物质所载有的热能。据调查，各行业的余热总资源约占其燃料消耗总量的17%〜67%，可回收利用的余热资源约为余热总资源的60%。对于火力发电行业，余热资源主要为冷却循环水余热和锅炉排烟余热。当前，余热回收的理论和技术日趋成熟，通过吸收式热泵技术回收冷却循环水余热以及通过低温省煤器回收锅炉排烟余热已经开始规模化推广，给火力发电企业带来了良好的经济效益和社会效益。与此同时，国家出台优惠政策，鼓励节能服务公司采取合同能源管理模式运作节能项目，

极大的促进了节能服务行业的发展。1循环水余热回收1.1背景和意义大型抽凝式供热机组通过冷却塔（空冷岛）排放了大量的汽轮机排汽余热，这部分热量约占燃料总发热量的50%〜60%，是一种极大的浪费。同时，城市规模迅速扩大，供热需求增长迅猛，供热机组的装机容量已不能满足城市集中供热的要求。所以，利用吸收式热泵回收循环水的余热用于城市供暖，既实现了节能减排，又能够增加现有供热能力，提高城市供热品质，是一项值得大力推广的新技术。1.2吸收式热泵技术介绍吸收式热泵（即增热型热泵），通常简称AHP（absorptionheatpump），它以蒸汽、废热水为驱动热源，以漠化锂溶液为工作介质，把低温热源的热量提取到中、高温热源中，从而提高了能源的品质和利用效率。利用吸收式热泵回收循环水余热，即在电厂供热首站内增设蒸汽型吸收式热泵机组，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。总供热量为消耗的蒸汽热量与回收的循环水余热量之和Q1+Q2,如图1所示。奁温奁温图1吸收式热泵原理示意图Figure1Schematicdiagramofabsorptionheatpump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1.65〜1.85左右。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N15°C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。1.3应用案例建投国融国泰热电循环水余热利用项目是国内最早建设的300MW以上机组循环水余热回收项目之一，其基本建设情况如表1所示。该项目在河北建投邢台国泰发电有限责任公司内新建9台制热量为26.3MW的大型吸收式热泵机组，以采暖抽气为驱动热源，提取#11号机组的循环水余热，加热热网回水向市区供热，如图2所示。该余热回收系统由蒸汽及疏水系统、循环水系统，热网水系统组成，现分述如下：表1项目基本建设情况Table1Basicconstructionoftheproject主机额定功率300MW热泵机组制热量236.7MW回收余热量98.5MW额定采暖抽气量400t/h采暖抽气压力0.3MPag额定热网水流量11000t/h热网水进出热泵温度55°Cf73.5°C循环水流量14000t/h循环水进出热泵温度34C-28C1.3.1蒸汽及疏水系统本项目热泵驱动蒸汽从#11机五段抽汽供热网加热器的环形母管上接取，蒸汽管道穿出热网换热站后在零米布置减温器，蒸汽经喷水减温后成为饱和蒸汽进入热泵，蒸汽在热泵内放热凝结后形成的疏水进入凝结水回收装置，最后由凝结水回收装置配套的水泵升压后打至热网疏水箱，与热网加热器疏水一起进入高压除氧器回收。为了调节驱动蒸汽压力，保证热泵设计运行工况对蒸汽压力（表压0.3MPa）的要求，在#11机两台热网加热器入口管道上均加装一道电动调节阀。1.3.2热网水系统将外网回水管道用与母管相同的管道接到9台热泵机组进行加热。热泵出口的循环水分别接至原来的#10、#11机组热网加热器的热网回水管道上，继而进入两台机组的热网加热器加热后沿用原来的热网供水管道送至热用户。为保证冬季供热可靠性，在热泵系统进出水干管及热网回水母管上设置切换用电动阀门，当热泵机房故障时，可将热泵解列，热网回水沿原有管路送至热网加热器加热后供给用户。1.3.3循环水系统系统新增两台循环水升压泵（不设备用），安装在热泵房的泵坑内。从#11机凝汽器出水循环水管道上接出两根管道至两台循环水升压泵（50%容量）入口，循环水升压泵出口管道连接到热泵循环水供水母管上，循环水通过热泵后回流到一根循环水出水母管，出水母管设两条回路，通过电动阀门、调节阀分别与#10机凝汽器出口、#11机凝汽器入口循环水管Figure2Schematicdiagramofwasteheatrecoverysystemofcirculatingwater1.3.4节能减排效果通过循环水余热回收系统，国泰热电的循环水不再全部依靠冷却塔降温，而是部分作为热泵的低温热源，回收了原本白白浪费的循环水余热，并加热一次热网水实现对外供热。在采暖期内，该项目回收循环水余热量为98.5MW，折合标准煤为13.456t/h，按采暖期2880h计算，年回收余热量为102万GJ，折合标煤3.875万吨，减少CO2气体排放10.7万吨，同时减少排放35.5t烟尘、270吨SO2以及477.3吨NOx。2锅炉排烟余热回收2.1背景和意义锅炉排烟热损失是电站锅炉运行中最重要的一项热损失，占锅炉热损失的60%--70%。影响锅炉排烟热损失的主要因素是排烟温度，一般情况下，排烟温度每增加10°C，排烟热损失增加0.6%-1%，相应多耗煤1.2%-2.4%。据统计，国内火电厂的锅炉排烟温度普遍高于设计值20C-50C。所以，通过加装低温省煤器回收锅炉排烟余热、降低排烟温度是火电厂节能降耗的重要途径。2.1低温省煤器技术介绍低温省煤器是一种加装于电厂烟道中的烟气换热器，一般用于加热凝结水或热网水。低温省煤器在烟道中有多种布置方案，可以布置在空预器后、除尘器前，或者在除尘器后、脱硫塔前，也可以在以上两处同时串联布置。设计低温省煤器系统时，必须考虑防止低温腐蚀、防止积灰与磨损，保证使用寿命在10年以上。还应选用恰当的换热器形式（螺旋翅片、H型翅片等），以减少对烟气的阻力，并提高换热效果。如果采用凝结水作为烟气冷却介质，回收的余热进入汽轮机回热系统，节约低压加热系统的抽气量，提高汽轮机的循环效率，在发电总功率不变的条件下，汽轮机的进汽量降低，汽轮机的汽耗减小。在供暖期内，还可以采用热网水作为烟气冷却介质，回收的余热直接加热热网水，减少了采暖抽气的消耗。2.3应用案例建投国融秦热发电#1炉排烟余热回收利用项目是华北地区较早实施的加装低温省煤器回收烟气余热的项目之一，现以该项目为例介绍低温省煤器技术在电厂中的应用以及达到的节能减排效果。秦皇岛秦热发电有限责任公司 1#、2#号炉是东方锅炉股份有限公司设计制造的DG1025/17.4-II1型CFB锅炉。该型锅炉整体呈左右对称H型布置，4台高温旋风分离器布置在锅炉两侧，采用外置换热器控制床温及再热汽温。由于燃用煤质变化，锅炉的实际排烟温度远高于设计值，造成巨大的能量浪费，故而实施了#1炉排烟余热回收利用项目，该项目的主要设计参数如表2所示。表2锅炉排烟余热利用项目设计参数Table2Designparametersoftheboilerfluegasheatrecoveryproject工况单位数值发电负荷MW300进口烟温°C175C（左侧），149C（右侧）出口烟温°C130C平均烟温降C30C以上进水温度C85C烟气流阻Pa240给水侧流阻MPa0.08该项目对秦热发电#1锅炉原有烟道进行改造，在空预器后，除尘器前的烟道段上加装低温省煤器，如图3所示。为实现最大的经济效益，在系统方案中设计两套冷却介质，实现切换运行，即非供热期采用凝结水作为烟气冷却介质，加热汽轮机回热系统的凝结水，在供暖季采用热网水作为烟气冷却介质，直接加热热网回水。

低温■煤器低温■煤器图3锅炉排烟余热回收系统示意图Figure3Schematicdiagramoftheboilerfluegasheatrecoverysystem通过对煤质分析计算，控制合理的管壁温度，以保证受热面在酸露点以上，防止低温腐蚀。在换热器的选型方面，采用H型翅片换热器，以扩展受热面积，强化传热，减少系统阻力，同时通过合理设计烟气流速和采用声波吹灰器，实现减少积灰与降低磨损等作用，提高了机组的安全性和经济性。该项目实施后，在没有增加锅炉燃料的前提下，使得汽轮机循环的吸热量增大，提高了循环效率，年节约标煤消耗11234吨，减少CO2排放3.3万吨，减少SO2排放133.7吨，减少NOx排放76.9吨，减少粉尘排放12.5吨，节能减排效果显著。3节能技术应用的新型商务模式3.1合同能源管理模式介绍为推动节能服务行业的发展，国家出台优惠政策，鼓励节能服务公司采取合同能源管理模式进行项目运作。合同能源管理模式已成为节能服务行业壮大和节能技术推广的强力助推剂。合同能源管理是节能服务公司通过与客户签订节能服务合同，为客户提供包括：能源审计、项目设计、项目融资、设备采购、工程施工、设备安装调试、人员培训、节能量确认和保证等一整套的节能服务，并从客户进行节能改造后获得的节能效益中收回投资和取得利润的一种商业运作模式。3.2合同能源管理模式的类型在合同期间，节能服务公司与客户分享节能效益，在节能服务公司收回投资并获得合理的利润后，合同结束后，全部节能效益和节能设备归客户所有。合同能源管理主要有以下几个类型：1）节能效益分享型：节能改造工程前期投入由节能服务公司支付，客户无需投入资金。项目完成后，客户在一定的合同期内，按比例与节能服务公司分享由项目产生的节能效益。此类型是国家《合同能源管理财政奖励资金管理暂行办法》规定中财政支持对象。2） 节能效益支付型：客户委托公司进行节能改造，先期支付一定比例的工程投资，项目完成后，经过双方验收达到合同规定的节能量，客户支付余额，或用节能效益支付。3） 节能量保证型：节能改造工程的全部投入由公司先期提供，客户无需投入资金，项目完成后，经过双方验收达到合同规定的节能量，客户支付节能改造工程费用。3.3合同能源管理模式的优势合同能源管理模式是一种先进的、双赢的商务模式，不仅仅是一种产品或技术的推销，更是一种减少能源成本的财务管理方法的推销，能够极大的调动供需双方的积极性。主要有以下几个方面的优势：1） 帮助客户改善现金流：客户只付出少量的初始投资或者零投资，可以把有限的资金投资在更优先的投资领域。2） 使客户规避技术风险：节能服务公司可向用户承诺节能量，并保证在项目实施的整个过程中安全、平稳运行。3） 技术应用与管理更加专业化：无论从技术层面还是运行管理层面，节能服务公司往往比客户更加专业，最大程度的保证项目的建设、实施和运行效果。4） 产业附加值高：对节能服务公司来说，不仅仅提供产品和技术，还提供了资金和服务，其附加值更高，能够为节能服务公司带来更大的利润和稳定的现金流。4结论随着煤炭价格的高涨，火电企业遇到了前所未有经营压力，甚至出现了全行业亏损的局面。利