1、大同热力公司锅炉房改造项目烟气余热回收方案书四方节能装备有限公司2017 年 5 月大同热力公司锅炉房烟气余热回收方案第 页21. 项目条件大同热力公司锅炉房改造项目，共安装 3116MW 燃气热水锅炉，本项目拟定加配烟气余热热泵，回收锅炉烟气余热。供暖时长（*） h 3600额定制热量（*） MW 3116热网设计水流量（*） t/h 3300锅炉锅炉后是否配节能器 是燃气价格（*） 元/Nm 3 3电力价格（*） 元/kwh 0.56价格单位面积供暖价格 元/平米 25表 1 待改造锅炉运行情况表名称 单位 锅炉房锅炉节能器出口烟气温度（实际运行值） 80锅炉排烟总量 Nm3/h 1210
2、4热网水平均回水温度（实际运行值） 50表 3 天然气参数锅炉按燃用天然气设计，天然气发热值如下：低位发热值 Q=8200kcal/Nm32. 技术路线2.1 深度回收烟气余热的必要性一般地，燃气锅炉的热效率为 87%95%，该热效率的计算是以天然气低位热值为基础的。天然气的高位热量是燃烧时水蒸气吸收的热量，这部分热量约为低位热值的 8%，而这些热量往往随着烟气排放至大气中。如果可以将这部分热量回收利用，那么燃气的热效率可以超过 100%，最高可达108%。大同热力公司锅炉房烟气余热回收方案第 页3天然气的烟气洁净，含硫量极低，易于实施水蒸气的冷凝。因此，深度回收燃气锅炉烟气余热，可使燃气的高
3、位热值得以利用，能源效率最多可提高 15%。2.2 传统烟气余热回收方式烟气余热占我国工业余热总量的一半，因此烟气余热回收技术起步早、发展快，形成了多种多样的烟气余热回收装置，例如省煤器、空预器或节能器等等。无论何种形式，传统烟气余热回收装置均通过换热的形式回收余热。当烟气温度较高时，可使用采暖回水、工艺补水等吸收烟气余热。当烟气温度较低时，只能使用空气或冷源循环水吸收烟气余热。 “气-气” 换热系数极低，换热面积较大，成本高；冷源循环水来源较少，目前只有直供地板采暖循环水可以作为冷源循环水，有很大的局限性。另外，换热时产生的冷凝水溶解烟气中的硫氧化物、氮氧化物，形成酸性液体，对金属换热面产生
4、强烈腐蚀，设备使用寿命无法保障。2.3 热泵烟气余热回收系统热泵烟气余热回收系统是一种可以将低温烟气余热转移到高温热水中的一整套设备，可将烟气温度降低至 30以下，回收绝大部分冷凝热，从而使燃料的高位热值得以利用，能源效率最多提高 15%。热泵烟气余热回收系统可以制出 8090具有直接利用价值的热水，可以应用于各类使用天然气的场合，如大型燃气供暖锅炉、分布式能源、燃气电厂余热锅炉等等，排烟量规模越大，节能减排的效益越好。大同热力公司锅炉房烟气余热回收方案第 页42.4 技术原理热泵烟气余热回收系统由吸收式热泵、换热器和循环水泵组成。二级换热器负责将烟气中的余热转移至水中，吸收式热泵负责将循环水
5、中的余热转移至高温热水中。通过这两个步骤，烟气低温余热便可转移至高温热水中。吸收式热泵是一种可以将低温热量转移至高温热源中的设备。其原理为，以溴化锂浓溶液为吸收剂，水为蒸发剂，利用水在低压真空状态下低沸点沸腾的特性，提取低位余热源的热量，通过吸收剂回收热量并转换制取工艺性或采暖用的热水。与锅炉相比，单效热泵的热效率可达 170%，是成熟、高效的节能产品。塔式换热器是烟气与水换热的设备，换热器中布满填料，循环水自上喷淋，烟气自下而上流动，烟气和水直接接触换热。换热过程中，烟气的温度下降至 30，热量转移至循环水中，成为吸收式热泵的余热源。烟气中的水蒸气和酸性可溶物也同时混入循环水中。通过水质在线
6、管理，可以保证循环水水质满足热泵的使用要求。3. 技术方案3.1 锅炉现状热效率计算当燃气、燃烧条件确定时，排烟温度与热效率存在一定的对应关系。通过反平衡法，可以计算出燃气锅炉热效率。反平衡法计算燃气锅炉热效率公大同热力公司锅炉房烟气余热回收方案第 页5式为：=1 -q2-q3-q4-q5其中，q2 为排烟热损失= (排出烟气比焓燃烧前空气比焓)烟气质量/ 燃气低位热值，通过查表、计算得到；q3 为化学不完全燃烧热损失，按照国家规范取 1%；q4 为机械不完全燃烧热损失，按照国家规范取 0%；q5 为散热损失，按照国家规范取 1.5%。本项目按以下已知和拟定条件计算：技术条件 单位 数值 备注
7、燃气热值 kcal/Nm3 8200 拟定燃气温度 20 拟定燃气碳氢化合物当量分子式 C0.98H3.96 参考准格尔气源空气过量系数 1.196 拟定空气温度 20 拟定排烟温度 80 设计排烟温度按以上条件，查表、计算结果如下：热损失 数值 备注q2 0.027 计算值q3 0.01 取值q4 0.00 取值q5 0.01 取值 0.953 计算结果同样方法计算其他排烟温度下热效率，计算结果如下：表 天然气热效率与排烟温度对应表大同热力公司锅炉房烟气余热回收方案第 页6排烟温度 130 80 60 50 35 30热效率 (低位） 100% 0.929 0.953 0.963 0.994
8、 1.048 1.060分析排烟现状，锅炉所配节能器，排烟温度为 80，我们设计利用吸收式热泵技术，继续回收燃气锅炉烟气余热，并将其转移到热网回水中，降锅炉排烟温度降温至 30。3.2 锅炉烟气余热计算燃气主要成分为碳氢化合物，本项目燃气组分参考准格尔汽源，碳氢化合物当量分子式为 C0.98H3.96。可根据此分子式确定反应方程及各成分摩尔数，进而计算烟气各组分体积分数。本项目条件下，改造后排烟温度下降至 30，该热源系统包括锅炉、热泵及配套的烟气换热器等设备。按照甲方的要求，改造后，锅炉一级节能器后烟气由 80降低至 30，总计回收余热 12000kW。即单台热泵回收单台锅炉烟气余热 400
9、0kW。3.3 设备选型根据理论计算和实际运行情况，本方案为 3 台锅炉配 3 台吸热量分别为4MW（制热量 9.25MW）热泵、3 台二级换热器（每台锅炉配置一台换热器，换热器的负荷为 12MW）以及其他配套设施等。工艺上，热网回水经热网循环泵，进入热泵机组，然后再进入锅炉。热泵总流量按 3300m3/h 设计。3.3.1 热泵按照以上计算，本项目配套三台单机容量为 9.25MW 的热泵，热泵参数如下：表 吸收式热泵参数表型 号 RBY-9.25-80/30-50/57.3制 热 量 MW 9.25大同热力公司锅炉房烟气余热回收方案第 页7入口温度 50出口温度 57.3流 量 t/h 10
10、92.5热水压力损失 kPa 110入口温度 40出口温度 25流 量 t/h 230循环水压力损失 kPa 170燃气热值 kcal/Nm3 8837.3(20)燃气耗量 Nm3/h 546.5入口压力 kPa 320燃气初始排烟温度 180注：1.该阶段，标(*)项为估值，仅供参考。2.热水、余热水污垢系数为 8.610-5m2K/W。3.热水最高使用压力为 1000kPa(Gauge)（暂定）,余热水最高使用压力为 800kPa(Gauge)。4.机组负荷运行范围为 10100负荷。3.3.2 二级换热器表 烟气水换热器参数表名称 单位 数值入口温度 80出口温度 30流量 Nm3/h
11、57000烟气压损 Pa 200水系统 进/出口温度 40/25大同热力公司锅炉房烟气余热回收方案第 页8流量 t/h 230填料类型 316L其他 辅机设备 套 13.3 工艺流程图热泵烟气余热回收系统按工作介质可分为热水系统和烟风系统。热水系统热网回水母管进入锅炉房后，经热网循环泵，分为 2 路。其中 1 路进入3 台锅炉（和一级节能器） ，2 路进入热泵（2 台热泵） 。若原锅炉房热网循环泵余量足够，可不再增设热网增压泵，否则需增加热网增压泵。各节能器出水口分别连接对应锅炉入水管，入水管均设置阀门，任意锅炉停运时，应关闭对应的入水管阀门。烟风系统各锅炉、热泵的烟气均依次进入节能器、二级换
12、热器，然后独立排出。二级换热器、余热循环泵和热泵组成余热水循环回路。余热循环水自热泵出口后，进入余热水出水母管，进入二级换热器。在二级换热器内换热后，再由余热水循环泵送入热泵，完成烟气余热向热泵的输送。下图是本项目烟气余热回收系统示意图。3.5 主要工程本项目为改造工程，按施工主要的工序，本项目主要工程量包括： 障碍物拆除、移位 开凿热泵、节能器、换热器进场通道 浇筑热泵、换热器及其他辅机设备基础 母管上墙、就位 换热器进场、制作支架、就位安装 热网增压泵、余热水循环泵、热泵风机进场，就位安装 热泵进场，就位安装 电气设备进场，就位安装 烟道制作、连接 敷设支管、安装阀门 仪表安装 电气安装
13、收尾工作4. 投资估算本方案为和融热力供热有限公司 3 台 116MW 燃气热水锅炉配套 3 台吸热量均为 4MW（制热量 9.25MW）烟气吸收式热泵系统。按照热泵市场价格估算项目投资费用，可初步分析项目投资回收期。表 投资估算名称 主要规格 数量 投资（万元）1、设备费热泵 RBY-9.5-80/30-50/57.5 3 台其他辅机 热泵配套 3 套2、工程费工艺 热水系统、烟风系统 1 项土建 1 项电气 强电、弱电 1 项大同热力公司锅炉房烟气余热回收方案第 页11仪表 1 项其他 拆改、恢复 1 项3、合计小计 1+2 1 项总计按照以上估算，本烟气余热回收工程业主自筹资金约 万元。
14、大同热力公司锅炉房烟气余热回收方案第 页125. 节能效益5.1 改造后的基本效果烟气方面，排烟温度下降至 30，烟囱的“白雾” 现象几乎消失，大幅减少向大气中排放的水蒸汽。5.2 节能经济效益本热泵系统，回收燃气热水锅炉排烟总热量 12MW，预计年回收余热量为 15.65104GJ，折合天然气量为 461.29 万 Nm3/年，天然气对内价格为3 元/ Nm3，年经济收入约为 1383.88 万元。6. 环保效益该项目预计回收余热量为 15.65104GJ，折合标煤量为 0.59104 t/年。每消耗 1 吨标煤产生 2.62 吨 CO2 气体，则每年可少排放 CO2 1.55 万吨；每消耗
15、 1 吨标煤产生 0.0085 吨 SO2 气体，则每年可少排放 SO2 50 吨；每消耗1 吨标煤产生 0.0074 吨 NOx 气体，则每年可少排放 NOx 44 吨。表 6-1 该项目二氧化碳及有害气体减排量7.社会效益树立典范 以企业推动行业裕中能源利用热泵技术回收循环水余热进行采暖供热项目不仅可行，而且有效。通过此技术，使得冷端循环水中的余热得到利用，降低了电厂向环境的排放，节约了一次能源。该项目的实施，对于企业，可产生直接地、可观的经济效益；对于热泵技术，可再一次验证这项新技术的效果，也为热泵技术的应用树立了又一典范。而该项目的意义却CO2（万吨/ 年） SO2（吨/年） NOx（吨/年）吸收式余热热泵机组减排量1.55 50 44大同热力公司锅炉房烟气余热回收方案第 页13不止于此。从更大的范围来看，我国能源发展中，2020 年预计火电装机容量 10.7亿千瓦，比目前增加约 4 亿千瓦，国家预计 2015 年空冷机组为 1 亿千瓦，因此到 2020 年保守估计我国将至少有 2 亿千瓦的水冷机组装机容量。如此大规模的水冷机组容量，其循环水量是惊人的，如果在电厂建设初期考虑热泵与热电联产耦合的设计方案，对于我国的节能减排及可持续发展将具有更大的意义。该项目的实施，无疑为行业内热泵技术的推广添砖加瓦。
