燃气分布式能源站余热深度利用技术方案研究

刁培滨，徐静静,，余莉,，江婷,，刘广宇，胡永锋

(1.中国华电科工集团有限公司，北京 100070； 2.华电分布式能源工程技术有限公司，北京 100070)

0 引言

自国家“十三五”规划纲要提出以来，节能减排工作一直是能源行业的要点。在能源问题成为经济社会发展的瓶颈时，提高能源的利用率、回收低品位烟气中的余热，已成为我国节能减排战略中最具潜力的研究方向。近年来，我国政府大力鼓励发展分布式能源发电技术。与传统电厂相比，燃气分布式能源机组容量较小、靠近用户端，以满足建筑或区域用能为主，常建设在城市核心区域或经济较发达的开发区(如商业、医院、机场、各种产业园区等)。燃气分布式能源站通过能量的梯级利用，即提高余热的利用率，来提升天然气的利用效率，但目前燃气分布式能源系统中低温烟气余热的利用情况远低于理论值。

本文结合某项目设计案例，从不同负荷工况、设备选型、投资及运行经济性等角度，对烟气余热深度利用的设计原则及方案进行了探索。

1 项目概况

某分布式能源项目位于国内北方某产业园区，主要用于满足园区生产及生活配套建筑的冷、热、生活热水及部分用电需求，供能范围包括数据中心、办公区、会展中心、医药研发部、公寓等。项目主机设计容量为40 MW级：配置为1台30 MW级燃气轮机、1台卧式双压余热锅炉、1台抽凝式汽轮机，采用“一拖一”的配置方案；调峰采用2台蒸汽流量为15.00 t/h的燃气锅炉。

在冬季，项目为附近办公区提供采暖热水和生活热水，采暖供/回水设计温度为105/45 ℃：平均负荷工况下的采暖热负荷为25.72 MW，所需采暖循环水量为366.49 t/h；最大负荷工况下的采暖热负荷为41.56 MW，所需采暖循环水量为592.20 t/h。生活热水热交换器一次侧热源水的供/回水设计温度为75/45 ℃：生活热水平均负荷为1.62 MW，所需一次侧热源水量为46.50 t/h；生活热水最大负荷为2.06 MW，所需一次侧热源水量为59.13 t/h。

2 方案分析

常规的烟气余热利用技术基本局限在烟气的显热段，以期避免换热器发生露点腐蚀。而烟气余热深度利用技术则突破了这一点，将烟气温度降低至露点温度以下，使烟气中水分冷凝并释放出潜热，进一步显著提升了烟气余热回收效率。尤其是对于以天然气为燃料的机组，其烟气含水量大，水蒸气中潜热量高且腐蚀性低。目前强化传热和防止露点腐蚀方面的技术已到达应用阶段，因此，以天然气为燃料的分布式能源系统可集成烟气余热深度利用技术，进一步提升系统的制热效率[1-2]。

2.1 配置原则

燃气分布式能源项目的烟气余热深度利用工艺需综合考虑发电机组的种类、热效率、余热品质等参数[3-5]。根据项目情况及燃气发电机组的余热利用特点，本文主要针对余热锅炉尾部烟气及主机循环水低品位热量的深度利用方案进行研究。

方案拟采用蒸汽型吸收式热泵(以下简称吸收式热泵)来加热热网循环水[6]。在热泵入口热网循环水水温为45.0 ℃的情况下，吸收式热泵可提取余热锅炉排烟和主机循环水中低品质的热，将热网循环水加热至75.0～77.0 ℃(余热锅炉排烟可利用的余热数据见表1)。方案中为了不再增加热网投资并充分利用余热锅炉的排烟热量，拟采用分级加热的方式对热网循环水进行加热：热网循环水的一级加热在烟气余热深度利用设备和循环水余热深度利用设备内完成，热网循环水由45.0 ℃加热至75.0 ℃；热网循环水的二级加热在余热锅炉尾部的水-水换热器和汽水热网换热器内完成，热网循环水由75.0 ℃加热至105.0 ℃。

从表1中可以看出，在排烟温度从68.4 ℃降至35.0 ℃的过程中，湿烟气由未饱和湿烟气变为饱和湿烟气，并析出液态水0.943 kg/s，同时释放出该部分水的汽化潜热2 281.286 kW。因此经过烟气余热深度利用后，烟气可提取总热量约为5 729.568 kW。

2.2 工艺流程及运行模式分析

2.2.1 平均热负荷工况

(1)热网循环水一级加热系统。热网循环水一级加热系统由并联设置的余热锅炉排烟余热深度利用装置和主机循环水余热深度利用装置共同组成。在平均采暖热负荷和平均生活热水负荷工况下，投运余热锅炉排烟余热深度利用装置即可满足热网循环水一级加热的要求。项目共设置2台串联的吸收式热泵，并相应设置2台串联布置的烟气热水换热器 。一级吸收式热泵产出12.0 ℃的低温水送至二级烟气热水换热器，低温水被烟气加热后温度升至20.0 ℃，并返回一级吸收式热泵；一级吸收式热泵利用余热锅炉低压蒸汽和汽轮机抽汽将热网循环水的水温由45.0 ℃加热至60.0 ℃；二级吸收式热泵制出24.0 ℃的低温水送至一级烟气热水换热器，低温水被烟气加热水温升至32.0 ℃，并返回二级吸收式热泵；二级吸收式热泵的主热源也来自余热锅炉低压蒸汽和汽轮机抽汽，热网循环水的水温由60.0 ℃加热至75.0 ℃。两级烟气余热深度利用装置传递给热网循环水的热量总计14.37 MW，烟气余热深度利用装置的具体技术数据见表2。

表1 余热锅炉排烟可利用余热量Tab.1 Available heat in exhausted gas from waste heat boiler

注：余热深度利用装置设计提取余热量考虑3%裕量。

表2 烟气余热深度利用吸收式热泵参数Tab.2 Parameters of absorption heat pumps for waste heat deep utilization

续表

(2)热网循环水二级加热系统。为了将热网循环水从75.0 ℃加热至105.0 ℃，二级加热系统并联设置1台余热锅炉尾部水-水换热器和3台并联设置的汽水热网加热器。其中，水-水换热器的一次侧热源水来自余热锅炉省煤器内的给水，一次侧热源水回水送至余热锅炉省煤器进口；汽水热网加热器的热源来自余热锅炉低压蒸汽和汽轮机抽汽。在平均采暖热负荷工况，需投运1台汽水热网加热器，该工况下的余热锅炉尾部水-水换热器和汽水热网加热器的技术参数详见表3— 4。

表3 余热锅炉尾部水-水换热器技术数据Tab.3 Technical parameters of water-water heat exchanger at the end of waste heat boiler

表4 平均热负荷工况下汽水热网加热器技术数据Tab.4 Technical parameters of heaters for steam and water heating network under maximum heating load

2.2.2 最大热负荷工况

(1)热网循环水一级加热系统。在最大采暖热负荷和最大生活热水负荷工况下，余热锅炉排烟余热深度利用装置和主机循环水余热利用装置须投运以共同满足热网循环水一级加热的要求。余热锅炉排烟余热深度利用装置的运行工况与平均采暖负荷工况相同。

在最大热负荷工况下，吸收式热泵低温热源来自汽轮机凝汽器出口的主机循环水，水温为32.0 ℃：一部分主机循环水被引至吸收式热泵，经过换热后降温至24.0 ℃，吸收式热泵出口的主机循环水送至循环水泵入口母管；没有进入吸收式热泵的主机循环水仍进入冷却塔冷却。该吸收式热泵加热汽源仍来自余热锅炉低压蒸汽和汽轮机抽汽。热网循环水的水温由45.0 ℃加热至75.0 ℃，烟气余热深度利用装置和主机循环水余热深度利用装置传递给热网循环水的热量总计22.68 MW。主机循环水余热深度利用技术的数据见表5。

表5 主机循环水余热深度利用技术的数据Tab.5 Parameters of main engine circulating water waste heat deep utilization technology

(2)热网循环水二级加热系统。在最大热负荷工况下，余热锅炉尾部水-水换热器运行工况与采暖平均负荷工况相同。为了将热网循环水从75.0 ℃加热至105.0 ℃，汽水热网加热器需投运2台，单台热网加热器负荷为9.00 MW，详细技术数据见表6。

表6 最大热负荷工况下汽水热网加热器技术数据Tab.6 Technical parameters of heaters for steam and water heating network under maximum heating load

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当采暖季燃气轮机或余热锅炉故障造成余热锅炉停运时，需停运烟气余热深度利用系统，投运主机循环水余热深度利用系统并同时投运3台汽水热网加热器，供热负荷为38.400 MW，可满足88%的最大采暖热负荷和最大生活热水热负荷的需求。

3 投资及经济性分析

与常规技术方案相比，采用烟气排烟余热深度利用系统和循环水余热深度利用系统后，一方面回收了余热锅炉尾部烟气和主机循环水中的低品位热量，提高了系统热效率，另一方面提高了机组在采暖季的供热能力[7]。本文以常规技术方案为基准，对采用余热深度利用技术后的项目初投资和运行费用进行了综合对比分析见表7，表7中：设备费用包含余热利用设备、冷却塔、水泵、换热器及管道等设备费和安装费；吸收式热泵在供冷季可同时作为制冷机组使用，该费用扣除了常规方案中制冷站该部分制冷设备的费用；土建费用为制冷站增大而增加的费用。

表7 优化方案的初投资和运行收益分析Tab.7 Initial investment and operation expenses of the optimized scheme

由表7可以看出，项目采用烟气余热深度利用系统和主机循环水余热深度利用系统后，在平均采暖负荷工况下可提取余热量5 729.000 kW，按照冬季采暖小时数1 331计算(采暖季按每年11月15日至来年3月15日，每天运行时段为07:00 — 18:00)，每年预计回收余热量27 451 GJ。按热价100元/GJ计算，每年预计回收余热价值为274.51万元。烟道中增设的烟气余热深度利用热交换器增加了烟气阻力600 Pa，造成燃气轮机出力降低83.000 kW，年发电量因此减少11.05×104kW·h，按上网电价0.68元/(kW·h)计算，年损失发电量价值为7.51万元。由于部分热负荷来自排烟和主机循环水的余热，因此减少汽轮机抽汽量8.40 t/h，汽轮机出力因此增加1 092.000 kW，年发电量因此增加145.35×104kW·h。按上网电价0.68元/(kW·h)计算，年增发电量价值98.83万元。综上所述，采用烟气余热深度利用系统后，每年预计新增收益365.83万元。余热锅炉烟气余热利用系统和主机循环水余热深度利用系统的总投资与常规方案相比新增投资约2 000.00万元，按折现率8%计算，预计7～8年可收回成本。

综上所述，该项目采用余热锅炉烟气余热深度利用系统和主机循环水余热深度利用系统后，可较大提高机组的供热能力，同时具有较好的经济性。

4 结论及建议

本文通过研究分析烟气余热深度利用技术途径和机理，结合某个燃气分布式能源项目工程的典型案例，在原有的主机装机方案基础上，提出了余热深度利用系统方案配置原则，分析了不同负荷工况下的工艺流程和运行模式，对技术方案进行了详细介绍，同时与常规技术方案进行了经济性分析对比。从项目投资及运行经济性等角度对采用烟气余热深度利用技术的设计原则及方案进行了初步探索，可为其他项目提供参考。

在项目有充足且较为稳定的热负荷需求的情况下，燃气分布式能源项目适合采用烟气余热深度利用系统，结合能源站对机组运行经济性能的要求，选用合理的配置方案，项目将具有良好的经济性。另外，将烟气温度降至水露点以下，使烟气中的水蒸气凝结、分离，可弱化烟气排放到大气中产生的白雾现象，具有较好的节能环保效益[8]。