大同热力公司锅炉房余热回收方案Word文件下载.doc
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电力价格（*）
元/kwh
0.56
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
12×
104
热网水平均回水温度
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/Nm3
2.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%。
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80~90℃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。
2.4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式为：
η=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
数值
备注
燃气热值
kcal/Nm3
8200
拟定
燃气温度
20
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
空气温度
排烟温度
设计排烟温度
按以上条件，查表、计算结果如下：
热损失
q2
0.027
计算值
q3
0.01
取值
q4
0.00
q5
η
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
130
60
35
30
热效率（低位）
100%
0.929
0.963
0.994
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4000kW。
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
9.25
热水
入口温度
出口温度
57.3
流量
1092.5
压力损失
kPa
110
循环水
40
230
170
燃气
8837.3（20℃）
燃气耗量
546.5
入口压力
320
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8.6×
10-5m2·
K/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10～100％负荷。
3.3.2二级换热器
表烟气水换热器参数表
烟
气
流量
57000
压损
Pa
200
水系统
进/出口温度
40/25
其
他
填料类型
316L
辅机设备
套
1
3.3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。
13
第页
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
◎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
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
电气
强电、弱电
仪表
其他
拆改、恢复
3、合计
小计
1+2
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。
5.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15.65×
104GJ，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15.65×
104GJ，折合标煤量为0.59×
104t/年。
每消耗1吨标煤产生2.62吨CO2气体，则每年可少排放CO21.55万吨；
每消耗1吨标煤产生0.0085吨SO2气体，则每年可少排放SO250吨；
每消耗1吨标煤产生0.0074吨NOx气体，则每年可少排放NOx44吨。
表6-1该项目二氧化碳及有害气体减排量
吸收式余热热泵机组减排量
CO2（万吨/年）
SO2（吨/年）
NOx（吨/年）
1.55
44
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
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