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1、热力公司锅炉房改造工程烟气余热回收方案书四方节能装备XX2017年5月.可修编.1 .工程条件热力公司锅炉房改造工程，共安装3X116MW燃气热水锅炉，本工程拟定加配烟气余热热泵，回收锅炉烟气余热。供暖时长*h3600锅炉额定制热量*MW3X116热网设计水流量*t/h3300锅炉后是否配节能器是价格燃气价格*元/Nm33电力价格*元/kwh0.56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C80锅炉排烟总量Nm3/h12X104热网水平均回水温度实际运行值C50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=8200
2、kcal/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根底的。天然气的高位热量是燃烧时水蒸气吸收的热量，这局部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。如果可以将这局部热量回收利用，那么燃气的热效率可以超过100%,最高可达108%。天然气的烟气干净，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、开展快，形成了多种多样的烟气余热回收装
3、置，例如省煤器、空预器或节能寸寸o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，本钱高；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30c以下，回收绝大局部冷凝热
4、，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8090c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,以澳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
5、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30C,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：7=1q2-q3-q4-q5其中，q2为排烟热损失=（排出烟气比燃一燃烧前空气比始）X
6、烟气魔批低位热值，通过查表、计算得到；q3为化学不完全燃烧热损失，按照规取1%;q4为机械不完全燃烧热损失，按照规取0%;q5为散热损失，按照规取1.5%。本工程按以下和拟定条件计算：技术条件单位数值备注燃气热值kcal/Nm38200拟定燃气温度C20拟定燃气碳氢化合物当量分子式Co.98H3.96参考准格尔气源空气过量系数1.196拟定空气温度C20拟定排烟温度C80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q20.027计算值q30.01取值q40.00取值q50.01取值刀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排
7、烟温度C1308060503530热效率(低位100%0.9290.9530.9630.9941.1.060分析排烟现状，锅炉所配节能器，排烟温度为80C,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30Co3.2 锅炉烟气余热计算燃气主要成分为碳氢化合物，本工程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响方程及各成分摩尔数，进而计算烟气各组分体积分数。本工程条件下，改造后排烟温度下降至30C,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80c
8、降低至30C,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，本工程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MW9.25执八、水入口温度C50出口温度C57.3油t/h1092.5压
9、力损失kPa110循环水入口温度C40出口温度c25油t/h230压力损失kPa170燃气燃气热值kcal/Nm38837.3(20C)燃气耗量Nm3/h546.5入口压力kPa320初始排烟温度C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8.6X代m2K/Wo3 .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烟气入口温度C80出口温度C30油Nm3/h57000压损Pa200水系统进/出口温度C40/25油t/h230
10、其他填料类型316L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。假设原锅炉房热网循环泵余量足够，可不再增设热网增压泵，否那么需增加热网增压泵。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。在二级换热器换热后，再由余热水
11、循环泵送入热泵，完成烟气余热向热泵的输送。卜列图是本工程烟气余热回收系统示意图.word.zl-Hl热泵系统图朗翩履.可修编.3.5主要工程本工程为改造工程，按施工主要的工序，本工程主要工程量包括: 障碍物撤除、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根底 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XX3台116MW燃气热水锅炉配套3台吸热量均为4MW制热量9.25MW烟
12、气吸收式热泵系统。按照热泵市场价格估算工程投资费用，可初步分析工程投资回收期。表投资估算名称主要规格数量投资力兀J1、设备费热泵RBY-9.5-80/30-50/57.53台其他辅机热泉配套3套2、工程费工艺热水系统、烟风系统1项.可修编.土建1项电气强电、弱电1项仪表1项其他拆改、恢复1项3、合计小计1+21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。5.节能效益5.1 改造后的根本效果烟气方面，排烟温度下降至30C,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15.65X104G
13、J,折合天然气量为461.29万Nm3/年，天然气对价格为3元/Nm3,年经济收入约为1383.88万元。6.环保效益该工程预计回收余热量为15.65X104GJ,折合标煤量为0.59X104t/年。每消耗1吨标煤产生2.62吨CO2气体，那么每年可少排放CO21.55万吨；每消耗1吨标煤产生0.0085吨SO2气体，那么每年可少排放SQ50吨；每消耗1吨标煤产生0.0074吨NOx气体，那么每年可少排放NOx44吨。表6-1该工程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1.5550447.社会效益树立典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展采暖供热工程不仅可行，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。该工程的实施，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。而该工程的意义却不止于此。从更大的围来看，我国能源开展中，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，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
