有機朗肯循環回收煙氣余熱的可行性研究

馬新靈，王 慧，2，魏新利，孟祥睿，楊凱旋

(1．鄭州大學 化工與能源學院，河南 鄭州450001;2．河南職業技術學院 機械電子工程系，河南 鄭州450046)

0 引言

利用有機朗肯循環(ORC)，將低品位熱能轉化為電能，既有助于解決能源問題，又能避免常規能源利用過程中污染物的排放，同時提高了能源的總利用率． 受到越來越多研究者的關注和重視［1-3］．然而對于ORC 系統的研究多限于理論上的基礎研究，如:C． SOMAYAJI［4］基于熱力學定律對循環進行了熱力分析和火用分析，Q． SYLVAIN 等［5］和顧偉［6］對使用渦旋膨脹機的ORC系統進行了實驗研究，李艷等［7］對ORC 系統的向心透平進行了設計和模擬研究． 對于該系統用于實際熱能回收是否經濟可行卻鮮有報道． 筆者借助RETScreen 軟件，對以R245fa 為工質，以回收2臺600MW 燃煤鍋爐的煙氣余熱為目標的系統，進行了經濟可行性研究．

1 電站鍋爐煙氣余熱量的計算

根據2009 年《中國電力行業年度發展報告》，2008 年6 000 kW 及以上火電廠發電生產全年累計耗用原煤13．19 億t，折合標準煤為9．4 億t，約占能源消費總量的1/3． 可見，火電廠是耗能大戶，而第一大耗能設備電站鍋爐的設計排煙溫度在120 ～140 ℃，平均排煙溫度在130 ℃．

依據GB/T 17719—2009《工業鍋爐及火焰加熱爐煙氣余熱資源量計算方法與利用導則》，燃煤電站鍋爐煙氣余熱量計算式為:

Q=BVpy(cpytpy-27．18)(1 -q4)． (1)

式中:Q 為煙氣余熱量，kJ/a;B 為耗煤量，kg/a;Vpy為煙氣體積，9．5 m3/kg 煤(過量空氣系數1．2計算得到);tpy為排煙溫度，130℃;cpy為tpy下煙氣定壓熱容，取1．37 kJ/(m3·℃);q4為未完全燃燒熱損失，取4%．

按6 000 kW 及以上火電廠年耗用標煤量9．4億t 計，帶入公式(1)，得煙氣余熱量為12 994 ×1011kJ/a． 標準煤的低位發熱量為29 270 kJ/kg，則折合標準煤0． 444 億t/a，占年耗用標煤的4．7%． 若將上述余熱回收一半，則節約標準煤0．222億t/a，減排CO20．58 億t/a． 以600 MW 機組為例，發電煤耗取0．30 kg/kWh，則耗煤量為180 t/h．鍋爐煙氣若從130 ℃降低到60 ℃，130 ℃排煙余熱為2．49 ×108kJ /h，60 ℃為9．08 ×107kJ/h，則回收的排煙余熱為1．58 ×108kJ /h．

2 有機朗肯循環的熱力分析

有機朗肯循環與常規的蒸汽朗肯循環的區別在于前者采用低沸點有機物作為工質． 該循環由蒸發器、膨脹機、冷凝器和工質泵組成．工質在蒸發器中從低溫熱源吸收熱量產生有機蒸氣，推動膨脹機旋轉，帶動發電機發電，在膨脹機做完功的乏氣進入冷凝器冷卻為液體，由工質泵打入蒸發器，完成一個循環．圖1 為系統的溫熵圖，循環過程為1-2-3-4-5-6-1，包括蒸發器中的做功等壓吸熱過程(4-5-6-1)，膨脹機中的做功膨脹過程(1-2)，冷凝器中的等壓放熱過程(2-3)，工質泵中的壓縮升壓過程(3-4)［8］．

圖1 干工質的ORC 系統的溫－熵圖Fig．1 T-s diagram of ORC system for dry fluid

則循環的熱效率為

式中，h1、h2、h3、h4分別為各狀態點的比焓值，kJ/kg．

3 運行參數和發電容量的確定

3．1 運行參數的確定

在給定熱源溫度、冷源溫度等條件下，工質的蒸發溫度和冷凝溫度對循環輸出功及循環效率有較大的影響．嚴家騄［9］以單位質量熱流體的最大發電量為依據，確定了系統的最佳冷凝溫度和最佳蒸發溫度．公式如下:

A．最佳冷凝溫度

式中:T0、Th1、T2分別為冷卻水溫度、熱流體溫度、有機工質的冷凝溫度，K;δt'、δt″分別為蒸發器、冷凝器內的傳熱溫差，K;ηT、ηM為膨脹機的等熵效率和機械效率;ηG為發電機效率;H″為冷卻水泵的揚程，m;η″P、η″EM為冷卻水泵的效率和機電效率;c″pm為冷卻水的比熱，kJ/(kg·K);ξ 和λ 為修正系數．

在熱流體為電廠煙氣，溫度Th1=130 ℃=403 K，冷卻水溫度為20 ℃=293 K 的條件下，取δt' =5 K，δt″ =3 K，ηT=0． 78，ηM=0． 98，ηG=0．92，η″P= 0．9，η″EM=0．9，H″ =20 m，忽略修正系數的影響，由式(3)和(4)得系統最佳冷凝溫度和最佳蒸發溫度分別為27．9 ℃和75．96 ℃．

以R245fa 這種干性有機物作為工質，研究表明:蒸發器和冷凝器出口的工質為飽和狀態時，系統的性能最優，即熱效率最高［4］． 由REFPROP．7知R245fa 在最佳冷凝溫度和最佳蒸發溫度對應的飽和狀態參數如表1 所示．

表1 R245fa 飽和狀態的參數Tab.1 Saturation parameters of R245fa

為保證進入膨脹機的工質為氣態，選取膨脹機入口參數為0．712 MPa、76．5 ℃． 結合上述參數，取膨脹機、工質泵的等熵效率分別為78%和90%，得到圖2 中各狀態點的參數，如表2 所示．

將上述各狀態點的焓值代入公式(2)，計算得該循環的熱效率為9．14%．

表2 循環各點的狀態參數Tab.2 State parameters of various points of the cycle

取蒸發器的換熱效率ηR為95%，系統的管道效率ηP為98%，則整個機組的發電效率:

η=ηRηPηcycleηMηG=95% ×98% ×9．14% ×98% ×95% =7．92%．

3．2 有機朗肯循環發電容量的確定

3．2．1 余熱發電容量的計算

由運行參數可知:蒸發器中R245fa 的入口溫度為28．11 ℃，出口溫度為76．5 ℃;煙氣的入口溫度為130 ℃，出口溫度取60 ℃．

火電廠一般同時建造2 臺600 MW 機組．2臺機組回收的余熱為:3．16 ×108kJ/h．

能量守恒:煙氣余熱×η=發電量，即

Qη=3 600Pe， (5)

所以，小時發電量:

即該余熱機組的發電功率為6．952 MW．

3．2．2 余熱回收后火電廠的效率

如前所述，標準煤的低位發熱量為29 270 kJ/kg，600 MW 機組每小時耗煤量為180 t/h，則煙氣余熱回收前的電廠效率為

余熱回收后電廠的綜合效率為

與原機組相比，能量利用率提高了0．24%．

4 基于RETScreen 的經濟可行性分析

煙氣余熱發電在技術上可行，但要將其投入實際運行，還要考慮投入產出比、投資收益等問題．利用RETScreen 軟件，對其經濟性進行分析．

4．1 成本核算的依據

ORC 余熱發電與水泥爐窯的純低溫余熱發電技術類似，因此該項目的成本核算以2009 年中材國際公司為水泥廠做的容量為9 MW 的余熱發電工程中的投資情況為依據［10］．

4．2 回收煙氣余熱發電的經濟可行性分析

4．2．1 建立能源模型

余熱機組的額定發電量為6．952 MW． 機組年利用率按78%計，折算成滿負荷發電小時數為6 833 h，則年發電量為47 502 MWh．利用的是煙氣余熱，燃料費和熱耗都為0． 上網電價取400元/MWh，則年電力外銷收入為1 900．1 萬元．

4．2．2 成本分析

項目成本包括三部分:初始投資成本、年度成本和周期性成本．

水泥廠9 MW 余熱發電的投資成本為5 000元/kW．考慮到有機工質價格昂貴，膨脹機不能采用軸流透平，但冷卻塔、循環水系統等可以與原有系統共用．取該投資成本為6 500 元/kW，則初始成本為6 500 元/kW×6 952 kW×10-4=4 519 萬元．

該項目不消耗燃料，則年度運行成本主要指勞動力成本和零件費． 水泥廠發電機組定員22人［10］，本機組所處位置就是電廠，部分人員無需重復配置，因此人員按16 人計．每人年收入5 萬元，則勞動力成本為80 萬元． 零件費取25 萬元，則二者合計年度運行成本為105 萬元．

周期性成本主要是大修費用． 項目壽命30年，3 年大修一次，每次按100 萬元計．

4．2．3 減排量分析

減排量是指與常規燃煤發電相比引用該技術少排放的CO2量． 中國燃煤發電溫室氣體排放因子為0．893 tCO2/MWh，加上傳輸和分配損失(取5%)，實際排放因子為0．940 tCO2/MWh． 而該項目不消耗燃料，僅有傳輸和分配損失(仍取5%)引起的溫室氣體排放，則年減排CO2量為

47 502 MWh×0．940 t/MWh-47 502 MWh×5% ×0．940 t/MWh=42 419 t．

該減排量折合吸收CO2的森林面積達3 901公頃，折算為未消耗的汽油1 823 萬升，數量驚人．

4．2．4 財務分析

財務參數包括能源成本上升速率、通貨膨脹率、折現率、項目壽命期．結合中國實際情況，上述參數分別取:5%、4%、12%、30 a．

財務負債比率取65%，即初始投資成本4 519萬元中，項目貸款債務2 937 萬元，自籌股本金1 582 萬元．負債期15 年，債務利率取9%，則債務償還為364 萬元/a．

根據上述財務參數，得到經濟可行性分析如下:股本回報率為89．9%，股本回收1．1 a;凈現值0．99 億元，年周期結余1 234 千萬元/a;收益與成本比率7．29，能源產出比0．14 元/ kWh，溫室氣體減排成本291 元/ tCO2．

項目壽命期的30 年，累計現金流量如圖3 所示．由圖3 可知，自籌的股本金用1．1 a 即可回收．30 年運行期累計現金達4．31 億元．

目前火電成本為0．3 元/kWh，太陽能光伏發電為1．5 元/kWh，太陽能熱發電為1 元/kWh，風力發電為0． 6 元/kWh． 而本項目能源產出比為0．14元/kWh，遠遠低于其他發電技術成本．

圖2 6．952 MW 余熱發電機組30 年累積的現金流量Fig．2 Cumulative cash flows graph for 6．952MW waste heat unit in the 30 years

5 結論

以電站鍋爐煙氣余熱為熱源，R245fa 為工質，對有機朗肯循環低溫余熱發電系統進行經濟可行性分析，得到以下結論:

(1)根據2009 年統計的數據，計算可得全國可回收利用的電站鍋爐煙氣余熱量，折合成標準煤約為0．222 億t/a，可減排CO20．58 億t/a．

(2)以R245fa 為工質，回收2 臺600 MW 電站鍋爐的煙氣余熱，余熱機組的發電效率為7．92%，發電容量為6． 952 MW． 余熱回收利用后，電廠的凈能量利用率提高了0．24%．

(3)該余熱機組年發電量為47 502 MWh，年電力外銷收入為1 900．1 萬元，年減排CO2量為42 419 t，溫室氣體減排成本291 元/tCO2．

(4)在初始投資成本6 500 元/kW、財務負債比率65%的情況下，項目自籌的股本金1 582 萬元用1．1 a 的時間即可回收，第二年項目已開始盈利．該項目的能源產出比僅為0．14 元/kWh，在30 a 運行期內，可累積現金流量4．31 億元．

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