含余熱回收裝置及壓縮式熱泵的垃圾焚燒電廠能效優化

鐘吳君，潘 軒，范文帥，章 杰，周任軍

（1.長沙理工大學電氣與信息工程學院，長沙 410114；2.中國能源建設集團湖南省電力設計院有限公司，長沙 410007）

垃圾焚燒電廠是處理“垃圾圍城”問題的有效方式之一[1]，其因具有“無害化、減量化、資源化”的優勢已逐漸被國家和地方政府重視。隨著全國主要城市垃圾分類政策的實施和垃圾焚燒機組的進步，垃圾焚燒處理率有望突破50%，垃圾焚燒電廠的發展前景十分可觀[2]。垃圾焚燒電廠主要建在靠近負荷中心的位置，相對遠離市區的火電廠，垃圾焚燒電廠熱電聯產具有地理優勢，適合完成城市供熱供電，可有效降低熱能傳輸損耗與管網建設成本。但由于垃圾焚燒電廠燃料的限制與有害煙氣處理的高能耗，其能效利用水平與經濟性較差。

目前，關于垃圾焚燒電廠的研究主要聚焦于垃圾焚燒電廠的綜合效益、煙氣有害成分及滲濾液的處理、選址等方面[3-6]，針對垃圾焚燒電廠能效與經濟性提高的研究較少：文獻[7]提出加裝煙氣儲氣裝置將發電時間和煙氣處理時間解耦，來提高其經濟效益；文獻[8]提出將垃圾焚燒電廠與燃煤電廠相結合，通過余熱鍋爐將垃圾焚燒產物中獲得的能量通入燃煤電廠的蒸汽循環中，以提高垃圾發電效率；文獻[9]探索了鍋爐溫度和壓力變化對垃圾焚燒發電效率的影響。上述文獻雖然在提高能效利用和經濟性方面取得了一定成果，但均未針對運行經濟性與能效利用率提高，提出解決問題的有效辦法和量化模型。

因此，本文提出一種垃圾焚燒電廠熱電聯產模型：在煙氣處理裝置末端加裝余熱回收裝置對經處理后的廢氣余熱加以回收，并利用壓縮式熱泵將回收的低溫熱源中的能量轉移到高溫熱源中，與熱電聯產機組的產熱共同滿足熱負荷的需求，以此提高垃圾焚燒電廠整體能效。并根據電熱價格進行日前優化調度，提高垃圾焚燒電廠的運行收益。

1 含余熱回收裝置及壓縮式熱泵的垃圾焚燒電廠

1.1 熱電聯產垃圾電廠

垃圾焚燒電廠由垃圾池、焚燒爐、熱電聯產機組、煙氣處理裝置組成。首先固定配額的城市生活垃圾經分類后送入垃圾焚燒電廠垃圾池，在垃圾池內進行預處理過程：將混合垃圾進行5～7 d靜置，過濾掉多余水分，同時通入部分熱量加速堆肥過程，使垃圾升溫，再通入過量空氣，使垃圾進一步脫水，經過干燥穩定處理的垃圾含水率提高垃圾熱值，增加其燃燒效率[10]。

將處理好的垃圾送入焚燒爐進行充分焚燒，產生高參數的高壓蒸汽，高壓蒸汽通入抽氣式熱電聯產機組，垃圾焚燒電廠熱電聯產機組與傳統煤電熱電聯產機組[11]相比，除燃料和鍋爐部分外的運行特性是基本一致的[12]。

抽氣式汽輪機相比于背壓式和凝氣式汽輪機來說，調節更加靈活，可在合理范圍內調節熱出力與電出力的關系：高壓蒸汽通入汽輪機高壓區，部分經過汽輪機做功后直接供給外界熱負荷，余下部分蒸汽通入汽輪機低壓部分繼續做功，直到凝氣狀態。通過調節進入汽輪機低壓部分蒸汽量來調節其產熱量與產電量。產出的電能直接接入電網，熱能直供熱負荷。

在垃圾焚燒的過程中，同時產生大量煙氣，其中包含二噁英、重金屬、顆粒物等各種有毒有害污染物，需通入煙氣處理系統處理后達到要求后進行排放。煙氣處理裝置能耗較高，一般占其總發電量的25%[7]，但由于垃圾焚燒電廠主要定位功能是對城市垃圾的處理，此環節必不可少。

垃圾電廠結構如圖1所示。

圖1 垃圾電廠結構Fig.1 Structure of waste power plant

1.2 余熱回收裝置結構及能效函數

現階段的余熱回收裝置基本成熟，但是用于垃圾焚燒電廠的煙氣余熱回收鮮見報道。垃圾經焚燒后產生大量蒸汽與煙氣，其中蒸汽送入熱電聯產機組進行產熱產電，而產生的煙氣會通入煙氣處理裝置在反應塔內與處理試劑發生反應[13]，除去其有害成分，再經過除塵裝置處理后達到排放要求，排放到大氣中。

我國的垃圾焚燒項目的煙氣處理裝置常采用“SNCR+半干法+干法+活性炭噴射+布袋除塵”的組合工藝進行煙氣處理，不同于一般火電廠，為了防止煙氣的低溫腐蝕與濾袋糊袋等問題的出現，煙氣處理過程需要較高溫度，經處理后排放的煙氣溫度會控制在150℃左右，且含水量較高，約為20%，其中包含大量顯熱與水蒸氣凝結潛熱。

這一部分熱能的直接排放會造成大量熱能未能有效利用。通過對電廠煙氣成分與排煙溫度等參數進行余熱能量分析計算，以500 t/d焚燒爐產生的煙氣為例進行計算，對其煙氣進行降溫，約有15 MW左右的余熱量可被利用[14]。

對于煙氣的物理顯熱與氣化潛熱，在煙氣出口加裝帶有直接接觸式的冷凝換熱器的洗滌塔可以很好地回收煙氣中的余熱。

直接接觸式冷凝換熱器是使用液體介質水在煙氣中直接霧化噴淋與高溫氣體直接混合換熱，中間液體水在吸收煙氣中顯熱的同時，使煙氣降溫到露點以下，煙氣中的水蒸氣凝結放出隱熱，從而將氣體中的熱量交換到水中，經過此過程，氣體從150℃降溫至35℃左右，其能效利用率大幅提升，而其塔底的冷凝水余溫也達到35℃，其中包含了煙氣余熱中的大部分顯熱與潛熱，將其作為余熱水通入壓縮式熱泵，提取其中的熱能，用于加熱熱負荷的回水，使其溫度提升，進而達到供熱目的。在圖1虛線位置，普通熱電聯產垃圾焚燒電廠模型基礎上加裝圖2所示整套余熱回收裝置。

圖2 余熱回收裝置結構Fig.2 Structure of waste heat recovery device

余熱回收裝置能效函數為

式中：Q1為回收裝置余熱量；λ1為冷凝塔能效利用率；QY為煙氣中所含能量。

1.3 壓縮式熱泵結構及能效函數

余熱回收裝置回收的余熱水溫度僅為35℃，很難達到60℃的供熱要求，而熱泵能利用高品質的驅動源從低溫熱源中吸取熱量轉移到高溫熱源，實現熱量從低溫狀態轉移至高溫狀態，從而使得回收的熱能得到更好的利用

根據驅動源的不同可將熱泵分為以電能或機械能為驅動能源的壓縮式熱泵和以熱能為驅動能源的吸收式電泵。為了能使余熱回收裝置回收的熱量更好地解耦熱電關系，使能效進一步提高，本文采用壓縮式熱泵作為轉移余熱水熱量裝置將35℃低溫余熱水中的熱量，通過消耗電功率做功，轉移至到高溫供暖水源中，將50℃供暖回水加熱至適合供暖溫度60℃。

壓縮式熱泵消耗少量的電能來轉移并傳遞熱量[15]，如圖3所示，在蒸發器內，循環工質液體與低溫熱源進行換熱，工質液體吸收余熱后變為蒸汽狀態，通入壓縮機后消耗電能進行壓縮過程，蒸汽經壓縮后變為高溫高壓的過熱蒸汽，過熱蒸汽進入冷凝器釋放出熱量加熱熱網回水，而釋放完能量的過熱蒸汽降溫成為高壓工質液體，通入節流閥進行降壓，變為低溫低壓工質液體再次循環通入蒸發器，完成循環過程。

壓縮式熱泵能效函數為

式中：PP為壓縮式熱泵消耗的電功率；COP為壓縮式熱泵性能系數；Q2為熱泵出口熱量。

圖3 壓縮式熱泵工作原理Fig.3 Working principle for compression heat pump

根據壓縮式熱泵設備原理，隨著余熱水源的進水溫度的提高，余熱水源與工質液體之間的溫差會增大，其換熱效率會進一步提高，增加余熱水內余熱提取效率。

如圖4所示，從余熱水溫度對COP的影響[16]便可看出常溫水源與吸收廢氣中的余熱冷凝水作為低溫熱源的區別，相對于常溫水源來說，其COP提升約為30%，且余熱水的能量來源為煙氣處理過程中的煙氣，進而論證出此模型的高效率。

圖4 COP與進水側余熱水溫度關系Fig.4 Relationship between COP and residual hot water temperature on the inlet side

2 利用煙氣余熱的熱電聯產日前優化調度模型

2.1 整體運行效益最大化目標函數

垃圾焚燒電廠調度中心預測日前電價與日前熱負荷信息，在滿足供熱負荷的情況下制定以垃圾電廠的整體運行收益最大化為目標的垃圾燃燒計劃與產電產熱計劃，其目標函數為

式中：f為垃圾焚燒電廠預計凈整體運行收益；Iw為售電收益；Qw為售熱收益；Cop為余熱回收及壓縮式熱泵設備運行成本；Ces為環境補償；Psell.t為垃圾焚燒電廠t時刻入網電量，是受垃圾焚燒電廠發電量、壓縮式熱泵耗電量與煙氣處理裝置耗電量所共同決定的決策變量；Kd.t為垃圾焚燒電廠調度中心預測日前t時刻電價；QFH.t為t時刻日前預測熱負荷；Kq為單位熱價；Kop為余熱回收及壓縮式熱泵設備運行成本系數，設備的功率運行成本系數包括人員管理、機組啟停、技術成本等，可用熱泵消耗功率運行成本定量描述；Pp.t為t時刻壓縮式熱泵消耗電功率；Kes為環境補償系數，由政府政策所制定；T總為日垃圾燃燒配額。

2.2 含余熱回收裝置及壓縮式熱泵的垃圾焚燒電廠約束條件

因為垃圾焚燒電廠燃料的特殊性，不同于傳統熱電聯產火電廠，不需考慮其燃料成本，政府根據熱電聯機組裝機容量，每日的垃圾配額固定，單位噸垃圾所產生的煙氣量與蒸汽的量相對固定，所以設每日所產生的蒸汽總量與煙氣的總量固定，即

式中：Qz總為每日蒸汽總量；Qy總為每日煙氣總量；Tt為t時刻燃燒垃圾的噸數；T總為每日燃燒垃圾總量；Qz、Qy分別為燃燒單位噸垃圾所產生的煙氣能量和蒸汽能量。

電功率平衡約束表述為各個時段垃圾焚燒電廠電總出力等于電網接受的出力，其表達式為

式中：PG.t為t時刻熱電聯產機組汽輪機電出力；PP.t為t時刻壓縮式熱泵消耗電功率；λ2為煙氣回收裝置消耗電能系數。

熱量平衡約束為

式中：Qsell.t為t時刻入熱網熱量：QFH.t為t時刻供熱負荷量：QG.t為t時刻熱電聯產機組產熱量：Q2.t為壓縮式電泵t時刻產熱量。

余熱回收裝置與壓縮式電泵t時刻產熱量數學模型為

因為余熱回收裝置回收余熱量與垃圾焚燒量有關，故熱泵產出能量存在上限，所以需添加約束：

由于抽氣式熱電聯產機組在抽氣階段可以通過控制調節進入汽輪機低壓部分的蒸汽量，進而較為靈活地調節其發電量與產熱量，其熱電關系可由抽氣量與總進氣量來描述[17]：

式中：k1、k2、k3為常數；Din.t為t時刻總進氣量；DC.t為t時刻供熱抽出蒸汽的量。

為了簡化模型，假定蒸汽比焓與內效率不隨流量而變化，蒸汽量與其蒸汽所含能量之間呈線性關系，于是可推出抽氣式熱電聯產機組熱電關系，其熱電關系可以采用抽出蒸汽中所含能量與總進氣中所含能量來描述，即

將式（14）、（15）代入式（13）可推出

式中：k4、k5為常數；QC.t、Qin.t為t時刻供熱抽出蒸汽中所含能量與總進氣中所含能量；λQ為產熱效率。

熱電聯產機組電出力約束為

式中，PG.max、PG.min分別為熱電聯產機組最大、最小電出力。

熱電聯產機組電出力爬坡約束為

式中，Pup、Pdown分別為抽氣式熱電機組最大上、下電爬坡出力。

熱電聯產機組供熱量約束為

式中，QGmax為熱電聯產機組最大供熱量。

汽輪機熱爬坡約束為

式中，Qup、Qdown分別為抽氣式熱電機組上、下熱爬坡量。

2.3 日前優化調度策略

根據國家相關政策[18]，電網企業（含電力調度機構）根據國家確定的上網標桿電價和保障性收購利用小時數，結合市場競爭機制，通過落實優先發電制度，在確保供電安全的前提下，全額收購規劃范圍內的可再生能源發電項目上網電量。

根據政府制定的垃圾的配額量，垃圾焚燒電廠的發電范圍已經確定了上限，所以可以說垃圾焚燒電廠的上網電量對于其他火電廠而言具有優先上網權。而考慮到市場競爭機制和分時電價的大趨勢，本文對于垃圾焚燒電廠上網的標桿電價采用分時電價的方式上網，更能體現該模型的靈活性，也能最大化垃圾焚燒電廠的效益。

圖5為垃圾焚燒電廠日前優化調度示意，其具體策略如下：

圖5 日前優化調度示意Fig.5 Schematic of day-ahead optimal dispatching

（1）垃圾焚燒電廠調度中心根據歷史熱負荷數據，預測出次日每小時熱負荷數據，對于工業用熱的熱負荷來說，一般是固定的曲線，對于居民取暖用熱的熱負荷，可通過溫度進行預測；

（2）垃圾焚燒電廠調度中心根據歷史電價數據，預測次日每小時電價數據；

（3）垃圾焚燒電廠調度中心將預測得到的熱負荷數據與次日電價等信息代入該模型，在滿足熱負荷需求與垃圾焚燒電廠各環節約束的前提條件下，以次日售電收益最大化為目標，安排垃圾焚燒電廠的垃圾焚燒計劃從而確立電廠的整體電出力方案，并向電網調度上報；

（4）電網調度確認其出力方案并批準其上網。

3 算例分析

3.1 算例仿真情景設定

設定垃圾焚燒電廠兩種運行模式：①不加裝余熱回收裝置及壓縮式熱泵的普通熱電聯產垃圾焚燒電廠；②加裝余熱回收裝置及壓縮式熱泵的熱電聯產垃圾焚燒電廠。

采用的算例參數為：以某地區典型垃圾焚燒電廠為例，加裝含壓縮式電泵的余熱回收裝置，其中垃圾焚燒電廠每日燃燒垃圾總量為500 t，裝設一臺處理量500 t/d的垃圾焚燒爐，20 MW抽氣式熱電聯產機組，熱電聯產機組最大電出力為20 MW，最小電出力為5 MW，其最大熱出力為20 MW，煙氣回收裝置耗電系數取0.2，抽氣式熱電機組上、下電爬坡出力約束均取2 MW/h，抽氣式熱電機組上、下熱爬坡出力約束均取5 MW/h，壓縮式熱泵的COP取負荷工程實際情況約2.7，冷凝塔效率取0.8，單位熱價取108元/（MW·h），環境補償系數取80元/t，調度周期為24 h，時間尺度為1 h，其典型日前預測電價如圖6所示。

圖6 典型日前預測電價Fig.6 Typical day-ahead forecasted price

其典型日前預測熱負荷如圖7所示。

圖7 典型日前預測熱負荷Fig.7 Typical day-ahead forecasted heat load

3.2 算例仿真結果

為了驗證此模型的合理性與有效性，在Matlab環境下進行算例仿真，以優化調度策略為基礎，利用Yalmip工具包，得到了兩種模式下的日前優化調度結果，并將兩者進行對比分析。其結果如圖8～圖11所示。

圖8 兩種模式下入網電量Fig.8 On-grid power in two modes

圖9 兩種模式下熱電聯產機組熱出力Fig.9 Thermal output from CHP unit in two modes

圖10 壓縮式熱泵出力曲線Fig.10 Output curve of compression heat pump

3.2.1 運行特性分析

結合圖8～圖11可知，在01：00—04：00時段，電價處于低谷期，熱負荷處于高峰遞增的階段，此時售電電收益處于低谷，在模式2中，壓縮式熱泵啟動，利用低溫熱源與少量熱電聯產機組電出力做功產生熱量，與熱出力達到平衡高峰時期熱負荷，降低電價低谷的入網電量，降低了其熱電聯產機組入網電量的下限。與模式1相比，以更少的垃圾燃燒量平衡了高峰期的熱負荷，使更多的垃圾能在電價高峰期燃燒產電，造成更大的收益。

圖11 兩種模式下垃圾燃燒計劃Fig.11 Waste combustion plan in two modes

在04：00—06：00時段，熱負荷遞減而電價保持穩定低谷，此時模式1與模式2的垃圾燃燒量保持同樣的遞減趨勢。由于垃圾燃燒量減少，導致煙氣量的下降與所需平衡熱負荷的減少的共同作用下，壓縮式熱泵出力減少。

在06：00—09：00時段，熱負荷遞減，電價迎來第一次攀升，此時由于模式2所添加的壓縮式電泵對熱電聯產機組的解耦，在滿足相同熱負荷的前提之下，模式2的運行方式在06：00點便靈活地響應了電價的刺激，以最大爬坡功率增發電量，實現目標收益最大，而模式1的運行方式直至09：00點才滿足熱負荷并響應電價。

在09：00—13：00時段，電價遞增至高峰而熱負荷保持低谷，模式1模式2同時響應日前電價刺激，安排遞增的垃圾燃燒計劃使得機組以滿爬坡功率增發發電量。同時由于垃圾燃燒的增多，可用的煙氣余熱量也遞增，壓縮式熱泵出力開始遞增，在12：00時，由于電價達到高峰階段，受到運行成本的約束，壓縮式熱泵稍降低其出力，直至13：00電價達到峰值后，壓縮式熱泵開始持續增加出力至高峰。

在13：00—17：00時段，電價維持高峰階段，熱負荷也遞增，因為熱負荷的增加與垃圾總量的限制，模式1于15：00開始減少其電出力來滿足其熱平衡，而模式2由于余熱回收裝置及壓縮式熱泵作用延長了電價高峰時期的高電出力，于16：00才開始減小電出力，而15：00—16：00時段所需平衡的熱負荷，由壓縮式熱泵以滿足煙氣余熱量約束的最大功率運行提供。值得注意的是，即使目標函數是以電收益最大化為目標求解的，在電價最高峰時期，該運行模式也使壓縮式熱泵以滿功率運行消耗電出力來平衡熱負荷，證明其效率之高。

在17：00—24：00時段，電價逐漸遞減，而熱負荷增至高峰，模式1因為其機組的約束，于20：00開始增加垃圾燃燒量來平衡熱負荷，而模式2因為熱泵的少量出力，將此時間推延至23：00。

3.2.2 經濟性分析

根據典型日數據求出兩種模式下的整體運行收益如表1所示。

表1 兩種模式下整體運行收益Tab.1 Overall operating income in two modes

其相同熱負荷下的整體運行收益提升約6.4%。余熱回收裝置成本與壓縮式熱泵投資成本約為437萬元，在不考慮經濟增長因素的情況下，每年的供暖周期設為100 d，預計年化率為23.35%。而設備的使用壽命一般情況大于10 a，從經濟性的角度，驗證了該模型的合理性。

3.2.3 能效性分析

為了更好地對比兩種模式下能源利用效率，引入能效增長率指標，即

式中：λ總為全廠能效；Δλ為能效增長率；λ1、λ2分別為模式1、模式2下的全廠熱效率；k垃圾為單位噸垃圾的熱值；Psell總、QFH總分別為總的入網電量與總的熱負荷。

經計算可知模式2相比于模式1其能效增長5.565%。

4 結論

（1）通過考慮熱電聯產垃圾焚燒電廠運行時段特性，增加余熱回收裝置與壓縮式熱泵可高效回收煙氣中的余熱，提高了垃圾焚燒電廠整體能源利用效率。

（2）垃圾焚燒電廠不僅可承擔垃圾處理和能源利用的功能，也可通過政策和市場的培育，在電市場和熱市場上獲取經濟效益，進而激勵其參與節能和電力市場競爭。

（3）余熱回收及壓縮式熱泵裝置模型因其在電功率調節和電熱轉換中的平移特性，可較好地實現熱電解耦。這種解耦方法和模型可為其他電廠提供參考。

（4）為實現熱電聯產垃圾焚燒電廠在投資、運行等方面的綜合經濟性，應進一步考慮余熱回收及壓縮式熱泵配置的全壽命周期管理。