有机朗肯循环回收烟气余热的可行性研究

马新灵，王 慧，2，魏新利，孟祥睿，杨凯旋

(1．郑州大学 化工与能源学院，河南 郑州450001;2．河南职业技术学院 机械电子工程系，河南 郑州450046)

0 引言

利用有机朗肯循环(ORC)，将低品位热能转化为电能，既有助于解决能源问题，又能避免常规能源利用过程中污染物的排放，同时提高了能源的总利用率． 受到越来越多研究者的关注和重视［1-3］．然而对于ORC 系统的研究多限于理论上的基础研究，如:C． SOMAYAJI［4］基于热力学定律对循环进行了热力分析和火用分析，Q． SYLVAIN 等［5］和顾伟［6］对使用涡旋膨胀机的ORC系统进行了实验研究，李艳等［7］对ORC 系统的向心透平进行了设计和模拟研究． 对于该系统用于实际热能回收是否经济可行却鲜有报道． 笔者借助RETScreen 软件，对以R245fa 为工质，以回收2台600MW 燃煤锅炉的烟气余热为目标的系统，进行了经济可行性研究．

1 电站锅炉烟气余热量的计算

根据2009 年《中国电力行业年度发展报告》，2008 年6 000 kW 及以上火电厂发电生产全年累计耗用原煤13．19 亿t，折合标准煤为9．4 亿t，约占能源消费总量的1/3． 可见，火电厂是耗能大户，而第一大耗能设备电站锅炉的设计排烟温度在120 ～140 ℃，平均排烟温度在130 ℃．

依据GB/T 17719—2009《工业锅炉及火焰加热炉烟气余热资源量计算方法与利用导则》，燃煤电站锅炉烟气余热量计算式为:

Q=BVpy(cpytpy-27．18)(1 -q4)． (1)

式中:Q 为烟气余热量，kJ/a;B 为耗煤量，kg/a;Vpy为烟气体积，9．5 m3/kg 煤(过量空气系数1．2计算得到);tpy为排烟温度，130℃;cpy为tpy下烟气定压热容，取1．37 kJ/(m3·℃);q4为未完全燃烧热损失，取4%．

按6 000 kW 及以上火电厂年耗用标煤量9．4亿t 计，带入公式(1)，得烟气余热量为12 994 ×1011kJ/a． 标准煤的低位发热量为29 270 kJ/kg，则折合标准煤0． 444 亿t/a，占年耗用标煤的4．7%． 若将上述余热回收一半，则节约标准煤0．222亿t/a，减排CO20．58 亿t/a． 以600 MW 机组为例，发电煤耗取0．30 kg/kWh，则耗煤量为180 t/h．锅炉烟气若从130 ℃降低到60 ℃，130 ℃排烟余热为2．49 ×108kJ /h，60 ℃为9．08 ×107kJ/h，则回收的排烟余热为1．58 ×108kJ /h．

2 有机朗肯循环的热力分析

有机朗肯循环与常规的蒸汽朗肯循环的区别在于前者采用低沸点有机物作为工质． 该循环由蒸发器、膨胀机、冷凝器和工质泵组成．工质在蒸发器中从低温热源吸收热量产生有机蒸气，推动膨胀机旋转，带动发电机发电，在膨胀机做完功的乏气进入冷凝器冷却为液体，由工质泵打入蒸发器，完成一个循环．图1 为系统的温熵图，循环过程为1-2-3-4-5-6-1，包括蒸发器中的做功等压吸热过程(4-5-6-1)，膨胀机中的做功膨胀过程(1-2)，冷凝器中的等压放热过程(2-3)，工质泵中的压缩升压过程(3-4)［8］．

图1 干工质的ORC 系统的温－熵图Fig．1 T-s diagram of ORC system for dry fluid

则循环的热效率为

式中，h1、h2、h3、h4分别为各状态点的比焓值，kJ/kg．

3 运行参数和发电容量的确定

3．1 运行参数的确定

在给定热源温度、冷源温度等条件下，工质的蒸发温度和冷凝温度对循环输出功及循环效率有较大的影响．严家騄［9］以单位质量热流体的最大发电量为依据，确定了系统的最佳冷凝温度和最佳蒸发温度．公式如下:

A．最佳冷凝温度

式中:T0、Th1、T2分别为冷却水温度、热流体温度、有机工质的冷凝温度，K;δt'、δt″分别为蒸发器、冷凝器内的传热温差，K;ηT、ηM为膨胀机的等熵效率和机械效率;ηG为发电机效率;H″为冷却水泵的扬程，m;η″P、η″EM为冷却水泵的效率和机电效率;c″pm为冷却水的比热，kJ/(kg·K);ξ 和λ 为修正系数．

在热流体为电厂烟气，温度Th1=130 ℃=403 K，冷却水温度为20 ℃=293 K 的条件下，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，忽略修正系数的影响，由式(3)和(4)得系统最佳冷凝温度和最佳蒸发温度分别为27．9 ℃和75．96 ℃．

以R245fa 这种干性有机物作为工质，研究表明:蒸发器和冷凝器出口的工质为饱和状态时，系统的性能最优，即热效率最高［4］． 由REFPROP．7知R245fa 在最佳冷凝温度和最佳蒸发温度对应的饱和状态参数如表1 所示．

表1 R245fa 饱和状态的参数Tab.1 Saturation parameters of R245fa

为保证进入膨胀机的工质为气态，选取膨胀机入口参数为0．712 MPa、76．5 ℃． 结合上述参数，取膨胀机、工质泵的等熵效率分别为78%和90%，得到图2 中各状态点的参数，如表2 所示．

将上述各状态点的焓值代入公式(2)，计算得该循环的热效率为9．14%．

表2 循环各点的状态参数Tab.2 State parameters of various points of the cycle

取蒸发器的换热效率ηR为95%，系统的管道效率ηP为98%，则整个机组的发电效率:

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

3．2 有机朗肯循环发电容量的确定

3．2．1 余热发电容量的计算

由运行参数可知:蒸发器中R245fa 的入口温度为28．11 ℃，出口温度为76．5 ℃;烟气的入口温度为130 ℃，出口温度取60 ℃．

火电厂一般同时建造2 台600 MW 机组．2台机组回收的余热为:3．16 ×108kJ/h．

能量守恒:烟气余热×η=发电量，即

Qη=3 600Pe， (5)

所以，小时发电量:

即该余热机组的发电功率为6．952 MW．

3．2．2 余热回收后火电厂的效率

如前所述，标准煤的低位发热量为29 270 kJ/kg，600 MW 机组每小时耗煤量为180 t/h，则烟气余热回收前的电厂效率为

余热回收后电厂的综合效率为

与原机组相比，能量利用率提高了0．24%．

4 基于RETScreen 的经济可行性分析

烟气余热发电在技术上可行，但要将其投入实际运行，还要考虑投入产出比、投资收益等问题．利用RETScreen 软件，对其经济性进行分析．

4．1 成本核算的依据

ORC 余热发电与水泥炉窑的纯低温余热发电技术类似，因此该项目的成本核算以2009 年中材国际公司为水泥厂做的容量为9 MW 的余热发电工程中的投资情况为依据［10］．

4．2 回收烟气余热发电的经济可行性分析

4．2．1 建立能源模型

余热机组的额定发电量为6．952 MW． 机组年利用率按78%计，折算成满负荷发电小时数为6 833 h，则年发电量为47 502 MWh．利用的是烟气余热，燃料费和热耗都为0． 上网电价取400元/MWh，则年电力外销收入为1 900．1 万元．

4．2．2 成本分析

项目成本包括三部分:初始投资成本、年度成本和周期性成本．

水泥厂9 MW 余热发电的投资成本为5 000元/kW．考虑到有机工质价格昂贵，膨胀机不能采用轴流透平，但冷却塔、循环水系统等可以与原有系统共用．取该投资成本为6 500 元/kW，则初始成本为6 500 元/kW×6 952 kW×10-4=4 519 万元．

该项目不消耗燃料，则年度运行成本主要指劳动力成本和零件费． 水泥厂发电机组定员22人［10］，本机组所处位置就是电厂，部分人员无需重复配置，因此人员按16 人计．每人年收入5 万元，则劳动力成本为80 万元． 零件费取25 万元，则二者合计年度运行成本为105 万元．

周期性成本主要是大修费用． 项目寿命30年，3 年大修一次，每次按100 万元计．

4．2．3 减排量分析

减排量是指与常规燃煤发电相比引用该技术少排放的CO2量． 中国燃煤发电温室气体排放因子为0．893 tCO2/MWh，加上传输和分配损失(取5%)，实际排放因子为0．940 tCO2/MWh． 而该项目不消耗燃料，仅有传输和分配损失(仍取5%)引起的温室气体排放，则年减排CO2量为

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

该减排量折合吸收CO2的森林面积达3 901公顷，折算为未消耗的汽油1 823 万升，数量惊人．

4．2．4 财务分析

财务参数包括能源成本上升速率、通货膨胀率、折现率、项目寿命期．结合中国实际情况，上述参数分别取:5%、4%、12%、30 a．

财务负债比率取65%，即初始投资成本4 519万元中，项目贷款债务2 937 万元，自筹股本金1 582 万元．负债期15 年，债务利率取9%，则债务偿还为364 万元/a．

根据上述财务参数，得到经济可行性分析如下:股本回报率为89．9%，股本回收1．1 a;净现值0．99 亿元，年周期结余1 234 千万元/a;收益与成本比率7．29，能源产出比0．14 元/ kWh，温室气体减排成本291 元/ tCO2．

项目寿命期的30 年，累计现金流量如图3 所示．由图3 可知，自筹的股本金用1．1 a 即可回收．30 年运行期累计现金达4．31 亿元．

目前火电成本为0．3 元/kWh，太阳能光伏发电为1．5 元/kWh，太阳能热发电为1 元/kWh，风力发电为0． 6 元/kWh． 而本项目能源产出比为0．14元/kWh，远远低于其他发电技术成本．

图2 6．952 MW 余热发电机组30 年累积的现金流量Fig．2 Cumulative cash flows graph for 6．952MW waste heat unit in the 30 years

5 结论

以电站锅炉烟气余热为热源，R245fa 为工质，对有机朗肯循环低温余热发电系统进行经济可行性分析，得到以下结论:

(1)根据2009 年统计的数据，计算可得全国可回收利用的电站锅炉烟气余热量，折合成标准煤约为0．222 亿t/a，可减排CO20．58 亿t/a．

(2)以R245fa 为工质，回收2 台600 MW 电站锅炉的烟气余热，余热机组的发电效率为7．92%，发电容量为6． 952 MW． 余热回收利用后，电厂的净能量利用率提高了0．24%．

(3)该余热机组年发电量为47 502 MWh，年电力外销收入为1 900．1 万元，年减排CO2量为42 419 t，温室气体减排成本291 元/tCO2．

(4)在初始投资成本6 500 元/kW、财务负债比率65%的情况下，项目自筹的股本金1 582 万元用1．1 a 的时间即可回收，第二年项目已开始盈利．该项目的能源产出比仅为0．14 元/kWh，在30 a 运行期内，可累积现金流量4．31 亿元．

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