燃气清洁供热能耗减少技术路径探讨

高峻，王逊

（北京优奈特燃气工程技术有限公司，北京100023）

0 引言

近些年来，为改善城市空气质量，我国勘探开发了大量的天然气，建立了大型的“西气东输”工程。北京等地区率先实现城区“煤改气”，天然气锅炉在采暖市场的占有率越来越高。据统计，北京市2014—2015 年供暖季燃气消耗量约为100 亿m3，其中约50 亿m3用于供热，占燃气总耗量的一半。燃气供热系统的节能、提效对整个供热系统的运行成本优化和节能减排有重要意义。

用于采暖的燃气热水锅炉的排烟温度一般在120～150 ℃。为节约天然气，燃气锅炉尾部加装烟气余热利用回收装置，即烟气冷凝器。受被加热介质温度的限制，供暖回水温度一般较高，经烟气余热回收利用装置后的排烟温度仍在55 ℃以上，烟气中还有近一半的余热未被回收利用。最近几年，在大型燃气热水锅炉上采用燃气溴化锂吸收式热泵进一步回收了排烟中的余热，将排烟温度降至30 ℃以下，将锅炉热效率提高10 百分点以上［1-3］，实践效果较好。文献［4-7］对余热回收流程及技术经济指标、工程设计方案、运行测试结果等进行了详尽论述。文献［8-10］建立了天然气锅炉烟气余热回收系统数学模型，分析了设计烟气余热回收率、热网供/回水温度和气候条件对天然气锅炉烟气余热回收系统的影响。文献［11］研究了燃气溴化锂吸收式热泵在燃气采暖冷凝热回收中的应用。

以上研究为燃气溴化锂吸收式热泵技术在烟气余热深度回收中的应用提供了重要参考。但由于终端用户的负荷会随时间变化且溴化锂机组投资较高，不同的锅炉和热泵机组装机容量会影响系统整体投资和采暖季运行费用，进而对系统经济性产生较大影响。目前相关的文献较少。本文将根据实际案例，阐述燃气溴化锂吸收式热泵与锅炉的合理装机比例。

此外，燃气氨水吸收式热泵、烟气湿法余热回收等新型余热回收技术已实现了国产化，并在中小型燃气锅炉房得到应用，但如何将上述技术与燃气锅炉房相结合以便更好地节约燃气成本尚需进一步研究。湿法余热回收系统［12］通过直接接触热回收装置和喷淋式蒸发冷却塔的联合使用，可将烟气中的显热和潜热加以回收，并把这部分热量释放给助燃空气。该技术在欧洲已经得到应用［13］，在国内在首都师范大学科德学院锅炉房改造项目中也得到应用［14］，但尚需针对中小型燃气锅炉房的负荷特点进行进一步优化。本文将结合案例，分析其经济性，指出其改进路径。

1 燃气锅炉的烟气深度利用的方式

燃气锅炉的过量空气系数为1.1～1.3，天然气燃烧后的排烟温度与天然气利用效率的关系如图1所示。

由图1可知，只有排烟温度低于露点温度之后，烟气的冷凝潜热才能释放出来并被回收利用，故排烟温度降低到20～30 ℃时，才能取得较好的余热回收效果。

图1 排烟温度与天然气利用效率间的关系Fig.1 Relationship between the exhaust gas temperature and natural gas use efficiency

2 燃气溴化锂吸收式热泵

最近几年的工程实践证明，在大型锅炉房中燃气溴化锂热泵机组可以将锅炉的排烟温度降低至30 ℃以下，具有较好的节能效果。

2.1 系统形式及优缺点

燃气锅炉烟气余热品位较低，采用单效溴化锂吸收式热泵，其采暖热水吸收的热量与天然气燃烧放的热量之比（COP）可达1.7。

目前燃气利用燃气溴化锂吸收式热泵回收烟气余热有两大类技术路线。

2.1.1 烟气与水间接换热方式

利用中间水（低温水）冷却烟气，中间水通过烟气-水换热器将烟气的温度降低，吸收的热量于热泵侧放出。水与烟气不直接接触，为间接换热方式，具体流程如图2所示。

图2 溴化锂吸收式热泵Fig.2 Lithium bromide absorption heat pump

该系统的优点为系统简单、换热器烟气侧的阻力在300 Pa 以下、锅炉运行稳定、间接换热，只要烟冷器的材质选择合适，系统寿命较长；但其缺点是投资略高。

早期燃气溴化锂吸收式热泵系统只设置1台烟气冷凝器，按照基础热负荷配置设置有引风机，从每台锅炉处抽烟气。引风机对自控系统的控制精度要求很高，如果引风机的调节作用不佳，会影响锅炉的稳定运行。由于排烟温度较低，且烟气带水严重，引风机腐蚀严重。后续的系统均按每台锅炉配套1 台低阻型二级烟气冷凝器、不设置引风机考虑，整个烟气系统的阻力控制在300 Pa左右。

2.1.2 烟气与水直接交换

烟气与水在喷淋塔中直接进行传热传质交换。系统的换热效率高、设备占地较大、电耗高。因烟气与弱酸性水直接接触，系统早期运行时容易堵塞，系统运行的稳定性差。经过几年的工程实践及优化，堵塞问题已经得到解决，系统运行较为稳定。该方式的优点为投资较间接换热低、换热效率高；但缺点为弱酸性的水直接进热泵机组，虽然目前通过加药的方式可控制溶液的酸碱度，但项目实施时间有限，溶液酸碱度是否会在长时期运行后影响热泵主机的性能还有待观察。

2.2 案例分析

燃气溴化锂吸收式热泵系统近年来在大型燃气供热系统中得到广泛应用。北京竹木厂锅炉房、北京嘉园锅炉房、北京平谷滨河锅炉房、大兴观音寺供热厂等先后加装该系统，运行期间均取得了较好的节能减排效果。本文以北京嘉园锅炉房为例，介绍了该系统的应用情况。

北京嘉园锅炉房位于北京南三环外，安装有4台29 MW 燃气热水锅炉，初寒、末寒期的热负荷为25 MW，严寒期热负荷为45 MW。锅炉排烟温度约100 ℃。考虑到燃气热泵投资较贵，热泵装机按照锅炉房装机的2/3 考虑，即30 MW，略大于该锅炉房的基础负荷（25 MW）。该项目采用北京本地天然气，完全燃烧后的烟气成分见表1。

表1 烟气成分Tab.1 Component of the exhausted gas

燃气热泵选型计算见表2，烟气焓降是由建立的烟气传热传质模型计算所得，同时根据已运行的同型号燃气锅炉的烟气焓降实测数据进行了修正。

锅炉房的其他设备参数见表3。

表2 燃气热泵选型参数Tab.2 Parameters of the gas-fired heat pump

表3 其他主要设备Tab.3 Parameters of other equipment

由表2 可知，锅炉排烟降至30 ℃时候，可回收的锅炉排烟余热为2 561 kW。燃气热泵机组排烟流量为4 507.6 m3/h，其中可回收的余热为313 kW。因此，热泵机组中从系统排烟中回收的余热总量=2 561+313=2 874（kW）。采暖季为123 d，按每天满负荷运行20 h计算，采暖季吸取的热量=2 874×123×20=7.07×106（kW·h）。若按锅炉效率为92%、天然气热值为34.75 MJ/m3考虑，采用燃气锅炉获得这部分热量需要消耗的天然气，即热泵机组节约的燃气=热泵系统吸收的烟气低温余热折算成燃气锅炉供热所需燃料=吸收低温热量/（锅炉效率×天然气热值）=7.07×106×3.6/（0.92×34.75）=7.96×105（m3）。按天然气2.635 元/m3考虑，可节约天然气费用约209.74 万元/年。

热泵机组耗电总功率70.7 kW，年耗电量=70.7×123×20=1.739×105（kW·h），电 价 为0.792 8元/（kW·h）时，需多支出电费约13.79 万元/年。

热泵机组净节约运行成本=热泵机组节约的燃气成本-热泵系统耗电成本=209.74-13.79=195.95（万元）。

整个系统的初投资约883.00 万元。在政府补贴30%（《关于进一步加快热泵系统应用推动清洁供暖的实施意见》）的情况下，静态投资回收期=883.00×0.7/195.95=3.2（年）；在无补贴的情况下，静态投资回收期=883.00/192.81=4.6（年）。

该项目的可行性研究报告获得“北京市2015年度优秀工程咨询成果二等奖”，设计获得“2017 年度全国优秀工程勘查设计行业奖优秀市政公用工程燃气热力二等奖”。项目已经运行了4个采暖季，最近的2 个采暖季的实测数据见表4—5；依据实际运行值计算的节能与减少费用的情况，见表6。

年节约运行成本间的差异主要由每年的气候情况不一样造成。若以2年的平均值173.5 万元/年计算，热泵系统的静态投资期在考虑政府补贴和不考虑的情况下分别为3.6年和5.1年。

表4 2018—2019年度运行数据Tab.4 Operating data of 2018—2019

表5 2019—2020年度运行数据Tab.5 Operating data of 2019—2020

表6 实际节能与节约费用情况Tab.6 Actual savings in energy and cost

由此可见，系统实际运行效果与理论计算值差别不大，项目经济效益较好。

2.3 合理装机

由于燃气溴化锂吸收式热泵投资比较高，供热负荷在整个采暖季是波动的，因此项目的经济效益主要与热泵装机和燃气价格相关。

燃气溴化锂吸收式热泵系统的单位投资在93～125 元/MW，热泵回收的余热来自一级烟冷器后烟气，排烟温度≤60 ℃，从60 ℃至30 ℃的烟气焓降为140.0 kJ/kg，余热回收率为5.5%。

以4 台29 MW 燃气锅炉为例，热泵吸收的热量与锅炉装机的比例（以下简称热泵装机比例）为30%～100%时，投资回收期如图3 所示。该经济性分析以2019—2020年北京城六区天然气为例（热值=34.75 MJ/m3，价格=2.75 元/m3）；按实际供热量/计算供热量=0.85 对热负荷进行了修正；投资中未考虑热泵补贴。

从图3可以看出，热泵的装机容量增大，虽然理论上回收的余热量增多；但受用户负荷限制，热泵机组实际可回收余热量增加变缓。热泵装机比例大于70%后，实际年回收余热量的增量很小，而系统投资不断增加。以北京市天然气价格为例，最优的燃气热泵装机应按照锅炉房负荷的60%设计，此时只要锅炉房运行，热泵机组即可满负荷开启，热泵系统经济性为最优。

图3 装机比例对投资回收期的影响Fig.3 Effect of capacity on Static payback period

小容量燃气溴化锂吸收式热泵机组的单位投资较高，全年回收余热量较少，在热泵最优装机比例下，热泵系统的经济性与锅炉房规模、燃气价格有关。按照上述比例（热泵装机比例=60%），锅炉房总容量为5.6，11.2，14.0，28.0，56.0，116.0，280.0 MW时，安装热泵后的经济效益见表7。

从表7 可以看出，燃气热泵容量越小单位投资越高；但如果锅炉装机容量过小，回收余热量较小，项目经济性较差。总容量≤28.0 MW 的燃气锅炉房热泵系统静态投资回收期＞5 年，经济性较差。这也是燃气溴化锂吸收式热泵系统普遍地应用于大型锅炉房的原因。

表7 热泵技术的经济效益与锅炉房总容量的关系Tab.7 Effects of heat pump technology on economic performances of boiler plants with different capacities.

3 燃气氨水吸收式热泵

因燃气热泵经济性问题，需要寻找适用于中小型燃气锅炉房的减少燃气能耗的方法，选用燃气氨水吸收式热泵是其中一个途径，如图4所示。

3.1 燃气氨水吸收式热泵原理

燃气氨水吸收式热泵采用天然气作为驱动能源，以液氨为制冷剂，水作为吸收剂，通过翅片式换热器从空气中提取低品位热能，COP 可达到1.7，采用模块化设计，可并联可联控。燃气氨水吸收式热泵在室外温度降低时制热量会下降，热量衰减如图5所示。

根据已运行数据分析，在华北以南区域，燃气氨水吸收式热泵与常规燃气锅炉相比，耗气量可减少20%以上。

图4 燃气氨水吸收式热泵燃气氨水吸收式热泵Fig.4 Schematic of a gas-fired ammonia absorption heat pump

3.2 燃气氨水吸收式热泵案例分析

图5 燃气氨水吸收式热泵出力性能曲线Fig.5 Performance characteristics of gas absorption heat pump with ammonia as working medium

以湖北省十堰市某小区采暖改造项目为例，其供暖面积为6.6 万m2，设计热负荷2 972 kW。由于现状锅炉设备耗气量过大（10 m3/m2），现对锅炉房进行技术改造，安装3 台600 kW 的低氮冷凝锅炉和22 台65 kW 的燃气氨水吸收式热泵，两者的装机比例为0.44∶0.56。通过逐时负荷模拟，该小区改造后的年耗气量约为5 m3/m2，2019—2020 年采暖季的实际运行耗气量为7 m3/m2。

项目耗气量较改造前有所降低，但未达到设计值，主要有以下3点：

（1）受2020 年年初疫情的影响，供暖时间延长了半个月（一般为3个月）；

（2）燃气氨水吸收式热泵在供暖季第1 个月未启动，导致该热泵的高效优势没有发挥出来。

（3）最主要原因是设备的控制系统还有待完善。

3.3 燃气氨水吸收式热泵适用性分析

燃气氨水吸收式热泵的优点是在华北等地区，其COP 在冬季可达到1.92，较燃气锅炉节气能力强。严寒期的热量衰减为17.5%，较电热泵减少38.5%）；噪声比电热泵约低10 dB（A）；其除霜能耗占比2%，电热泵的除霜能占比为20%；与电热泵相比振动小，故设备的寿命更长。

燃气氨水吸收式热泵的缺点在于国产设备最大装机容量为165 kW，不适合于集中供热系统，多为单楼栋供热系统。该国产设备投资是同规模燃气锅炉的6倍左右，进口设备价格更高。另外，其工质为液氨，对系统的密封性要求较高。设备大多数设置于楼顶，燃气管道需接至楼顶，需要复核改造项目的楼顶荷重。国产设备的自控系统稳定性还有待提高。

该设备较适合用于分散的楼栋供热系统或几栋楼组成的较小的建筑群。因设备初投资较高，可以与燃气锅炉联合供热。一般燃气氨水吸收式热泵的装机比例可在40%～60%之间，其余负荷用燃气锅炉调峰。

4 水蒸气泵系统

4.1 系统原理

德国人R. Guillet 发明了一种被称为水蒸气泵的烟气冷凝热回收系统，简称水蒸气泵（PAVE）系统），如图6所示。该系统在锅炉之外增加了空气加湿装置和烟气除湿装置，并用一个水循环回路连接这2 个装置。在空气加湿装置中，外界空气与循环水充分混合，一方面使循环水被冷却，另一方面使空气被加热加湿后进入锅炉。这使得烟气含湿量与常规锅炉相比有显著增加，进而使烟气露点温度有较大的提高（一般可提高10～20 ℃），为较高温度的采暖回水回收烟气冷凝热创造了条件。同时，在烟气除湿装置中，烟气与被空气加湿装置冷却的循环水经喷淋后充分混合，烟气被冷却而进一步放出冷凝热。

图6 PAVE系统原理Fig.6 Schematic PAVE system

该系统在欧洲已经得到应用，主要应用于小于10 MW 的小型燃气锅炉中，在排烟温度可达到30 ℃以下的同时，还可以达到低氮排放的效果。

4.2 案例分析

首都师范大学科德学院引入了PAVE 系统，负责16.15 万m2的住宅、办公、体育馆等建筑的采暖。热负荷总需求为9.74 MW。供热方式为间接供热，一次侧供回水温度为95/70 ℃，二次侧供回水温度为65/50 ℃。二次侧分为3 个系统：高区热负荷为1.09 MW，中区热负荷为3.87 MW，低区热负荷为4.78 MW。设置2台5.6 MW 燃气热水锅炉：其中#1炉采用PAVE 系统，主要设备由空气换热器、烟气换热器、烟气冷凝器、湿燃烧燃烧机、混水泵、冷凝水循环泵等构成；#2炉为常规燃气锅炉。

在2019—2020 年的采暖季，PAVE 系统在调试完成后运行了较短时间，就PAVE 系统与常规燃气锅炉系统的运行数据进行了比对，见表8。

表8 PAVE系统与常规燃气锅炉系统运行数据对比Tab.8 Comparison of operation data between PAVE system and conventional gas boiler system

从实际运行效果看，PAVE 系统的效率较常规锅炉系统高4.37百分点。运行的同时，尽管没有采用烟气再循环技术，但是NOx的排放达了＜30 mg/m3的排放要求。采用PAVE 系统，需要新增烟塔换热器和空气塔换热器以及水循环系统，锅炉燃烧器需要更换为低氮燃烧器。与#2 炉相比，#1 炉投资增量为139 万元。

目前采用#2 炉的负荷率低于50%，当它在热效率最高的负荷条件下运行时，节能效果应该会更好。模拟仿真计算得到热效率可以提高6.2～10.0百分点，按提高6.2 百分点计算，PAVE 系统的增量投资回收期分析（按设计工况）见表9。

表9 PAVE系统增量投资回收期分析Tab.9 Analysis on payback period of PAVE system incremental investment

由表9 可见，如能达到满负荷小时数2 300 以上，可在6 年内收回增量投资。华北地区很难达到这个满负荷运行小时数，为提高项目需要进一步优化项目投资，或者在东北等供热时间长的区域推广使用。

为了提高项目经济性，推荐燃气锅炉+燃气氨水吸收式热泵/PAVE的联合运营方式。对于燃气氨水吸收式热泵，热泵装机比例在40%～60%之间市经济性较好。另外国产设备的自动控制系统稳定性还需完善。对于PAVE 系统，需要进一步优化投资，才能满足项目经济性要求。

5 结束语

文中结合具体案例，对燃气溴化锂吸收式热泵、燃气氨水吸收式热泵、PAVE 系统3 种新型技术路线的运行效果及适用性进行了分析。

（1）通过最近几年的工程实践，燃气溴化锂吸收式热泵被证明在大型供热系统中应用较为成功，经济性较好。以北京气价做测算，在锅炉房容量≤28 MW 的项目中不推荐使用，对于29 MW×4的燃气锅炉房，燃气溴化锂吸收式热泵装机按锅炉容量的60%选型经济性较好。

（2）燃气氨水吸收式热泵和PAVE 系统较适合于小型分散燃气采暖。

尽管有些技术还有待完善，但总体上采用该类技术，对烟气进行了深度利用，有效地减少了清洁供热时的气耗，具有较好的经济与社会效益。