基于太古供热一级网回水集中降温的优化设计

赵 宁

(太原市热力设计有限公司，山西 太原 030012)

1 概述

为打造优美、和谐、宜居的生活环境，北方各地政府正积极推进集中供热全覆盖工程。近几年，由于房地产行业兴起，热用户猛增，而热源不足问题日益严重。另外，现状集中供热系统一次网回水温度均在40 ℃以上甚至更高，导致热能输送能力受限且散热损失较大，不仅增加管网建设投资，且增大了热源投入。基于以上两大背景，本文结合太原市城西燃气调峰热源厂项目建设，通过在厂区内设置热泵机组，降低太古一级网回水温度，提供能源利用率；同时，充分利用提取出的低品位能提升热源厂供热回水温度，节约锅炉燃气耗量，实现经济效益和生态效益双赢。

2 一级网回水集中降温的优化设计

2.1 工程概况

太原市已形成以热电联产和大型热源厂为主，燃气承担尖峰负荷的供热格局，并逐步实现多热源联网运行，通过统一的大热网形成的热源统一调配和事故工况下互为备用。

为弥补太原市西北部地区供热热源缺口，将新建1座燃气调峰热源厂，热源厂设计装机5台116 MW高温燃气热水锅炉，设计供热能力为580 MW，设计供热面积为1 100万m2。锅炉热水系统设计压力为1.6 MPa，设计供回水温度为130 ℃/70 ℃，锅炉房燃用天然气资料为Qdwy=35 680 kJ/m3，8 523 kcal/m3时，锅炉峰值用气量为6.4万m3/h。额定循环水量为8 313.3 t/h，主干管管径为DN1 200。

市区太古供热管网一次管网设计供、回水温度为120 ℃/60 ℃，设计压力为1.6 MPa，管线从市区中继能源站分3支引出，其中一支DN1 400管线位于该热源厂项目附近，根据运行期间实测，其回水温度43 ℃左右，循环水量8 500 t/h。

2.2 补燃型吸收式热泵技术

补燃型吸收式换热机组工作原理类似于溴化锂吸收式制冷机，可通过燃气直接驱动。其工作流程如下：

首先通过燃气燃烧使发生器内溴化锂水溶液受到加热后，溶液中的水不断汽化；随着水的不断汽化，发生器内的溴化锂水溶液浓度不断升高，进入吸收器。

冷剂水蒸气进入冷凝器，被冷凝器内的二次网水吸热降温后凝结，成为高压低温的液态水；当冷凝器内的水通过节流阀进入蒸发器时，急速膨胀而汽化，并在汽化过程中大量吸收蒸发器内一次网水的热量，进一步降低一次网回水温度。

低温水蒸气进入吸收器，被吸收器内的溴化锂水溶液吸收，溶液浓度逐步降低，再由溶液泵送回发生器，完成整个循环。

燃气燃烧后的烟气通过发生器后进入蒸发器，进一步降低一次网回水温度。

二次侧回水先过吸收器吸收一定热量进入冷凝器进一步吸热后供出。如此循环不息，连续将一次网热量传递给二次侧。

由于溴化锂稀溶液在吸收器内已被冷却，温度较低，为了节省加热稀溶液的热量，提高整个装置的热效率，在系统中增加了一个换热器，让发生器流出的高温浓溶液与吸收器流出的低温稀溶液进行热交换，提高稀溶液进入发生器的温度。其流程图见图1。

2.3 高效直燃型热泵选型参数

单台机组参数见表1。

表1 单台机组参数表

2.4 一级网回水集中降温系统设计

新建的城西燃气热源厂地块内设置补燃热泵车间，车间内设置4台燃气热泵机组，一次侧通过燃气驱动，将太古一级网回水温度从43 ℃降至20 ℃，循环水量为8 500 t/h，根据燃气热泵机组选型参数，可获得179.18 MW热量(其中91 MW从回水余热提取，88.18 MW由燃气提供)。二次侧：燃气热源厂主回水管经过4台燃气热泵机组，温度由70 ℃加热至90 ℃，再经过厂区锅炉间内5台燃气锅炉，将水温由90 ℃提高至130 ℃，总循环水量为8 313 t/h。直燃型吸收式热泵系统流程图如图2所示。

3 节能量及节气量计算

根据CJJ 34—2010城市供热管网设计规范，GB 50189—2015公共建筑节能设计标准及《实用集中供热手册》，年耗热量计算如下：

Qnn= 0.086 4NQnP。

QnP=Q(tn-tpj)/(tn-tw)。

其中，Qnn为采暖年耗热量；QnP为平均热负荷，kW；Q为采暖设计热负荷，kW；N为采暖计算天数，151 d；tn为采暖室内设计温度，18 ℃；tpj为冬季采暖室外平均温度，-0.9 ℃；tw为冬季采暖室外设计温度，-11 ℃。

1)本项目设计热负荷为580 MW，年耗热量按上述公式计算如下：

QnP=Q(tn-tpj)/(tn-tw)=580 000×(18+0.9)/(18+11)=378 000 kW。

Qnn= 0.086 4QnPN=0.086 4×378 000×151=4 931 539.2 GJ。

则本项目采暖季供热量为4 931 539.2 GJ。选用气源35 680 kJ/Nm3(8 523 kcal/Nm3)，燃气锅炉综合热效率按97%计算，则实际热源工序年耗热量，即企业购入天然气为：

M=4 931 539.2 GJ÷35 680 kJ/Nm3÷97%= 12 885.56×104Nm3/年。

2)通过设置直燃型吸收式机组提取低品位能后，天然气耗量计算如下:

经实测太古一级网回水温度采暖季维持在43 ℃左右，本文以43 ℃进行计算。直燃型吸收式机组从回水余热提取热量为91 MW，年耗热量为：

Qy=91×151×24×3 600/1 000 GJ=1 187 222.4 GJ。

燃气锅炉天然气用量为：

M1=(4 931 539.2-1 187 222.4)GJ÷35 680 kJ/Nm3÷97%=10 818.72×104Nm3/年。

直燃型吸收式机组天然气用量为：

M2=2 472 Nm3/h×24×151=895.85×104Nm3/年。

节约用气量：

Mj=M-M1-M2=1 180.99×104Nm3/年。

4 经济效益分析

本项目输入能源为天然气、电力、热力，输出能源为热力。本工程热力输出不变；节约燃气量为1 180.99×104Nm3/年，折合标准煤14 396.27 tce；增加用电量为W=180×24×151=65.23×104kW·h，折标煤约80.17 tce。

该系统节约的综合能源消费量(当量值)：

14 396.27 tce-80.17 tce=14 316.1 tce。

该系统全年运行时，燃气费按3.63元/Nm3计算时，节约燃气供热的成本为4 287万元/年。

电价按照0.55元/度计算，全年直燃型吸收式热泵机组系统增加电耗成本为36万元/年。

采用直燃热泵方式回收太古一级网回水中的余热后，此部分热量对比燃气供热，可节省燃气成本4 251万元/年。

根据估算，增加该系统总投资约4 190万元，其中4台高效直燃热泵设备投资约3 650万元，新建机房及安装工程等费用约540万元。项目投资回收期约0.93年。

5 结语

本系统采用的余热回收系统中吸收式热泵机组突破了常规能源利用的情况，减少了燃气消耗量，节能显著。理论上可实现当年投资当年盈利，不仅如此，太古一级网回水温度降低，管网散热损失大大减少，为太古热源节能增效，实现互利双赢。