含余热回收装置及压缩式热泵的垃圾焚烧电厂能效优化

2021-05-11钟吴君范文帅周任军

电力系统及其自动化学报 2021年3期

钟吴君，潘轩，范文帅，章杰，周任军

（1.长沙理工大学电气与信息工程学院，长沙 410114；2.中国能源建设集团湖南省电力设计院有限公司，长沙 410007）

垃圾焚烧电厂是处理“垃圾围城”问题的有效方式之一[1]，其因具有“无害化、减量化、资源化”的优势已逐渐被国家和地方政府重视。随着全国主要城市垃圾分类政策的实施和垃圾焚烧机组的进步，垃圾焚烧处理率有望突破50%，垃圾焚烧电厂的发展前景十分可观[2]。垃圾焚烧电厂主要建在靠近负荷中心的位置，相对远离市区的火电厂，垃圾焚烧电厂热电联产具有地理优势，适合完成城市供热供电，可有效降低热能传输损耗与管网建设成本。但由于垃圾焚烧电厂燃料的限制与有害烟气处理的高能耗，其能效利用水平与经济性较差。

目前，关于垃圾焚烧电厂的研究主要聚焦于垃圾焚烧电厂的综合效益、烟气有害成分及渗滤液的处理、选址等方面[3-6]，针对垃圾焚烧电厂能效与经济性提高的研究较少：文献[7]提出加装烟气储气装置将发电时间和烟气处理时间解耦，来提高其经济效益；文献[8]提出将垃圾焚烧电厂与燃煤电厂相结合，通过余热锅炉将垃圾焚烧产物中获得的能量通入燃煤电厂的蒸汽循环中，以提高垃圾发电效率；文献[9]探索了锅炉温度和压力变化对垃圾焚烧发电效率的影响。上述文献虽然在提高能效利用和经济性方面取得了一定成果，但均未针对运行经济性与能效利用率提高，提出解决问题的有效办法和量化模型。

因此，本文提出一种垃圾焚烧电厂热电联产模型：在烟气处理装置末端加装余热回收装置对经处理后的废气余热加以回收，并利用压缩式热泵将回收的低温热源中的能量转移到高温热源中，与热电联产机组的产热共同满足热负荷的需求，以此提高垃圾焚烧电厂整体能效。并根据电热价格进行日前优化调度，提高垃圾焚烧电厂的运行收益。

1 含余热回收装置及压缩式热泵的垃圾焚烧电厂

1.1 热电联产垃圾电厂

垃圾焚烧电厂由垃圾池、焚烧炉、热电联产机组、烟气处理装置组成。首先固定配额的城市生活垃圾经分类后送入垃圾焚烧电厂垃圾池，在垃圾池内进行预处理过程：将混合垃圾进行5～7 d静置，过滤掉多余水分，同时通入部分热量加速堆肥过程，使垃圾升温，再通入过量空气，使垃圾进一步脱水，经过干燥稳定处理的垃圾含水率提高垃圾热值，增加其燃烧效率[10]。

将处理好的垃圾送入焚烧炉进行充分焚烧，产生高参数的高压蒸汽，高压蒸汽通入抽气式热电联产机组，垃圾焚烧电厂热电联产机组与传统煤电热电联产机组[11]相比，除燃料和锅炉部分外的运行特性是基本一致的[12]。

抽气式汽轮机相比于背压式和凝气式汽轮机来说，调节更加灵活，可在合理范围内调节热出力与电出力的关系：高压蒸汽通入汽轮机高压区，部分经过汽轮机做功后直接供给外界热负荷，余下部分蒸汽通入汽轮机低压部分继续做功，直到凝气状态。通过调节进入汽轮机低压部分蒸汽量来调节其产热量与产电量。产出的电能直接接入电网，热能直供热负荷。

在垃圾焚烧的过程中，同时产生大量烟气，其中包含二噁英、重金属、颗粒物等各种有毒有害污染物，需通入烟气处理系统处理后达到要求后进行排放。烟气处理装置能耗较高，一般占其总发电量的25%[7]，但由于垃圾焚烧电厂主要定位功能是对城市垃圾的处理，此环节必不可少。

垃圾电厂结构如图1所示。

图1 垃圾电厂结构Fig.1 Structure of waste power plant

1.2 余热回收装置结构及能效函数

现阶段的余热回收装置基本成熟，但是用于垃圾焚烧电厂的烟气余热回收鲜见报道。垃圾经焚烧后产生大量蒸汽与烟气，其中蒸汽送入热电联产机组进行产热产电，而产生的烟气会通入烟气处理装置在反应塔内与处理试剂发生反应[13]，除去其有害成分，再经过除尘装置处理后达到排放要求，排放到大气中。

我国的垃圾焚烧项目的烟气处理装置常采用“SNCR+半干法+干法+活性炭喷射+布袋除尘”的组合工艺进行烟气处理，不同于一般火电厂，为了防止烟气的低温腐蚀与滤袋糊袋等问题的出现，烟气处理过程需要较高温度，经处理后排放的烟气温度会控制在150℃左右，且含水量较高，约为20%，其中包含大量显热与水蒸气凝结潜热。

这一部分热能的直接排放会造成大量热能未能有效利用。通过对电厂烟气成分与排烟温度等参数进行余热能量分析计算，以500 t/d焚烧炉产生的烟气为例进行计算，对其烟气进行降温，约有15 MW左右的余热量可被利用[14]。

对于烟气的物理显热与气化潜热，在烟气出口加装带有直接接触式的冷凝换热器的洗涤塔可以很好地回收烟气中的余热。

直接接触式冷凝换热器是使用液体介质水在烟气中直接雾化喷淋与高温气体直接混合换热，中间液体水在吸收烟气中显热的同时，使烟气降温到露点以下，烟气中的水蒸气凝结放出隐热，从而将气体中的热量交换到水中，经过此过程，气体从150℃降温至35℃左右，其能效利用率大幅提升，而其塔底的冷凝水余温也达到35℃，其中包含了烟气余热中的大部分显热与潜热，将其作为余热水通入压缩式热泵，提取其中的热能，用于加热热负荷的回水，使其温度提升，进而达到供热目的。在图1虚线位置，普通热电联产垃圾焚烧电厂模型基础上加装图2所示整套余热回收装置。

图2 余热回收装置结构Fig.2 Structure of waste heat recovery device

余热回收装置能效函数为

式中：Q1为回收装置余热量；λ1为冷凝塔能效利用率；QY为烟气中所含能量。

1.3 压缩式热泵结构及能效函数

余热回收装置回收的余热水温度仅为35℃，很难达到60℃的供热要求，而热泵能利用高品质的驱动源从低温热源中吸取热量转移到高温热源，实现热量从低温状态转移至高温状态，从而使得回收的热能得到更好的利用

根据驱动源的不同可将热泵分为以电能或机械能为驱动能源的压缩式热泵和以热能为驱动能源的吸收式电泵。为了能使余热回收装置回收的热量更好地解耦热电关系，使能效进一步提高，本文采用压缩式热泵作为转移余热水热量装置将35℃低温余热水中的热量，通过消耗电功率做功，转移至到高温供暖水源中，将50℃供暖回水加热至适合供暖温度60℃。

压缩式热泵消耗少量的电能来转移并传递热量[15]，如图3所示，在蒸发器内，循环工质液体与低温热源进行换热，工质液体吸收余热后变为蒸汽状态，通入压缩机后消耗电能进行压缩过程，蒸汽经压缩后变为高温高压的过热蒸汽，过热蒸汽进入冷凝器释放出热量加热热网回水，而释放完能量的过热蒸汽降温成为高压工质液体，通入节流阀进行降压，变为低温低压工质液体再次循环通入蒸发器，完成循环过程。

压缩式热泵能效函数为

式中：PP为压缩式热泵消耗的电功率；COP为压缩式热泵性能系数；Q2为热泵出口热量。

图3 压缩式热泵工作原理Fig.3 Working principle for compression heat pump

根据压缩式热泵设备原理，随着余热水源的进水温度的提高，余热水源与工质液体之间的温差会增大，其换热效率会进一步提高，增加余热水内余热提取效率。

如图4所示，从余热水温度对COP的影响[16]便可看出常温水源与吸收废气中的余热冷凝水作为低温热源的区别，相对于常温水源来说，其COP提升约为30%，且余热水的能量来源为烟气处理过程中的烟气，进而论证出此模型的高效率。

图4 COP与进水侧余热水温度关系Fig.4 Relationship between COP and residual hot water temperature on the inlet side

2 利用烟气余热的热电联产日前优化调度模型

2.1 整体运行效益最大化目标函数

垃圾焚烧电厂调度中心预测日前电价与日前热负荷信息，在满足供热负荷的情况下制定以垃圾电厂的整体运行收益最大化为目标的垃圾燃烧计划与产电产热计划，其目标函数为

式中：f为垃圾焚烧电厂预计净整体运行收益；Iw为售电收益；Qw为售热收益；Cop为余热回收及压缩式热泵设备运行成本；Ces为环境补偿；Psell.t为垃圾焚烧电厂t时刻入网电量，是受垃圾焚烧电厂发电量、压缩式热泵耗电量与烟气处理装置耗电量所共同决定的决策变量；Kd.t为垃圾焚烧电厂调度中心预测日前t时刻电价；QFH.t为t时刻日前预测热负荷；Kq为单位热价；Kop为余热回收及压缩式热泵设备运行成本系数，设备的功率运行成本系数包括人员管理、机组启停、技术成本等，可用热泵消耗功率运行成本定量描述；Pp.t为t时刻压缩式热泵消耗电功率；Kes为环境补偿系数，由政府政策所制定；T总为日垃圾燃烧配额。

2.2 含余热回收装置及压缩式热泵的垃圾焚烧电厂约束条件

因为垃圾焚烧电厂燃料的特殊性，不同于传统热电联产火电厂，不需考虑其燃料成本，政府根据热电联机组装机容量，每日的垃圾配额固定，单位吨垃圾所产生的烟气量与蒸汽的量相对固定，所以设每日所产生的蒸汽总量与烟气的总量固定，即

式中：Qz总为每日蒸汽总量；Qy总为每日烟气总量；Tt为t时刻燃烧垃圾的吨数；T总为每日燃烧垃圾总量；Qz、Qy分别为燃烧单位吨垃圾所产生的烟气能量和蒸汽能量。

电功率平衡约束表述为各个时段垃圾焚烧电厂电总出力等于电网接受的出力，其表达式为

式中：PG.t为t时刻热电联产机组汽轮机电出力；PP.t为t时刻压缩式热泵消耗电功率；λ2为烟气回收装置消耗电能系数。

热量平衡约束为

式中：Qsell.t为t时刻入热网热量：QFH.t为t时刻供热负荷量：QG.t为t时刻热电联产机组产热量：Q2.t为压缩式电泵t时刻产热量。

余热回收装置与压缩式电泵t时刻产热量数学模型为

因为余热回收装置回收余热量与垃圾焚烧量有关，故热泵产出能量存在上限，所以需添加约束：

由于抽气式热电联产机组在抽气阶段可以通过控制调节进入汽轮机低压部分的蒸汽量，进而较为灵活地调节其发电量与产热量，其热电关系可由抽气量与总进气量来描述[17]：

式中：k1、k2、k3为常数；Din.t为t时刻总进气量；DC.t为t时刻供热抽出蒸汽的量。

为了简化模型，假定蒸汽比焓与内效率不随流量而变化，蒸汽量与其蒸汽所含能量之间呈线性关系，于是可推出抽气式热电联产机组热电关系，其热电关系可以采用抽出蒸汽中所含能量与总进气中所含能量来描述，即

将式（14）、（15）代入式（13）可推出

式中：k4、k5为常数；QC.t、Qin.t为t时刻供热抽出蒸汽中所含能量与总进气中所含能量；λQ为产热效率。

热电联产机组电出力约束为

式中，PG.max、PG.min分别为热电联产机组最大、最小电出力。

热电联产机组电出力爬坡约束为

式中，Pup、Pdown分别为抽气式热电机组最大上、下电爬坡出力。

热电联产机组供热量约束为

式中，QGmax为热电联产机组最大供热量。

汽轮机热爬坡约束为

式中，Qup、Qdown分别为抽气式热电机组上、下热爬坡量。

2.3 日前优化调度策略

根据国家相关政策[18]，电网企业（含电力调度机构）根据国家确定的上网标杆电价和保障性收购利用小时数，结合市场竞争机制，通过落实优先发电制度，在确保供电安全的前提下，全额收购规划范围内的可再生能源发电项目上网电量。

根据政府制定的垃圾的配额量，垃圾焚烧电厂的发电范围已经确定了上限，所以可以说垃圾焚烧电厂的上网电量对于其他火电厂而言具有优先上网权。而考虑到市场竞争机制和分时电价的大趋势，本文对于垃圾焚烧电厂上网的标杆电价采用分时电价的方式上网，更能体现该模型的灵活性，也能最大化垃圾焚烧电厂的效益。

图5为垃圾焚烧电厂日前优化调度示意，其具体策略如下：

图5 日前优化调度示意Fig.5 Schematic of day-ahead optimal dispatching

（1）垃圾焚烧电厂调度中心根据历史热负荷数据，预测出次日每小时热负荷数据，对于工业用热的热负荷来说，一般是固定的曲线，对于居民取暖用热的热负荷，可通过温度进行预测；

（2）垃圾焚烧电厂调度中心根据历史电价数据，预测次日每小时电价数据；

（3）垃圾焚烧电厂调度中心将预测得到的热负荷数据与次日电价等信息代入该模型，在满足热负荷需求与垃圾焚烧电厂各环节约束的前提条件下，以次日售电收益最大化为目标，安排垃圾焚烧电厂的垃圾焚烧计划从而确立电厂的整体电出力方案，并向电网调度上报；

（4）电网调度确认其出力方案并批准其上网。

3 算例分析

3.1 算例仿真情景设定

设定垃圾焚烧电厂两种运行模式：①不加装余热回收装置及压缩式热泵的普通热电联产垃圾焚烧电厂；②加装余热回收装置及压缩式热泵的热电联产垃圾焚烧电厂。

采用的算例参数为：以某地区典型垃圾焚烧电厂为例，加装含压缩式电泵的余热回收装置，其中垃圾焚烧电厂每日燃烧垃圾总量为500 t，装设一台处理量500 t/d的垃圾焚烧炉，20 MW抽气式热电联产机组，热电联产机组最大电出力为20 MW，最小电出力为5 MW，其最大热出力为20 MW，烟气回收装置耗电系数取0.2，抽气式热电机组上、下电爬坡出力约束均取2 MW/h，抽气式热电机组上、下热爬坡出力约束均取5 MW/h，压缩式热泵的COP取负荷工程实际情况约2.7，冷凝塔效率取0.8，单位热价取108元/（MW·h），环境补偿系数取80元/t，调度周期为24 h，时间尺度为1 h，其典型日前预测电价如图6所示。

图6 典型日前预测电价Fig.6 Typical day-ahead forecasted price

其典型日前预测热负荷如图7所示。

图7 典型日前预测热负荷Fig.7 Typical day-ahead forecasted heat load

3.2 算例仿真结果

为了验证此模型的合理性与有效性，在Matlab环境下进行算例仿真，以优化调度策略为基础，利用Yalmip工具包，得到了两种模式下的日前优化调度结果，并将两者进行对比分析。其结果如图8～图11所示。

图8 两种模式下入网电量Fig.8 On-grid power in two modes

图9 两种模式下热电联产机组热出力Fig.9 Thermal output from CHP unit in two modes

图10 压缩式热泵出力曲线Fig.10 Output curve of compression heat pump

3.2.1 运行特性分析

结合图8～图11可知，在01：00—04：00时段，电价处于低谷期，热负荷处于高峰递增的阶段，此时售电电收益处于低谷，在模式2中，压缩式热泵启动，利用低温热源与少量热电联产机组电出力做功产生热量，与热出力达到平衡高峰时期热负荷，降低电价低谷的入网电量，降低了其热电联产机组入网电量的下限。与模式1相比，以更少的垃圾燃烧量平衡了高峰期的热负荷，使更多的垃圾能在电价高峰期燃烧产电，造成更大的收益。

图11 两种模式下垃圾燃烧计划Fig.11 Waste combustion plan in two modes

在04：00—06：00时段，热负荷递减而电价保持稳定低谷，此时模式1与模式2的垃圾燃烧量保持同样的递减趋势。由于垃圾燃烧量减少，导致烟气量的下降与所需平衡热负荷的减少的共同作用下，压缩式热泵出力减少。

在06：00—09：00时段，热负荷递减，电价迎来第一次攀升，此时由于模式2所添加的压缩式电泵对热电联产机组的解耦，在满足相同热负荷的前提之下，模式2的运行方式在06：00点便灵活地响应了电价的刺激，以最大爬坡功率增发电量，实现目标收益最大，而模式1的运行方式直至09：00点才满足热负荷并响应电价。

在09：00—13：00时段，电价递增至高峰而热负荷保持低谷，模式1模式2同时响应日前电价刺激，安排递增的垃圾燃烧计划使得机组以满爬坡功率增发发电量。同时由于垃圾燃烧的增多，可用的烟气余热量也递增，压缩式热泵出力开始递增，在12：00时，由于电价达到高峰阶段，受到运行成本的约束，压缩式热泵稍降低其出力，直至13：00电价达到峰值后，压缩式热泵开始持续增加出力至高峰。

在13：00—17：00时段，电价维持高峰阶段，热负荷也递增，因为热负荷的增加与垃圾总量的限制，模式1于15：00开始减少其电出力来满足其热平衡，而模式2由于余热回收装置及压缩式热泵作用延长了电价高峰时期的高电出力，于16：00才开始减小电出力，而15：00—16：00时段所需平衡的热负荷，由压缩式热泵以满足烟气余热量约束的最大功率运行提供。值得注意的是，即使目标函数是以电收益最大化为目标求解的，在电价最高峰时期，该运行模式也使压缩式热泵以满功率运行消耗电出力来平衡热负荷，证明其效率之高。

在17：00—24：00时段，电价逐渐递减，而热负荷增至高峰，模式1因为其机组的约束，于20：00开始增加垃圾燃烧量来平衡热负荷，而模式2因为热泵的少量出力，将此时间推延至23：00。

3.2.2 经济性分析

根据典型日数据求出两种模式下的整体运行收益如表1所示。