引言

随着城镇化的发展和居民生活水平的提高，我国北方城镇集中供热面积增长迅速，城市供热热源紧张。集中供热系统多数以热电联产机组作为主要热源，联产机组通过抽汽供热，同时存在大量的乏汽余热可供回收利用。尤其是直接空冷机组，其排汽背压较高，余热品位较高，冷端损失是热力循环中的最大损失，一般可占到燃料总发热量的40%以上。乏汽热量对于电厂来说是废热排放，但对于仅需低品位热源的建筑采暖而言则构成巨大的能源浪费。常规集中供热管网系统采用板式换热器，热网回水温度在50～70℃，回水温度过高不利于低品位余热的回收利用，而且供回水温差小，热网输送能力受限。

针对以上问题，清华大学于2007年首次提出基于吸收式换热的集中供热技术，利用一次网高温供水中蕴藏的高品位热能的做功能力，通过在热力站设置吸收式换热机组降低一次网的回水温度，该技术可使一次网回水温度降低至25℃以下，提高热网的输送能力，并为电厂乏汽余热的回收利用创造更有利条件；同时在电厂内通过设置吸收式热泵，利用电厂抽汽作为驱动力回收乏汽余热，大幅提高供热能力。对严寒地区某城市的集中供热系统，提出一种基于吸收式换热技术的改造方案，对2台300 MW空冷机组的乏汽余热进行回收利用，替代现状小热电及小锅炉供热。

1 供热现状及热负荷情况

X市为位于我国严寒地区的某典型集中供热城市，现状供热面积1300万m2，现状集中供热系统如图1所示，供热热源有2家热电厂R1、R2和4座锅炉房G1～G4，其中热电厂R1现状有3台12 MW和2台25 MW的小型抽凝热电机组，热电厂R2原本为2台300 MW直接空冷发电机组，后进行打孔抽汽改造为供热机组，单台额定抽汽200 t/h，抽汽压力0.4 MPa，排汽460 t/h；目前1#机组已进行改造，安装吸收式热泵机组，回收乏汽98 t/h，仍有大量乏汽余热资源可供回收利用（见表1）。

由此可见，转基因产品之所以引起人们的质疑，主要由于它涉及了人们对自身安全的担忧，尤其是与人们生活息息相关的吃的东西。一般而言，吃的东西都叫做食品，包括法律法规中的食品和部分农产品。但是，因为各种原因，一般国家在相关法律法规中，食品并不包括农产品。但是，我们在对转基因产品进行规范时，却不适合将两者分开规定或者舍弃某一部分，所以笔者认为，我们应该确立一个新的概念，即转基因产品。转基因产品既包括转基因食品包括的所有内容，也包括农业转基因生物中的所有内容，即转基因产品是指利用基因工程技术改变基因组构成，产生的用于农业生产或者农产品加工的动植物、微生物及其产品以及经过深加工的转基因食品。

  

图1 X市集中供热管网现状图

 

表1 X市现状热源情况

  

热源 热源规模（MW）热电厂R1热电厂R2燃煤锅炉房G1燃煤锅炉房G2燃煤锅炉房G3工业余热锅炉G4小计建设时间（年）1988-1996 2007年2011 2013 2005 2013 3×12+2×25 2×300 2×116+3×29 2×58 1×58+3×29 2×29现状供热面积（万m2）200 400 350 130 170 50 1300

根据X市的城市发展规划及新增负荷统计情况，预计到2025年新增750万m2供热面积，总集中供热面积达到2050万m2。根据现状运行数据分析，现状采暖热负荷指标在57～60W/m2，新建建筑按照节能标准选取热指标40W/m2，得到2025年综合采暖热指标53W/m2，供热负荷将达到1080 MW。

2 余热回收改造方案

根据上述方案流程的设计，电厂与调峰锅炉之间形成梯级加热的流程，目的是降低电厂的出水温度，从而减少尖峰加热器的蒸汽用量，可更多的利用抽汽驱动热泵，最大限度的实现乏汽余热的回收利用。根据现状热网的布局，为实现上述流程需对供热管网进行改造，增加部分管路如图3所示：建设热电厂R2与调峰锅炉G1间DN1200的供回水管路，及R2与调峰锅炉G2间DN800的供回水管路，使供热系统形成分别以G1和G2为调峰热源的两个供热分区，其中G1分区供热面积1355万m2，主要包括城区北部及西部区域；G2分区695万m2，主要为东南部区域。由于主干管网的改变及替代部分现状热源，需新建分支管线如图3中的管路3、管路4、管路5。通过上述改造，2个供热分区的热网回水首先回到电厂内加热，后输送至调峰锅炉处加热后供出，形成电厂-锅炉梯级加热的形式，电厂承担基础负荷，降低了电厂的出水温度，增加乏汽余热回收量。整个采暖季可按照质调节方式运行，热网管路的流量稳定运行。

改造方案总投资4.56亿元，其中热源改造投资1.65亿元，管网建设1.72亿元，热力站建设1.2亿元，其中新建大温差站0.6亿元，改造大温差站0.6亿元。

通过新建及改造吸收式大温差热力站，实现900万m2的大温差热力站供热，这部分站的一次网回水温度可降低至25℃；其余常规热力站采用板式换热器，控制合理的换热端差，回水温度可达到50℃；整个热网回水温度降低至41℃。在电厂内通过设置凝汽器及吸收式热泵机组回收余热，分别在2台机组空冷排汽管道的上升段开孔，将乏汽引入凝汽器及热泵机组。为提高排汽余热回收的比例，方案设计适当抬高机组排汽背压：1#机组至15 kPa，2#机组至23 kPa，抬高背压会减少机组低压缸的发电量，但可通过凝汽器回收部分余热，并提高余热回收机组的出水温度，增加余热回收量，从热量的梯级利用和经济性上来说是合理可行的。2台机组凝汽器采用热网水侧串联形式，吸收式热泵采用并联形式，热网回水首先经过2台凝汽器由机组排汽串联加热至60℃，后并联进入2台热泵（其中热泵1为现状热泵），热泵以机组抽汽为驱动热源，回收排汽将热网水加热至91℃，后经尖峰加热器抽汽加热至95℃供出；然后热网水进入调峰锅炉房加热至120℃后输送至各热力站供热（见图3）。

  

图2 供热改造方案系统流程图

  

图3 供热管网改造方案示意图

现状燃煤锅炉供热比例大，供热能耗大，污染重，从节能减排角度出发，考虑关停R1热电厂老旧机组及各热源厂35 t以下小锅炉，则到2025年将存在369 MW的供热缺口；同时R2热电厂2台300 MW机组拥有大量乏汽余热可供回收利用。针对以上问题提出供热系统的整体改造方案如图2所示。

3 节能减排及经济效益分析

3.1 节能减排效益分析（见图4）

  

图4 规划方案热负荷延时曲线

现场还有一块示范田，将南京农业大学的多项技术进行了集成应用，包括智能化育秧、秸秆绿色综合利用、机插—施肥—除草一体化、大田精确定量绿色智慧管理等技术，基本实现了全程机械化、绿色化、智能化生产，一个“智慧农场”的雏形已清晰可见。

3.2 经济效益分析

关于东阳市第三次土地调查工作的思考（陈玉雁等） .....................................................................................5-44

规划方案采暖季的热负荷延时曲线如图4所示，到2025年可实现回收余热435 MW，年回收余热701万GJ，占总供热量的60%，可替代R1热电厂、G3锅炉房等小型热源，年节约标煤29.9万t（按替代锅炉效率80%计算），年减排二氧化碳92万t，二氧化硫2540 t，氮氧化物1298 t。

本项目为在现有供热基础上的改造项目，因此拟采用项目有无对比法，按照改造后与改造前收益、成本等的增量，来评估改造投资的经济效益。项目改造后，由于乏汽热量的使用，热源的总供热能力得到增加，因此总供热面积增加，与改造前最大供热能力比较所增加的供热面积是本投资的增量供热收益；由于乏汽承担基础负荷，调峰锅炉消耗的燃煤相对改造前得以减少，这是本项目的增量节煤收益；增量成本主要包括4个部分，分别为回收乏汽影响的发电能力、增加供热抽汽影响的发电能力，增加供热面积而增加的水泵耗电以及热网补水。乏汽回收以及增加抽汽量均会影响电厂的发电能力，影响的发电量乘以上网电价作为影响发电的增量成本；水泵耗电和补水费用包括一次网和二次网，按照增量面积计算。

电厂抽汽热价16.5元/GJ，采暖费23.8元/m2，上网电价0.31元/KWh，煤价500元/t。现状热电厂R2及锅炉房G1、G2（不含35t及以下锅炉）总供热能力为709 MW，改造后系统总供热能力为1080 MW，可增加供热面积700万m2，这部分年增量收益1.67亿元，年减少调峰锅炉耗热量249万GJ，节省燃煤费用0.53亿元；增加供热抽汽及抬高乏汽背压影响发电共计2.2亿KWh，这部分影响发电成本共计0.68亿元，一次网及二次网增量水电费用共计0.17亿元；年增量收益减去成本为1.35亿元，项目静态投资回收期为3.4 a，经济效益良好。

4 结语

X市为位于严寒地区的典型集中供热城市，现状2台300 MW空冷机组存在大量乏汽可回收用于供热。文中对X市的供热现状进行分析，提出一种基于吸收式换热的整体改造方案：通过新建及改造部分现状热力站为吸收式大温差热力站，使得热网整体回水降低至41℃；在电厂内通过设置凝汽器和吸收式热泵回收乏汽余热，采用凝汽器串联+热泵并联的系统流程；对供热管网系统进行改造，通过增加电厂及调峰锅炉间的管路形成电厂-锅炉梯级加热的流程，使得电厂承担基础负荷，降低电厂热网水出水温度，提高余热回收比例。方案可实现回收乏汽余热435 MW，年回收余热701万GJ，节约标煤29.9万t。该项目为在现有供热基础上的改造项目，采用有无对比法进行经济性分析：改造方案总投资4.56亿元，改造后年增加收益（增加供热面积及节省调峰锅炉煤耗）2.2亿元，年增加成本（包括响应发电成本、热网水电费增量成本）0.85亿元，年增量收益减去成本为1.35亿元，项目静态投资回收期为3.4 a，经济效益良好。

该3×750 t/d垃圾焚烧发电厂设计厌氧进水量800 m3/d。参照2018年1—6月该垃圾焚烧发电厂实际运行数据，渗沥液原液、处理后浓缩液、沼气产量、污泥产生量见表3。

参考文献

[1]尚继鹏，陈淑琴.乏汽综合利用改造技术在300MW直接空冷机组中的应用分析[J].山西电力，2011，（3）：37-39.

[2]付林，李岩，张世刚，等.吸收式换热的概念和应用[J].建筑科学，2010，26（10）：136-140.

[3]李文涛，袁卫星，付林，等.利用吸收式热泵的电厂乏汽余热回收性能分析[J].区域供热，2015，（4）：23-28.