山西兴能发电有限责任公司应用复合相变换热器烟气余热回收利用项目

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一、案例名称

山西兴能发电有限责任公司应用复合相变换热器烟气余热回收利用项目

二、案例业主

山西兴能发电有限责任公司位于古交市兴园路(古交矿区内)，规划装机容量3000MW，其中一期工程建设2x300MW燃洗 中煤空 冷发 电机组;二期工程建设2x600MW超临界、直接空冷、燃洗中煤发电机组，是山西省重点工程;三期筹划建设2x600MW超临界燃用煤矸石、煤泥的循环流化床直接空冷机组拟同步配套建设600万吨的粉煤灰水泥厂，年利用粉煤灰200万吨，形成煤-电一建材的循环经济产业链。

2011年公司产值23.21亿元，利税-2.15亿元，固定资产原值67.08亿元，固定资产净值57.26亿元。

主要设备及用能情况：

容 量一期:电动给水泵(4台)，5500kW;凝结水泵(4台)，容量1120kW;一次风机(4台)，容量1600kW;引风机(4台)，容量3000kW;送风机(4台)，容量1120kW;煤机(10台)，容量450kW。

二期:电动给水泵(6台)，容 量11000kW;凝结水泵(4台)，容量2000kW;一次风机(4台)，容量2500kW;引风机(4台)，容量4200kW;送风机(4台)，容量1500kW;煤机(10台)，容量650kW。

2011年，发电厂用电量71870万kW·h。

三、案例内容

1.技术原理及适用领域

复合相变换热器从根本上解决了低温腐蚀的难题，可大幅度回收锅炉余热，它的相变段是整个技术得以实施的核心部件之一。它将原热管换热器中互相独立的部分，通过优化设计构造成一个相互关联的整体。复合相变换热器是在多根并联的密闭管束构件外侧放热段，加热了进入空气预热器末级入口的冷风温度,提高了进去空预器的壁面温度从而保证该设备免受低温腐蚀。在多根并联的密闭管束构件外侧吸热段，将排烟温度与酸露点间的低温烟气余热热量进行吸收而使后续除尘器等免遭低温腐蚀，从而客观上节约了燃料和减少了污染物的排放。

2.节能改造具体内容

该次改造，在山西兴能发电有限责任公司3号、4号锅炉的电除尘入口烟道上，每条烟道加装2套复合相变换热器，系统按单元制设计。在采暖期，复合相变换热器回收的热量用来加热暖通热网首站的热网循环水。一路DN250的管道从暖通热网循环水泵出口的母管接出，将大约378t/h流量70°C的热网循环水分流送到复合相变换热器吸热升温到100°C后，再送回暖通热网加热器入口前的热网循环水母管。在非采暖期，复合相变换热器回收的热量用来加热主机凝结水。一路DN300的管道，从7号低压加热器入口、主机凝结水管道调节阀前接出，将大约699t/h流量70°C的主机凝结水分流送到复合相变换热器吸热升温到100°C后，再送回7号低压加热器入口的凝结水管道。

3.项目实施情况

3号机组安装工程于2012年8月5日正式开工，至2012年11月15日竣工。4号机组安装工程于2012年11月3日正式开工，2013年3月12日竣工。

目前，客户相变换热器吸收的烟气热量采暖期加热网水,非采暖期用来加热凝结水采暖期增加汽轮机发电能力约2.2MW。非采暖期增加汽轮机发电能力约1.5MW。在各工况下通过自控系统保证相变换热器壁面温度定在设计值，从而保证了系统的正常运行。

四、项目年节能量及节能效益

1.年节能量

(1)改造前后系统(设备)用能情况及主要参数。

客户3号、4号锅炉运行数据，其全年非采暖期满发工况机组实际排烟温度平均约148°C，采暖期满发工况机组实际排烟温度平均约135°C左右，年均排烟温度约141.5°C，高于锅炉额定工况设计参数的121°C，改造实施后，排烟温度可以降低16~29C，回收烟气余热非采暖期约24172kW，采暖期约13336kW，3号、4号机组每台最大可增加发电能力非采暖期约1.723kW，采暖期约2.577kW，两台机组改造后每年净增发电量2280万kW·h。

(2)节能量计算方法。

吸热量转换成发电量的计算方法依据山西电力勘测设计院可研报告核算，具体计算公式如下:

a.凝结水或热网循环水的吸热量的理论计算公式(额定工况)

q-Qwx(hw.-h )

这里，qi-凝结水或热网循环水的吸热量;

O--凝结水或热网循环水通过相变换热器的流量，kg/s;

-相变换热器入口处凝结水的焓1wo即凝结水在汽封冷却器出口的焓值kJ/kg，或者相变换热器入口处热网循环水的焓值，即热网循环水在循环水泵出口的焓值，kI/kg;

--相变换热器出口处凝结水或热hwi网循环水的焓值，kJ/kg;

节省汽轮机抽汽量的理论计算公式：

AQc=q/[(h.-h)xnp]

这里，AQc--汽轮机减少的回热抽气量，kg/s;

h。--汽轮机抽汽的焓值，kJg;

h--汽轮机抽汽的疏水焓值，kJ/kg;

nrp--换热器的换热效率，低加取99%;热网加热器取98%;

汽轮机增加发电能力的理论计算公：
AP,=ΔQcx(h.-h,)xn

这里，△P--汽轮机增加的发电能力，kW;

h,--汽轮机排汽的焓值，kJ/kg;

n:--汽轮机低压缸的效率，按汽机性能试验报告取值91.7%;

d.改造实施后，机组增加的能耗AP2主要包括三部分:

烟道系统阻力增加，引风机电耗增加:每台机组两台引风机，非采暖期满发工况增加电耗约44kW，采暖期满发工况增加电耗约262kW。

汽轮机排汽量增加，空冷岛电耗增加:根据空冷厂原有的风机转速计背压曲线，非采暖期按TRL工况考虑，空冷岛耗电增加约90kW;采暖期按TMCR工况考虑，空冷岛耗电增加约45kW。

新设的管道升压泵的耗电量:非采暖期满发工况，管道泵电耗约40kW;采暖期满发工况，管道泵电耗约20kW。

(3)项目年节能量。

改造实施后，两台机组全年净增发电量约为2280万kW·h。经换算为年节约标准煤6382吨。

2.年节能效益

AR=APxhxr

这里，AR--年效益，元;

AP--扣除增加的耗电量后净增加发电量，kW;

h--机组年等效利用小时数;

r--电厂上网电价，元/W·h;

按电价0.3857元/kW·h计，两台机组全年节能收益为879.4万元。

五、商业模式

该项目采用节能效益分享型商业模式节能效益分享期从节能设备投运并经双方验收后次日开始，效益分享期为10年，前5年客户分享20%的节能收益，节能服务公司分享80%的节能收益。后5年客户分享80%的节能收益，节能服务公司分享20%的节能收益。

收益分享期满后，节能项目设备所有权归客户所有。节能收益每个月结算一次。节能收益分享结束以后，客户付清全部款项节能项目设备所有权及节能系统所有权归客户所有，设备移交清单以双方签字认可的设备现场到货清单为准。

六、融资渠道

该项目总投资为2230万元，该项目主要资金由节能服务公司股东筹资、政府补贴、公司自营资金组成，主要用于项目施工建设，如土建工程、采购设备、材料、主体安装等施工费用。