蒸汽泵烟气余热回收供热系统技术经济性分析

基于蒸汽泵烟气余热回收技术,将常规燃气锅炉供热系统改造为蒸汽泵烟气余热回收供热系统。介绍3种蒸汽泵烟气余热回收供热系统流程,测算蒸汽泵烟气余热回收供热系统节气量、增量投资回收期,评价系统改造经济性。3种蒸汽泵烟气余热回收供热系统分别为单冷源两塔系统、双冷源两塔系统、双冷源三塔系统。与改造前相比,蒸汽泵烟气余热回收供热系统的系统热效率得到不同提升,特别是双冷源三塔系统,系统热效率由改造前的92.5%,提升至99.9%,1个供暖期的天然气节气量达到8.19×10⁴ m³。单冷源两塔系统、双冷源两塔系统、双冷源三塔系统的增量投资回收期分别为15.8、12.3、9.0 a,双冷源三塔系统的经济性最佳。     

酒店建筑污水源热泵供热的技术经济性分析

某酒店供热面积约10. 1×10~4m~2,房间末端装置为风机盘管,采用市政热网集中供热。在距酒店仅1. 5 km处有污水处理厂,考虑将污水厂排水作为低温热源加以利用,采用污水源热泵机组替代市政热源。将市政集中供热系统作为比较对象,采用差额静态投资回收期作为评价指标,评价污水源热泵供热系统的经济性。污水源热泵供热系统的设备材料造价为607×10~4元,供暖期运行费用为222. 25×10~4元/a。热价取34元/m~2时,市政集中供热系统的年热费为343. 4×10~4元/a,供热介质循环泵年电费为10. 47×10~4元/a。可计算得到污水源热泵供热系统的差额静态投资回收期为4. 61 a,经济性比较理想。     

燃气轮机进空气冷却方式的经济性比选

以广州地区某园区燃气分布式能源站(以燃气轮机作为原动机)为例,提出采用蒸汽型溴化锂吸收式冷水机组(以下简称吸收式冷水机组)、电制冷机组对燃气轮机进气(空气)进行冷却,对两种制冷设备进行选型与造价测算。以燃气轮机发电机组在全年100%负荷率(指发电功率的负荷率)条件下,测算燃气轮机进气冷却前后的燃气轮机耗气量、燃气轮机发电机组输出电功率、余热锅炉蒸汽产量。计算采用两种制冷设备时的项目收益与静态投资回收期,确定最佳制冷设备。吸收式冷水机组、电制冷机组的造价分别为420×10~4、350×10~4元,典型年项目收益分别为45. 43×10~4、213. 45×10~4元,静态投资回收期分别为9. 24、1. 64 a。采用电制冷机组冷却燃气轮机进气,经济性比较理想。     

燃气轮机分布式能源系统进气冷却改造

某天然气分布式能源系统(以下简称分布式系统)项目,采用燃气轮机发电机组发电,余热锅炉利用燃气轮机排烟制备蒸汽、生活热水。针对生活热水利用不充分的问题,增设溴化锂吸收式冷水机组(采用余热锅炉制备的生活热水作为热源),在4～10月对燃气轮机进气(空气)进行冷却(其他时间生活热水仍进行常规利用),以提高燃气轮机发电机组的发电功率。将改造前分布式系统作为比较对象,对分布式系统改造设备采购及安装费用、改造后年运行费用增量、改造后年收益增量进行测算。分布式系统改造设备采购及安装费用为623×10~4元,改造后年绝对收益增量(年收益增量减年运行费用增量的差)为261. 76×10~4元/a,项目静态投资回收期为2. 38 a,项目经济效益明显。     

基于增热型吸收式换热的燃气锅炉集中供热技术节能效益分析

开发可再生能源-地热和回收锅炉烟气余热是提高既有供热系统供热能效的有效措施。本文研究的基于增热型吸收式换热的燃气锅炉供热系统在热源站设置直燃型吸收式热泵和防腐型间壁式烟-水换热器用于深度回收烟气余热,在热力站设置增热型吸收式换热机组用于开发利用地热。分析表明,当供热负荷为50 MW时,该供热系统可将排烟温度降至35℃,回收烟气余热约4.7万GJ/a,回收地热约4.6万GJ/a,降低NO_x排放量约1.5 t/a。与常规燃气锅炉集中供热系统相比,该供热系统可提高一次能源利用率约27.8%,降低天然气年消耗量约19.9%,供热成本降低7.7%,增量投资回收期少于6 a。该系统用能方式相对较为合理,其节能效益、经济效率和环保效益均优于常规燃气锅炉集中供热系统,宜适用于北方地热资源可资利用的区域。研究成果为既有锅炉供热系统升级改造或新建供热系统规划与设计提供参考。     

高压管网天然气压力能利用系统技术经济性

某座大型调压站,紧邻港口、海鲜市场及冷链物流集散地,在原调压支路、天然气压缩支路的基础上增设天然气膨胀发电支路、制冰支路,利用天然气压力能发电、制冰,除满足厂站自身用电需求外,还提供海鲜市场及冷链物流所需冰块。介绍高压管网天然气压力能利用系统流程、主要设备配置,分析工艺操作弹性,进行发电方案比选,计算系统的增量静态投资回收期。高压管网天然气压力能利用系统在满足下游管网正常用气需求的同时,综合天然气压力能发电、制冰技术和压缩天然气工艺,具有良好的操作弹性。选取并网上网的电力方案。天然气膨胀发电支路、制冰支路的设备造价为4 110×10~4元,系统年效益为1 246. 46×10~4元/a,系统年运行成本为53. 25×10~4元/a,增量静态投资回收期为3. 44 a,经济性比较理想。     

沧州污水源热泵供热系统经济与节能减排分析

以污水源热泵供热系统、燃气锅炉房供热系统为研究对象,制定经济性、节能减排评价内容。结合工程实例,对两种供热方案(方案1:污水源热泵供热系统,方案2:燃气锅炉房供热系统)的经济性、节能减排效果进行计算分析。当系统寿命取15 a时,方案1、2的费用年值分别为194.87×10^(4)、235.49×10^(4)元/a,说明方案1的经济性更好。供热系统净现值与系统造价、年运行费用负相关,与一次性收费、热费正相关。相同条件下,方案1的净现值大于方案2,说明方案1的投资效益更好。受政策影响,一次性收费、热费不会出现较大波动。提高供热系统净现值应从降低系统造价、年运行费用入手。方案1的折算标准煤耗量比方案2低87%,主要得益于对市政污水余热的利用。方案1的烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放量比方案2分别低43.8%、45.0%、72.8%,减排效果显著。     

商业综合体供能系统余热回收技术经济性分析

结合工程实例,对某商业综合体供能系统余热回收的技术经济性进行分析。提出利用热泵机组,供暖期回收排烟余热制备生活热水、消除白色烟羽,供冷期回收冷水机组冷却水余热制备生活热水,过渡期联合空气换热器制备生活热水。改造后,供能系统新增设备购置费为108.3×10^(4)元,年制备生活热水费用可减少44.09×10^(4)元/a,项目静态差额投资回收期为2.46 a,经济性良好。改造后,燃气锅炉烟气脱白效果显著。     

数据中心余热在城镇供热中的应用研究

数据中心IT设备产生的余热具有总量大、品位低、稳定性好等特点,但是采用常规余热回收方案时存在供热温度低、供热半径小等问题,仅能给数据中心辅助区域供热而不能对市政供热,因此余热回收利用率极低。基于目前数据中心余热利用存在的问题,提出一种“回收数据中心余热+市政锅炉补热”的联合供热设计方案。即先利用高温水源热泵机组回收机房余热,对市政一次热网回水进行加热,再通过市政锅炉二次加热提升供水温度后供至城镇热用户。该联合供热方案能最大限度利用数据中心余热,实现能源的梯级利用,节能减排,同时具有良好的经济效益。以北京某数据中心为例,实施此供热方案,每年将减少3286.7 t标煤消耗、3.93万t水资源消耗和8085 t碳排放,并且系统的实际投资回收期小于3年。     

利用焦炉煤气初冷器冷却水余热案例分析

结合工程实例,对回收煤炭焦化工艺中焦炉煤气初冷器冷却水余热用于集中供热的工艺及减排效果进行分析,介绍干熄焦发电排汽余热(作为备用低温热源)回收工艺。1个供暖期可回收初冷器冷却水余热132.67 ×10~4 GJ,与采用热效率为0.9的燃气锅炉提供该部分热量相比,可节省天然气4 024.33 × 104 m~3,可减排二氧化碳8.27 × 10~4 t。     

利用地温能的新型热电冷联供系统及应用分析

科学合理的能源规划方案对提高能源利用效率、保障能源供应安全有着重要意义。本文针对某典型用户的负荷特点,提出了一种低碳型冷热电联供(BCHP)系统配置方案,通过全年负荷预测和能耗分析,将该方案与其它方案进行了比较。分析可知,该方案可充分利用低位热能,使深入挖掘烟气余热与土壤源等低位热源成为可能;在夏季将制冷与除湿相结合可提高供热供冷效率,并实现热量回灌,保持地热的冬夏季平衡。同其它方案相比,此方案的供热节能与减排量均在50%以上,同时可降低运行费用,增量投资回收期在1 a左右。该方案的确定为低碳型能源系统的配置以及能源规划的制定提供了新的途径。     

安徽广电项目水蓄冷方案经济效益评价

本论文利用全寿命周期增量成本理论以及建设项目经济评价理论,以安徽广电新中心项目为实例,收集工程数据、资料,对该项目水蓄冷系统的增量成本进行分析,其增量成本投资回收能否在经济回收期5年内收回(5年内视为可行)。通过与常规空调,冰蓄冷+常规空调系统的经济测算和经济效益评价,以及通过互斥型方案选优,最终得到是否采用蓄冷方案的结论。     

吸收式热泵在供热系统中的最佳出水温度确定

吸收式热泵在供热系统的出水温度影响因素较多,而依据年回收余热价值确定的固定投资回收期说明:对应于供热系数的热泵出水温度为最佳出水温度.这一结论在余热较好、且热网实行质调节的情况下可以得到较好的验证和应用,但是在余热不好或者供热系数较高时,热泵出水温度则只能依据实际能做到的温度来确定.     

供热合同能源管理实操与案例

<正>一、金房暖通公司供热合同能源管理项目概况北京金房暖通公司自2004年开始尝试在供热行业实施合同能源管理,截止2014年共实施了10个项目,供热面积达到200万平米,用户有住宅小区、公建、医院和单位大院。成功率达到90%,40%的项目在第一个合同到期后能够续签合同,合同年限在3~5年,投资回收期在2~3年。     

直接喷淋吸收式热泵在燃气锅炉烟气余热回收中的应用探讨

针对目前燃气供热成本高、气源紧张的现状,本文探讨采用直接喷淋吸收式热泵回收燃气锅炉烟气中余热,并建立燃气锅炉+直接喷淋吸收式热泵供热的效率计算模型,计算出将烟温从80℃降至30℃时,可以将锅炉烟气中79.8%的水蒸气冷凝,燃气锅炉效率可提高约11.8%;应用在工程项目中,在两个采暖季运行中,实测烟气温度降至30℃以下,燃气锅炉效率提高了8%,实现了不错的节能和经济效益;按照设计工况运行,根据济南地区的燃气价格、电价以及运行时间,工程的投资回收期仅为1.8年(采暖季)。     

吸收式热泵在燃气锅炉烟气余热中的应用案例分析

本文对北京市某小区燃气锅炉烟气余热回收改造工程——喷淋式吸收式热泵烟气余热回收——的原理、改造方案设计及运行测试策略等进行了论述及制定。对改造完成后的应用效果进行了测试评估。改造后的节能效果明显,供热提高率约11%。最后通过经济性分析计算了运行收益,静态投资回收期约2.5年,经济效益明显。     

燃煤锅炉低成本余热回收案例分析

本文通过山东烟台某供热公司燃煤锅炉房利用脱硫浆液池、除渣机槽、空压机房内余热的三个应用案例,对2018-2019、2019-2020两个采暖季的运行数据进行整理,分析了这三种低成本余热回收方案加快投资回收期、提升锅炉房综合热效率、降低污染物排放浓度的可行性及经济性.     

二级管网智慧供热改造与经济效益测算

以某住宅小区作为试点,探索二级管网智慧供热改造思路,分析改造效果。借鉴试点小区成功经验,对住宅小区所在供热区域内所有热力站进行二级管网智慧供热改造,测算项目投资回收期。对于试点小区,改造后,耗电量降低15%,耗热量降低14.8%,耗水量降低85.1%。对于供热区域智慧供热改造项目,投资回收期为8.47 a,低于行业基准投资回收期15 a的限值,该项目能按期回收投资。     

基于吸收式换热的燃气锅炉烟气余热回收技术的节能效益分析

锅炉是供热系统的主要热源形式,其供热能力约占全国总供热能力的58%。鉴于供热行业煤改气工程的快速推进,燃气锅炉供热能力较高,且排烟温度偏高,具有较大的节能潜力。就常规燃气锅炉区域供热系统的排烟余热回收率低、经济性较差的问题,本文从系统的角度探讨燃气锅炉排烟余热回收利用方法,提出了基于吸收式换热的燃气锅炉烟气余热回收及区域供热技术方案,并从热力学和经济学角度将该系统与目前存在的2种燃气锅炉供热系统进行对比分析,结果表明:该技术方案可将一次热网回水温度降低至20℃;提高一次热网输送能力约47%;与常规燃气锅炉区域供热系统相比,基于吸收式换热的燃气锅炉烟气余热回收及区域供热技术具有系统用能方式较合理、节能效益显著和经济效益较好的特征,是高效、经济回收燃气锅炉排烟余热的主要供热技术方案,适用于供热半径大或既有一次热网输热能力不足的供热工程。     

9F级燃气-蒸汽联合循环背压供热机组烟气余热深度利用工艺流程研究

针对一套二拖一大型9F级燃气-蒸汽联合循环背压供热机组,提出了烟气余热深度利用集成新工艺。该工艺在热力站处利用吸收式换热机组降低热网回水温度,在热源处通过两级加热实现烟气余热的深度回收,可将排烟温度降低到20℃左右,大幅提高了热源的供热能力和系统的供热效率,解决了燃气热电联产系统供热能力不足(热电比小)、燃气消耗量大的问题。与常规参考供热系统相比,该系统在输入燃气量不变、输出电力基本不变的前提下,全年回收烟气热量能够提高供热总量32.2%以上,供热面积可达1 655万m~2。对该工艺的流程进行了设计,全年运行工况分析结果表明,该工艺可以实现良好的节能、环保和经济效益。