引言我国城市垃圾年产量已达1.5亿t，且每年以8%~10%的速度递增[1]，垃圾处理逐渐成为困扰人类可持续发展的难题。焚烧处理技术具有处理效率高、减容效果好、占地面积小等优势，在垃圾处理方式中的占比不断上升。因此，垃圾发电厂热能利用效率的提高势在必行，而余热利用对于提升系统效率、扩大经济效益与实现节能环保等具有重要意义[2-4]。国内外已有学者对电厂余热回收进行了分析与研究。Alrobaian[5]等研究电厂余热回收技术，烟气能量利用效率高达94%，且经济性较好。李慧君[6]等建立利用热泵回收循环水余热预热凝结水的物理模型和数学模型，以N300-16.67/537/537机组为例，对机组进行经济性分析。孙志奇[7]等研制吸收式热泵组成的余热回收系统，该系统具有运行费用低、总回收余热多、节能环保等优点，应用效果良好。林吕荣[8]等通过水露点及换热管的金属壁温进行材质选择，余热回收系统具有较优的经济效益。田崇雷[9]等在生活垃圾焚烧发电厂采用ND钢材质焊接板式热交换器，表面喷涂纳米防腐涂层，回收烟气余热将采暖回水由45 ℃加热至55 ℃。前期学者的研究多围绕火电厂等进行，针对垃圾发电厂的研究较少，需要完善针对垃圾焚烧发电工艺进行余热利用规划与关键技术的研究。前人研究多关注某一种余热资源，较少对余热资源进行全面研究并提出多种余热资源协同利用方案。以安阳市某日处理生活垃圾2 250 t的垃圾焚烧发电厂作为研究对象，通过实地监测和理论计算，提出对其冷却水携带余热及锅炉排放烟气携带余热回收的方法，进行相关经济性分析，为我国垃圾焚烧发电厂的余热回收设计和过程控制提供参考。1垃圾发电厂概况城发环保能源垃圾焚烧发电厂位于河南省安阳市，项目总投资12.83亿元，占地面积约133 333 m2，日处理生活垃圾能力2 250 t，年处理生活垃圾能力75万t。发电厂采用逆推机械炉排炉焚烧垃圾产生热量，进而产生蒸汽，蒸汽进入汽轮机组做功发电。焚烧炉、汽轮机设计参数如表1、表2所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.05.006.T001表1焚烧炉设计参数项目数值最大连续处理垃圾量/(t/h)31.25炉排额定处理垃圾能力(LHV)/(t/h)31.25垃圾燃烧产生的热量/MW61.63焚烧炉年累计运行时间/h8 000一次风量/(m3/h)87 871二次风量/(m3/h)35 891一次风入炉温度/℃220二次风入口温度/℃166出口烟气量(MCR)/(m3/h)151 861锅炉热效率/%8210.3969/j.issn.1004-7948.2023.05.006.T002表2汽轮机设计参数项目数值额定进汽压力及变化范围/MPa3.8（+0.2，-0.2）额定进汽温度及变化范围/℃390（+10，-15）额定进汽量/(t/h)118一段抽汽压力/MPa1.578一段抽汽温度/℃300.0一段抽汽量/(t/h)12.000二段抽汽压力/MPa0.505二段抽汽温度/℃173.4二段抽汽量/(t/h)2.843三段抽汽压力/MPa0.199三段抽汽温度/℃120.0三段抽汽量/(t/h)4.766四段抽汽压力/MPa0.073四段抽汽温度/℃91.1四段抽汽量/(t/h)7.238额定排汽压力/kPa7给水温度/℃130汽轮机汽耗率（计算值）/(kg/kWh)4.715项目主体由3台日处理生活垃圾量750 t的马丁机械炉排炉焚烧线组成，系统设2台热力除氧器和4台锅炉给水泵，除氧器工作压力0.27 MPa，出水温度130 ℃。项目设有2套25 MW的中温中压单缸凝汽式汽轮发电机组，型号为N25-3.8/390，设备编号为A222A-02112。汽轮机包括四级抽气：一级抽汽作为空气预热器一、二次风预热用汽；二级抽汽作为除氧器的加热蒸汽及厂区用汽汽源；三级、四级抽汽用于加热低压加热器。汽轮机乏汽进入凝汽器，利用循环水进行冷却，凝结水经过低压加热器后循环进入除氧器。2余热来源及利用方式2.1垃圾发电厂余热来源、数量及占比根据现场调研和测试，垃圾发电厂的余热主要为冷却塔冷却水带走的余热、烟气带走的余热、炉渣带走的余热以及连排和定排余热。垃圾焚烧炉主要余热种类及余热量如图1所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.05.006.F001图1垃圾焚烧炉主要余热种类及余热量由图1可知，各种余热中，冷却水带走的余热量最多，占总余热量的86.28%；排烟余热次之，占7.54%；然后是炉渣余热，占6.09%；排污余热占比最小，为0.1%。炉渣带走的余热绝对量较多，为6.3 MW，但受现有技术和炉渣形态的限制，热量的提取和利用比较困难，而排污余热绝对量较少。因此，文中对冷却水余热和烟气余热的利用技术和经济性进行分析。2.2冷却水余热利用技术冷却水携带余热量最大，约占总余热量的90%，推荐采用热泵技术进行余热回收[10]。夏季冷却水凝汽器进出口温度约为27 ℃/33 ℃，冬季降至约22 ℃/28 ℃，即进入热泵蒸发器的冷却水温约为28~33 ℃。冷却水余热可以通过蒸气压缩式热泵回收，用于预热凝结水、厂区供热等，蒸气压缩式热泵通过工质的循环完成热能转换。工质在蒸发器中吸收冷却水回水中的热量后蒸发，进入压缩机中被压缩成高温高压的过热蒸汽，随后在冷凝器中将热量释放给凝结水，冷凝为高温高压液体，最后在膨胀阀中节流降压为气液混合物，进入蒸发器，完成一次热力循环。蒸气压缩式热泵设备简单、技术成熟、性能系数(COP)较高，但需要消耗电能。蒸汽压缩式水源热泵利用冷却水余热流程如图2所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.05.006.F002图2蒸汽压缩式水源热泵利用冷却水余热流程2.3烟气余热利用垃圾焚烧发电厂的烟气与火电厂不同，由于生活垃圾成分复杂且含有大量塑料类产品，烟气中不仅存在硫化物，还存在氯化物，利用烟气余热时应格外注意酸腐蚀问题。因此，换热器推荐采用新型耐腐蚀合金ND钢（09CrCuSb钢）并加设纳米防腐涂层。根据热需求情况，考虑烟气间接换热进一步预热凝结水，从的角度考虑对凝结水进行梯级加热具有一定优势，将烟水换热器置于冷却水余热回收系统之后。烟气余热回收系统如图3所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.05.006.F003图3烟气余热回收系统3余热利用经济性分析3.1冷却水余热利用经济性分析热泵系统设备总投资是设备初投资和运行费用的总和。Zt=Zci+Zom+Zb+Zf (1)式中：Zt——投资总费用，元；Zci——各设备初投资费用，元；Zom——设备运行维护费用，元；Zb——建设费用、耗材费用等，元；Zf——燃料费用，元。初投资Zci代表各类设备成本之和，由于资金具有时间特性，按照复利计息，年平均回收资金应为Zci×CRF，CRF为资本回收系数。运行维护费Zom包括设备折旧费、维修费等，年运维成本以占设备总成本的比例系数按照φom折算。Zb代表各类建设费用（土建、安装等）与耗材费用（管道、阀门、制冷剂等）等之和，初始建材投资以占设备总成本的比例系数按照φb折算[6]。燃料费用Zf为设备运行过程中的能耗成本，热泵主要为电费Ze,year，可以通过单位电价Ce(0.65元/kWh)估算。资本回收系数CRF为：CRF=i(1+i)n(1+i)n-1 (2)式中：i——年利率，取6%；n——投资回收期，a。年投资费用Zyear为：Zyear=(Zci+Zciφb)CRF+Zciφom+Ze,year (3)φb、φom分别取0.26、0.05。Zyear计算公式可以整理为：Zyear=Zci(CRF+φbCRF+φom)+Ze,year (4)加装热泵替代部分低压加热器的功能，降低了蒸汽抽取量，可以提升发电量，带来直接收益。按照电价估算每年的收益Re,year为：Re,year=1 000×△msteamhsteamNηCe (5)式中：Re,year——额外发电年收益，元/年；△msteam——替代后从汽机中少抽取的蒸汽量，t/h；hsteam——少抽部分蒸汽前后焓差，数值近似等于所抽状态下蒸汽的焓值与40 ℃凝结水的焓值之差，kJ/kg；N——系统年运行小时数，取8 000 h/年；η——汽轮机热耗率，查询《安阳电厂汽轮机运行规程》，取11 378 kJ/kWh。加装热泵可以替代部分冷却塔效果，即部分冷却水不需要经过冷却塔处理降温，减少循环水在冷却塔中的蒸发损失等，按照补水量为循环量1.5%估算每年的节水收益Rw,year为：Rw,year=0.015Nmc,waterCw (6)式中：Rw,year——节水年收益，元/年；mc,water——减少的冷却塔处理水量，t/h；Cw——水价，取2元/t。年净利润Myear为：Myear=Re,year+Rw,year-Zyear (7)投资回收期PBP为：PBP=ZtMyear (8)蒸气压缩式热泵系统主要包括蒸发器、压缩机、冷凝器、膨胀阀共4个部分，此外还包括水泵等部件，热泵回收系统各部件的成本函数[11]如表3所示。公式计算结果为欧元，按照汇率6.74换算。计算结果为当年成本估计值，需要通过CEPCI（化工设备成本指数）将每种设备参考年份的成本价格转换为目标年份的成本价格。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.05.006.T003表3热泵回收系统各部件的成本函数部件成本计算公式备注蒸发器Zci,eva=15 526A420.8适用于板式换热器，A代表换热面积，m2。压缩机Zci,com=19 850Vin279.80.73适用于半封闭式螺杆压缩机，Vin代表额定吸气量，m3/h。冷凝器Zci,con=15 526A420.8适用于板式换热器，A代表换热面积，m2。其余部件Zci,other=0.15×Zci,eva+Zci,com+Zci,con电子膨胀阀等其余部件按主要设备成本的15%估算。成本转化公式如下所示：Zk,n=Zk,oriCEPCInCEPCIori (9)下标n代表目标年份，ori代表原始年份。2013与2018年的CEPCI分别为597.4与602.9，其他CEPCI值可在Chemical Engineering Journal期刊网站查找，或根据参考文献[12]中的预测结果等方式获取。根据相关计算方法，依据监测情况保持余热回收系统凝结水进水温度为40 ℃不变，设置不同出水温度，对比不同出口温度下的系统经济性分析情况。关键经济性评价指标与凝结水出水温度的关系如图4所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.05.006.F004图4关键经济性评价指标与凝结水出水温度的关系由图4可知，凝结水出水温度为50 ℃时，投资回收期最短，年净利润最大，因此选择此出水温度为余热回收系统设计工况。此时系统经过CEPCI值转化后的初投资为35.29万元，年电费为138.70万元，年度化后的总投资为146.50万元，年收益合计为185.22万元，年净利润为38.72万元，投资回收期为0.91 a。3.2烟气余热利用经济性分析采用新型防腐材料的焊接板式换热器及防腐材料烟道设计烟气余热回收系统，余热利用装置在烟囱入口处加装焊接板式换热器，该换热器材质为表面喷涂纳米防腐涂层的ND钢，换热器将烟气与来自凝汽器的冷凝水进行热量交换，进一步提高凝结水温度，以减少从汽轮机中抽取的部分蒸汽量。烟气最大可利用余热量为64 892.86~65 446.10 kW。项目考虑对余热资源的梯级利用，利用烟气余热资源对冷凝水进行加热时，冷凝水已经过冷却水的余热进行初步加热。取烟气入口温度为180 ℃，根据换热器两侧流体能量平衡关系重新计算，此时烟气出口温度约70 ℃，余热量为64 130 kW。（1）冷热流体平均温度差。利用烟气余热时，热流体为烟气，烟气进换热器温度为烟囱入口处烟温，取180 ℃，烟气出换热器温度取70 ℃，计算得到热流体温差为110 ℃。假设经换热器加热后，流体出换热器的温度为65 ℃，则冷流体进出口温差为10 ℃。两流体温差之间的差异大于5%，故采用对数平均温差较为准确[13]。对数平均温差ΔTm为：ΔTm=ΔT1-ΔT2lnΔT1ΔT2 (10)顺流时，ΔT1=T1-t1，ΔT2=T2-t2；逆流时，ΔT1=T1-t2，ΔT2=T2-t1。式中：T1——热流进口温度，℃；T2——热流出口温度，℃；t1——冷流进口温度，℃；t2——冷流出口温度，℃。换热器采用逆流换热，计算得到其对数平均温差约为37 ℃。（2）传热系数K。烟气-水换热器传热系数取300~400 W/(m2·K)[14-15]，依据传热系数范围计算换热器所需换热面积。（3）换热面积F。F=QKΔTmβ (11)式中：Q——换热量，W；K——传热系数，W/(m2·K)；β——裕度系数，取0.8。计算得到换热面积约为5 416~7 222 m2，共需在烟道处设置3台设备。施工及安装费用乘以其对应设备投资系数，一般为50%~70%。将回收的余热量根据热费换算为对应金额，与设备投资费用及建筑安装费用进行结合，计算采用此换热器的烟气余热回收技术的静态投资回收期。Pt=KA (12)式中：Pt——静态投资回收期，a；K——总投资，元；A——总收益，元。方案主要技术经济分析指标计算结果如表4所示。改造方案的静态投资回收期为1.2 a。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.05.006.T004表4方案主要技术经济分析指标计算结果项目数值回收热量/kW64 130设备投资/万元480建安费/万元288对应的热费/(万元/季)159.1静态投资回收期/a1.24结语以某日处理生活垃圾2 250 t、年处理能力75万t的垃圾发电厂为研究对象，进行电厂余热回收研究及经济性分析，为我国垃圾发电厂余热回收技术的应用、优化与经济性评价提供参考，主要得出以下结论：（1）根据5月、6月垃圾发电厂满负荷和运转情况下的监测与计算结果，发现电厂余热资源可分为4个部分，冷却水携带余热量为89.28~99.55 MW，烟气携带余热量为6.49~6.54 MW，炉渣携带余热量为5.69 MW，排污携带余热量为0.97~0.99 MW。（2）冷却水余热利用方式推荐选取蒸汽压缩式水源热泵系统，通过蒸发器吸收冷却水热量，利用冷凝器预热凝结水；烟气余热利用方式推荐选取烟气-水换热器梯级加热凝结水，采用新型防腐材料的焊接板式换热器及防腐烟道，使烟气温度降到酸露点以下。（3）根据冷却水余热利用技术经济性分析，凝结水加热至50 ℃时系统投资回收期最短，此种情况下系统初投资为35.29万元，年收益合计185.22万元，年净利润38.72万元，投资回收期0.91 a。（4）根据烟气余热利用技术经济性分析，烟气余热回收换热器面积约为5 416~7 222 m2，系统设备投资费用480万元，建安费288万元，年回收热费636.4万元，投资回收期1.2 a。