某生物制药企业燃气蒸汽锅炉烟气余热回收改造方案探究

鲍家乐 2026-07-29

本文针对某生物制药企业因物业移交导致供暖负荷大幅下降，原有烟气余热回收系统无法稳定运行的问题，提出基于蒸汽型溴化锂吸收式热泵的改造方案。该方案利用现有管道、风机等设施，更换核心换热设备与热泵，通过烟气侧、余热水侧、热水侧及蒸汽侧的协同设计，实现1.5MW供热能力。经热力计算与经济效益分析，改造后每个采暖季可回收余热用于企业冬季供暖，既解决了资产闲置问题，又达成节能减排目标，为同类企业低负荷工况下的余热回收改造提供参考。

Part1 引言

企业1#锅炉房的烟气余热回收机组的作用是在冬季采暖期回收锅炉燃烧排出烟气中的热量，用以供暖。原有烟气余热回收设备于2014年安装使用，用于公司福利区供暖，现仅用于生产区供暖。由于燃烧机的特性（最低负荷通常不低于额定负荷的30%，否则，燃烧不稳定），所以导致余热机组无法正常开机运行，系统出现超温、超压等不可控工况。本文针对此情况，探究现有烟气余热回收系统改造方案及经济性分析，旨在为行业燃气锅炉烟气余热回收与应用提供借鉴经验。

Part2 溴化锂吸收式热泵机组原理与燃气锅炉余热回收场景应用

溴化锂吸收式热泵机组是以溴化锂溶液为吸收剂、水为制冷剂，通过高温热源（如蒸汽、燃气）驱动，实现低温废热回收并制取高温热媒的节能设备。

根据燃气锅炉烟气成分及特性，燃气锅炉的烟气中含有大量水蒸汽，水蒸汽的气化潜热约为天然气低位热值的10%左右。烟气的露点温度一般在57℃左右，当烟气温度降至露点温度以下时，烟气中的水蒸气冷凝成液态水，相变过程释放大量的热，即我们所说的冷凝热、潜热。溴化锂吸收式热泵机组通过将高温烟气中的潜热充分回收，与低温介质进行换热，产出高温热水二次利用，既能有效降低排烟温度，还可降低能源消耗，提高锅炉热效率。本方案将锅炉高温烟气进行回收用于冬季供暖循环水加热，降低供暖换热机组蒸汽及锅炉燃气耗量。

Part3 项目背景与技术条件

3.1

项目核心问题

原有余热回收系统额定制热与实际供暖负荷不匹配，燃烧机低负荷运行稳定性不足，导致系统无法启动，大量烟气余热直接排放，既浪费能源又增加运行成本。

3.2

项目关键参数

锅炉房配置3台15t/h的蒸汽锅炉和一台6t/h的蒸汽锅炉，均配置省煤器，一般采暖季使用，运行时长5个月。供暖季锅炉月蒸汽耗量及平均小时负荷见表1，蒸汽/小时按0.7MW折算，采暖水供回水平均温度为42℃/39℃ 。

表1 供暖季锅炉月蒸汽耗量及平均小时负荷

锅炉运行参数：两台锅炉年合计燃气耗量14766954Nm³，日均耗气40347Nm³，锅炉烟气平均排烟温度100℃，锅炉年天燃气耗量见表2。

表2 锅炉年天燃气耗量

天然气特性：低位燃烧值33947kj/Nm³，高位发热值40496kj/Nm³，理论空气量9.01Nm³/Nm³，单位燃气总烟气量11.61Nm³/Nm³。

Part4 余热回收改造方案设计

4.1

改造目标

利用现有热水管道、热泵间、烟气管道和风机，更换换热器与热泵，配套优化蒸汽管道，确保改造后系统供热能力达到1.5MW（满足冬季温度最低负荷），实现余热高效回收与系统稳定运行。

4.2

改造后系统流程图（如图1）

图1 烟气余热回收系统流程图

4.3

工艺流程设计

（1）烟气侧：利用现有烟气管道和风机，将烟气从锅炉烟囱引出，从锅炉出来约65℃尾气，经烟气节能器和取热器对采暖水余热水释放热量，温度分别降低至47℃（节能器）和35℃（取热器），排入大气。

（2）余热水侧：从热泵出来，约22℃的余热水，通过余热水分管道，分别进入烟气取热器冷却烟气，并吸收热量。从取热器出来被加热的约32℃余热水，汇入母管后回到热泵，被热泵提取余热预热热网回水，完成余热回收。

（3）热水测：如图1所示，热水测同样采用安全旁路。运行时，K2，K3打开，K1打开，热水经旁路进入余热系统后（热泵和烟气节能器），给泵预热后再回到热网回水管对外供热。当余热系统出现故障时，可以关闭K2、K3，打开K1，保证锅炉系统仍然能安全稳定运行。

（4）蒸汽侧：考虑蒸汽热泵调节范围大于燃气热泵，供热1.5MW时，热泵供热0.85MW，节能器供热0.65MW，因此本项目选择制热0.85MW热泵和0.65MW节能器各一套，安装时配套响应的蒸汽管道。

4.4

热力计算分析

改造后系统热力平衡计算结果显示：

锅炉加余热系统后，燃气耗量降至1556.97Nm3/H，负荷维持14.194MW，效率保持96.67%。

烟气节能器可回收余热0.51MW，烟气取热器与热泵协同回收余热0.64MW，扣除管道损耗后实际回收余热量0.60MW。

热泵COP值为2.30，总制热量1.02MW，叠加初级烟气取热器供热0.51MW，系统总对外供热达1.53MW，满足设计目标。

单位燃气总烟气量11.61Nm³/Nm³，烟气密度1.24kg/Nm³，在当地0.85atm大气压下，系统热力循环稳定。

Part5 经济效益分析

5.1

设备清单（见表3）

表3 设备清单

5.2

计算基础

（1）燃气价格：2.78元/Nm³，折算每GJ热量燃气成本86元。

（2）电费价格：0.5元/kWh，系统实际工作负荷约8KW（变频调节）。配电明细见表4。

表4 配电明细

（3）供暖时长：3600小时/采暖季。

5.3

余热回收量与效益计算

（1）余热回收量：2023~2024年，采暖季回收余热11017GJ；2024~2025年，采暖季回收10602GJ，平均每个采暖季回收10809GJ。余热回收量见表5。

表5 余热回收量

（2）节能效益：采暖季节省天然气效益93.0万元。

（3）运行成本：年电耗成本2.3万元。

（4）纯经济效益：每个采暖季纯收益90.7万元，投资回报周期短，经济效益显著。经济效益见表6。

表6 经济效益

Part6 结语

本改造方案针对生物制药企业低负荷供暖工况，通过选用调节范围更广的蒸汽型溴化锂热泵，复用现有管道与风机设施，优化多介质循环流程，成功解决了原有系统负荷不匹配的核心问题。改造后，系统供热能力达1.5MW，满足企业实际需求，每个采暖季可回收余热超10000GJ，纯经济效益90.7万元，实现了节能减排与资产盘活的双重目标。方案设计中设置的安全旁路，保障了锅炉系统与余热系统的独立运行可靠性，提升了整体供热稳定性。

参考文献

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[2] 孙鹏.工业锅炉烟气余热回收技术及其节能应用研究[J].工业加热.2025,54(03):60-63.

[3] 孟令轩.朝阳市工业锅炉能耗现状及节能措施[J].价值工程，2016,35(15)：163-165.

责任编辑：邵丽竹

审　　核：何发