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摘要：电站锅炉烟气余热回收利用技术，能有效提高资源的利用率，保证电站的经济效益，还具有安全稳定、操作简单等特点，已经被人们广泛的应用。本文主要对电站锅炉烟气余热利用进行了简要的分析。
关键词：电站锅炉；烟气余热；利用
1烟气余热利用的意义
有研究表明，锅炉燃烧后排放的高温烟气中，所含的热量十分巨大，其不仅作为热污染源污染环境，也间接导致了锅炉效率的降低，不利于降低供电煤耗和节能环保的新要求。理论上锅炉热损包括排烟热损失、不完全燃烧热损失、灰渣物理热损失、飞灰热损失以及炉体散热损失。其中排烟热损失所占比重最大，约为输入热量的4%-8%。烟气余热利用技术以此为出发点进行研究。
（1）我国煤电机组排烟温度现状不容乐观。
目前国内大部分火力发电厂锅炉排烟温度在110℃-150℃。但是鉴于实际运行情况的差异，诸如受热面积灰结渣导致传热恶化；过量空气系数过大或漏风系数增大导致的烟气量增加；给水温度升高时，省煤器的传热温差降低；燃料偏离设计值严重导致的着火点后移，或水分增多导致的烟气量增大等多种原因，都使得在实际生产过程中排烟温度会高于设计值20-30℃。除此之外，为了降低燃料成本，有些电厂进行褐煤掺烧，使得锅炉排烟温度在超出设计值的基础上，又有10℃左右的增加。
（2）锅炉排烟温度升高对经济性的影响。
有研究表明，锅炉排烟温度每增加10℃，就意味着排烟热损失会增加0.6-1.0%，供电煤耗就会升高1.2%-2.4%。以某电厂为例，若燃用热值为4800大卡左右的原煤，全年发电量为65亿千瓦时左右，按照上述比例计算，平均每年会多消耗8万余吨原煤。
由此可见，在电力生产过程中，虽然通过空气预热器、二次再热等手段对排烟热量再次利用，还有大量可利用资源被排放。烟气余热利用技术就是通过加装换热器，使得部分或全部凝结水流经锅炉空气预热器出口烟道，实现利用锅炉尾部烟气加热凝结水的目的，既提高了凝结水水温，又降低了机组的排烟损失和排烟温度，还减少了机组的抽气量，从而实现了降低机组供电煤耗的目标。
2烟气余热利用研究现状
烟气余热回收依据利用途径分为预热冷空气、加热凝结水以及加热热网水三个方面。预热冷空气指冷空气经过空气预热器加热后送到燃烧器、磨煤机以及制粉系统，使炉膛入口的进风温度升高,同时代替暖风机的抽汽，增加机组做功，提高锅炉效率；加热凝结水指从汽轮机的某一级低压加热器入口或出口引出全部或部分凝结水，流经余热利用装置后温度升高，进入高一级的低压加热器，排挤汽轮机抽汽，增加机组做功；目前，国内一些电厂通过热电冷三联产实现能量梯级利用，在北方冬季采暖时，釆用较低温的烟气加热热网水，从而降低低压蒸汽抽汽量，提高机组的效率。张晨旭等认为烟气废热既能加热冷凝水，也能预热燃烧的空气，将这两者系统结合起来能取得更好的节能经济性。针对典型的1000MW机组锅炉烟气余热回收，增加了18.35MW净功率，节约煤耗4.02g/(kW•h)。吕太等对排烟余热的利用提出了三种方案，分别是用低温省煤器加热凝结水、预热空气预热器的入口冷空气以及低温省煤器和空预器联合起来逐级利用烟气的余热，通过计算每种方案的经济性，结果表明，联合使用的方案经济性最好。王继选等基于烟气的余热特性，提出四种不同的集成方案，并结合600MW机组将煤耗降低值、节煤量以及二氧化碳减排量作为评价指标，以投资成本作为研究对象建立计算模型，优化了烟气余热利用换热器的设计参数。杨勇平，黄圣伟等采用“温度对口、梯级利用能量”的原则，对锅炉的排烟余热系统进行优化设计，相比在空气预热器后布置低温省煤器的传统方案，采用优化设计的方案可以使煤耗降低值从2.2g/(kW•h)增加到5.2g/(kW•h)。吴乃新等对褐煤水分高、热值低、难洗选、易风化自燃等缺点，总结已有的褐煤干燥脱水技术研究，对燃煤电站褐煤的干燥结合烟气的余热水分回收设计了一套完整的方案，在提高电厂经济性的同时，有效地解决了褐煤在燃烧时产生的结渣问题且降低了排烟损失。上海外高桥的三期工程在2009年通过给脱硫塔前安装低温省煤器回收尾部的烟气余热，使得125℃的烟气在进入脱硫塔之前温度降低到85℃，机组的供电煤耗下降了2.71g/(kW•h)。张芳炜和刘媛研究了低温省煤器的布置位置对余热回收利用的影响。研究发现，若布置于空气预热器之后，将排烟温度在引风机前降下来，既能减小烟气的体积流量（约10%），降低引风机的出力，也能降低灰的比电阻，提高除尘器的效率，但装置的磨损严重；若布置在电除尘器之后，烟气中所含灰尘减少，就能忽略受热面的磨损问题；若布置在脱硫吸收塔之后，由于部分硫被脱除，能有效地防止低温腐蚀问题。李红智、徐党旗等根据220WM机组的实际运行状况，为降低锅炉排烟温度，在空气预热器后布置低温省煤器，将低温省煤器与7号低压加热器并联布置，THA下，烟气温度由155℃降到89℃，给水从70.35℃加热到105.61℃，可以降低机组煤耗3.74g/(kW•h)，年节煤收益达136万元。德国SchwarzePumpe（黑泵）电厂，将低温烟气的余热回收于低压给水（凝结水）的预热系统，对两台800MW燃烧褐煤的发电机组，采用和低温省煤器一样的原理，将排烟余热加热凝结水，使机组的供电效率升高了0.5个百分点。Mehrum电厂的一台712MW燃煤锅炉，采用暖风器系统，加热空气预热器入口的烟气，使机组净出力增加了6.5MW。日本的Tomato-Atsuma电厂对700WM机组在电除尘器前面布置低温省煤器，使进入除尘器的烟温降低90℃，飞灰的比电阻降低到1010Ω•cm，且除尘器出口烟气流量减少5%，导致增压风机和引风机耗能减少，节约用电500kW。德国一台950MW燃烧褐煤机组的Niederaussem电厂，将低温省煤器与空气预热器安装在分隔的烟道，虽然没有烟气脱硫装置，但采用这种旁路布置方式，通过低温烟气冷却器预热空气预热器入口的空气，减少进入空气预热器的烟气量，这部分烟气用来加热旁路省煤器的给水，使机组的供电效率升高了0.9个百分点。奥地利Werndorf电厂，针对一台165MW的燃油锅炉，在不带脱硫装置的吸收塔前布置了耐腐蚀的烟气冷却器，采用闭式循环的换热系统，在低温冷却器中利用烟气热量即加热低压给水也联合预热空预器的入口冷空气，根据运行灵活的调节控制两者间的热负荷，提高机组经济性。日本大型电厂常陆那珂电厂的1000MW机组，将水媒式管式换热器GGH布置在除尘器的上游，烟气经过GGH后温度降低到90℃左右，经济性提高，且除尘器飞灰的比电阻降低，除尘效果变好。
3余热利用方案
3.1加热凝结水
对锅炉尾部受热面实施低压省煤器的改造已成为国内成熟技术，将空气预热器后的锅炉排烟用以加热凝结水，增加汽轮机的输出功率，可以达到回收烟气余热的目的．在运行过程中，锅炉的温度往往比设计值要高，主要原因在于锅炉燃烧、炉膛换热和燃料变化等，运用低压省煤器回收低温烟气热量可以达到较好的节煤效果．与原有锅炉省煤器相比，低压省煤器的能量利用率较低，但由于其布置于锅炉空预器的后部，对锅炉所有受热面的传热均没有影响，也不会受到锅炉欠焓和炉内有限空间的约束，可根据季节和煤质灵活调节锅炉的排烟温度，而且由于其热载体压力低而具有较高的安全性，因而在电厂中得到广泛的应用。低压省煤器余热回收方案有串联和并联两种类型。根据烟气温度和凝结水温度的不同，串联和并联的具体位置也相应不同，并联时还需要考虑凝结水分流量的大小。实际机组的余热回收利用中，低压省煤器余热回收方案可以有多种选择。
由于低压省煤器是布置在空气预热器之后，烟气的温度等级较低，会排挤较低压力的抽汽，因此该阶段的余热利用方案节煤量一般不超过2g/kW。
3.2加热空气和凝结水
在第2阶段，烟气侧的最高温度为空气预热器入口的烟温，将空气预热器分为高温空气预热器和低温空气预热器，与低压省煤器串联，根据加热空气和凝结水的温度等级，构建烟气余热利用系统。此时，低压省煤器布置于高温空气预热器和低温空气预热器之间，吸收低温空气预热器前较高温度等级的烟气热量，排挤汽轮机回热抽汽，从而增加做功。有文献中定义烟气通过低压省煤器加热凝结水的余热利用系统为机侧烟气回热循环，而通过低温空气预热器加热空气的系统为炉侧烟气回热循环。由于烟气回热循环提高了高温空气预热器的进口风温，使得高温空气预热器的传热温差减小，出口烟温升高，从而提高了进入低压省煤器的烟气温度。低压省煤器入口的烟气温度提高后，可以加热温度较高的凝结水，排挤压力较高的回热抽汽。在高低温空气预热器之间布置低压省煤器，选择不同的切入点，可以得到不同温度的烟气，用于加热凝结水。低压省煤器与凝结水的布置与第1阶段相似，也有串联、并联多种方式，而且由于烟气侧温度的提高，可以加热较高温度的凝结水。烟气侧和水侧都有多种方案可选，使得第2阶段余热回收方案增多。第2阶段方案回收了较高温度等级的烟气加热凝结水，因而可以排挤压力较高的回热抽汽，使得汽轮机输出功率大幅提高，节煤量增幅较大，一般在2～4g/kWh。
3.3加热空气、凝结水和给水
在第3阶段，空气加热、凝结水加热与给水加热深度耦合，初步呈现出机炉集成设计的特点:烟气从省煤器出来后，通过分流和/或分阶段加热的方式，按温度等级的高低送入空气预热器、高温烟水换热器和低温烟水换热器，空气预热器用以加热空气，高温烟水换热器用以加热锅炉给水，低温烟水换热器用以加热凝结水。在空气预热器前可增置抽汽式空气预热器。在水侧，低温烟水换热器加热凝结水的方式与第1阶段相同，可以选择不同的串联、并联方案，高温烟水换热器加热锅炉给水的方式也可以选择不同的串联、并联方案。在烟气侧，空气预热器、高温烟水换热器和低温烟水换热器则根据烟气热量回收的分配和烟气温度等级的差异，可以有分流并联、分级串联的选择。因此，与第2阶段相比较，烟气余热加热空气、凝结水和给水的方案在系统设计选择方面，呈现出了更强的多样性。第3阶段同时加热温度等级较高的给水和温度等级较低的凝结水，不仅排挤了加热凝结水的低压回热抽汽，而且排挤了加热锅炉给水的高压回热抽汽，使得汽轮机输出功率的增加比第2阶段更多，烟气余热回收的节煤量增大，可以达到3.62～5.5g/kWh。
4结语
国务院《能源发展野十二五冶规划》也提出：“十二五”时期，要加快能源生产和利用方式变革，强化节能优先战略，全面提高能源开发转化和利用效率，合理控制能源消费总量，构建安全、稳定、经济、清洁的现代能源产业体系。这说明，世界各国的火电发展已经从单纯地追求机组容量向容量和效率并举的方向转变，随着烟气余热利用新技术的不断诞生和成熟，这项技术必然会受到更为广泛的关注。
参考文献：
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