锅炉排烟低品位热能回收利用研究及工程经济分析
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作者:戈佳 白杨
摘 要：锅炉排烟低品位热能的回收利用有以下途径：（1）通过串联或并联方式加热凝结水;（2）通过水媒将原烟气热能传递加热锅炉一、二次风;（3）通过原烟气与净烟气直接换热（GGH）或通过水媒将原烟气热量传给净烟气（MGGH）;（4）干燥高水分燃料;（5）建设集中冷源和寒冷地区热网加热等等。其主要应用为前三种方式，本文结合项目特点，提出不同的利用方式。最后，结合某项目对其经济性分析。
关键词：低品位热能 GGH MGGH 循环效率 发电煤耗
中图分类号：TM621.2 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2019）10（a）-0067-04
Abstract： The boiler flue gas recovery of low grade heat use roughly the following ways：（1）The condensation of water by heating in series or parallel mode;（2）The original flue gas transfer heat to the first wind and the second wind through the water;（3）The raw gas transfer heat to the net flue gas by direct heat exchange （GGH） or by the midum-water （MGGH）;Not only to improve the wet desulfurization tower outlet temperature of flue gas gypsum rain net to restrain， and to improve the lifting height of flue gas，reducing ground concentration of flue gas;（4）Drying high moisture fuels;（5）The construction of centralized cold source and cold region of heat network heating etc. There are three main applications as elaborated above. However， in this article， we proposed a novel implementation by taking into account the specific aspects of this project. In the last， an economic analysis will be given based on a specific project.
Key Words：Low grade heat energy;GGH;MGGH;Cycle efficiency;Coal consumption for power generation
随着人类对一次能源大量消耗、对环境保护的迫切要求和科学技术不断创新发展，人类对能量深度利用日益重视，通过多种途径提高对能量利用。低品位的热能具有种类多、储量大的特点，由于其能量密度较低，除极少数被重新利用外，其余大部分均得不到有效利用，锅炉排烟热能就是其中一种，且比热容小、温度低，热能未经回收散发到自然环境中，造成了热能得浪费。本文对锅炉排烟低品位热能的深度利用介绍与分析，结合某工程项目对其应用的经济性分析。
1 锅炉低品位热能的定义
1.1 低品位热能
是指难以利用的热能，如海水具有的热能、地热具有的热能、工业废热排放的热能等等。由于量大，让其降低一度会放出很大的热量，但是这些热量很难利用，故称为低品位热能。
1.2 锅炉（排烟）低品位热能
是指锅炉空气预热器出口烟气所具有的热能。锅炉排烟热损失是由于锅炉排烟温度高于外界空气温度所造成的热损失，它等于锅炉排出湿烟气总焓值与进入锅炉的冷空气总焓值之差。
锅炉的排烟热损失占锅炉总热损失的70%～80%，由于受热面污染程度随着锅炉运行时间的增加而加剧，一般锅炉在运行一段时间后，实际的排烟温度要比设计排烟温度高20℃～30℃。一般锅炉排烟温度每升高15℃～20℃，则锅炉效率下降约1%。
2 锅炉排烟温度（锅炉空气预热器出口）的确定
锅炉的设计排烟温度是按环境温度20℃计算的，因此，夏季锅炉的实际排烟温度要高于设计排烟温度，反之，冬季锅炉的实际排烟温度要低于设计排烟温度。
锅炉排烟温度主要是依据燃料价格和锅炉尾部受热面金属耗量的费用通过技术经济比较来选择。较低的排烟温度，对应于较小的排烟热损失、就有较高的锅炉热效率，燃料耗量也较少。但是，鍋炉效率不可以随意的提高，由于尾部受热面的传热温差降低，其金属耗量就成反比的增加，即锅炉价格就明显上升。锅炉的最佳排烟温度，应该是燃料费用和锅炉尾部受热面金属费用的总和为最小时所对应的温度。
此外，锅炉最佳排烟温度的选取，还与锅炉的给水温度、燃料的性质（燃料中的水分和硫分）、省煤器与空气预热器的金属价格比值等因素有关。给水温度较高时，尾部受热面的传热温差下降，最佳的排烟温度应稍有提高。燃料中水分增加时，空气和烟气的热容之比减小，则最经济的排烟温度趋于升高。现代大容量煤粉锅炉设计的排烟温度通常在120℃～130℃范围内。对于循环流化床锅炉，当采用管式空气预热器时，则排烟温度一般要比采用回转式空气预热器的排烟温度要高15℃～20℃。 当燃料含硫量较高，金属壁温低于烟气露点时，空气预热器必须采取防止低温腐蚀和堵灰的措施。
3 回收锅炉低品位热能的正面效应与负面效应
3.1 回收锅炉低品位热能的正面效应
（1）提高热力循环热效率，降低煤耗，降低厂用电，提高企业的经济效益;降低脱硫系统入口烟气温度，即降低了脱硫系统的水耗，进一步增加了企业的收益和改善环境效益。（2）在电气除尘器前降低烟气温度，在灰比电阻适合的情况下，可有效提高电气除尘器的除尘效率，改善环境，降低厂用电，是值得去做的。
3.2 回收锅炉低品位热能的负面效应
（1）增加了投资（尤其是锅炉排烟温度在小于120℃时，烟气与空气之间的传热温差较小，再降低排烟温度会带来投资增长趋势加快）;（2）增加了低温受热面的腐蚀与堵灰，也就增加了运行费用，同时，在一定程度上降低了设备的运行可靠性和安全稳定性。（3）增加了系统的复杂性，从而也就增加了运行、检修费用。
4 锅炉排烟低品位热能回收的典型系统及优缺点
锅炉排烟低品位热能有以下四种典型回收系统：
（1）布置在空气预热器后、除尘器前的低温省煤器（又称低压省煤器）;
（2）布置在引风机后、脱硫装置前的低温省煤器;
（3）分段布置，第一段低温省煤器布置在空气预热器后、除尘器前，第二段低温省煤器布置在引风机后、脱硫装置前;
（4）烟气换热器（GGH）等换热利用。
4.1 采用布置在空气预热器后、除尘器前的低温省煤器方式，回收烟气余热一般用来加热凝结水或用于其他供热
该布置方案的优点如下：（1）最大限度的回收烟气余热，提高机组整体热经济性。（2）烟气经低温省煤器降温后，烟气体积减小，飞灰比电阻降低，可大大提高除尘器的收尘性能。除尘器可采用较小的规格、较少的能耗、较低的占地，实现更高的除尘效率。（3）节省了低温省煤器出口以后的烟道钢材量。（4）降低了引风机电耗。（5）节约了脱硫用水。（6）可在低温电除尘器内除去绝大部分SO3。（7）系统简单，可在低温省煤器后部采用国产ND钢，以节省投资。
缺点：（1）烟气中飞灰温度降低后，灰硬度提高，灰浓度较大，因此受热面外表面磨损较严重，使低温省煤器可靠性有所降低。（2）低温省煤器吹灰次数将增加，运行风险将上升。对含灰量大，SiO2含量高的燃煤机组，此方案不宜推荐;对锅炉排烟温度在烟气酸露点以上5℃～10℃时，由于排烟温度已经很低，所以此方案也不宜推荐。（3）当低温省煤器的吸热量过大时，对机组末几级低加的抽汽排挤量会过大，将会增加进入凝汽器的冷端损失，汽轮机末三级叶片流速和效率也会偏离最佳设计值，从而降低原回热系统的收益，回收热量的效果会大受影响。
所以，新建工程一般不推荐此方案，通常在老机组运行一段时间后，锅炉排烟温度升到140℃～160℃，进行改造时，采用此方案更为合适。
在这方案中，又有两种联接方式：
（1）串联方式：低温省煤器系统串联于某二级低压加热器之间，成为机组热力系统的一个组成部分。它的优点是流经低温省煤器的水量最大，在低温省煤器的受热面积一定时，锅炉排烟的冷却程度和低温省煤器的热负荷较大，排烟余热利用的程度较高，经济效果较好。其缺点是凝结水流的阻力增加，所需凝结水泵的压头增加。
（2）并联方式：从某一低压加热器出口分流部分凝结水去低温省煤器，加热升温后返回凝结水系统，在下一级（或两级）低压加热器的入口处与主凝结水相汇合。从凝结水系统看，低温省煤器与低压加热器成并联方式，与之并联的低压加热器也可以是多个。它的优点是可以不增加凝结水泵扬程，因为低温省煤器经过一、两个低压加热器，其水阻力与低温省煤器及其联接管道阻力相当。这对改造旧电厂较为合适，此外，还可以方便的实现余热梯级开发利用。缺点是低温省煤器的传热温压将比串联方式低，所以，在降低相同烟温条件下，它比串联方式的低温省煤器换热面积要大。在回收相同的锅炉排烟余热量条件下，串联式经济效益比并联式高些。
4.2 布置在引风机后、脱硫装置之间的方案
（1）低温省煤器布置在引风机后、脱硫装置前，这种布置方式在欧洲采用较多，我国近年来应用的低温省煤器基本上也都采用这种方案。回收烟气余热主要用于加热凝结水。如某百万机机的低温省煤器原则性系统如图1所示。
（2）用于加热空气预热器入口冷风。参见图2。
优点：①脱硫旁路取消后，引风机与脱硫增压风机合并，使得合并风机的轴功率大，烟气通过引风机温升一般约为10℃左右，可充分利用引风机温升，提高烟气余热利用率。②电除尘器、引风机可采用常规设计，技术成熟可靠。③经过除尘器收尘后，低温省煤器工作环境含尘少，对受热面的磨损较小，积灰少，低温省煤器吹灰次数可以大大减少，运行风险大为降低。④对于湿法脱硫，由于脱硫装置入口烟温降低，蒸发水分少，可节约脱硫用水。
缺点;①无法利用烟气温降带来的提高电除尘器收尘效率和减少引风机功率的好处。②低温省煤器布置在引风机后、脱硫装置前，离主厂房相对较远，用于回收热量的循环水管道和用于吹灰的管道稍长，相关水泵需克服的管道阻力也較高。
4.3 低温省煤器分段布置
为了充分利用烟气余热，提高电厂热经济性，并利用烟气温度降低对除尘效率和引风机电耗产生的好处，可考虑将低温省煤器分段布置。这种布置方式相当于设置两个低温省煤器，第一个低温省煤器布置在空预器与除尘器之间，第二个低温省煤器布置在引风机与脱硫塔之间。
优点是充分利用了锅炉尾部烟气余热（包括引风机温升）。同时，可采用较小规格的电除尘器、烟道及引风机，除尘器和引风机的功耗也会降低，这将降低设备初投资和运行费用。
缺点是低温省煤器体积较大，给布置带来一定的困难，由于多了一台低温省煤器，系统连接复杂，管路阻力也将有一定的增加。 有项目在改造设计中，分段布置，采用常规静电除尘器，除尘器前烟气温度降低幅度不大，以防止除尘器被腐蚀。除尘器后烟气温度也仅仅降至酸露点以上。余热利用率并不高，因此，收益率并不显著。
目前国内1000MW烟煤机组已实施的低温省煤器方案中，计算综合经济收益，一般均在发电煤耗下降1.5～1.8g/kWh。
4.4 烟气换热器（GGH）换热利用
（1）回转式GGH。
（2）在刚开始实施脱硫阶段的燃煤电厂，由于对锅炉排烟抬升高度有一定的要求，以降低烟气的落地浓度，达到环境保护的要求。当时，这类电厂普遍采用烟气、GGH，用原烟气来加热脱硫后的净烟气，GGH只是将温度较高的原烟气热量传递给了温度较低的净烟气，并没有产生节能的效果，但改善了环境效益，有节水和抑制石膏雨的作用。更重要的是，从目前安装有GGH的电厂运行现状分析，GGH弊大于利，主要出现在以下几方面：
（1）GGH与防腐的复合钛板双筒烟囱投资相当，而前者的运行检修费用增加。
（2）设GGH脱硫系统的运行故障率较高（由于原烟气温度的降低，在GGH的热侧会产生大量黏稠的浓酸液。这些酸液不仅对GGH的换热元件和壳体有很强的腐蚀作用，而且会粘附大量原烟气中的飞灰而造成堵塞）。
（3）增加相应的能耗、水耗。
（4）不能避免尾部烟道和烟囱被腐蚀。实践证明，烟气经过GGH加热后，烟温仍低于其酸露点，仍然会在尾部烟道和烟囱中产生新的酸凝结。
（5）由于GGH的漏风而使烟气脱硫效率下降。
目前，GGH已成为大多数电厂的负担，现在新建的燃煤电厂普遍都未设置回转式GGH。
MGGH：烟气冷却器布置在引风机与脱硫塔之间，烟气加热器布置在脱硫塔与烟囱之间，通过水循环将原烟气中蕴含热量转移给净烟气，使脱硫塔出口的50℃左右净烟气被加热到80℃左右再排到大气。
另有MGGH，将烟气放热段的换热器布置在电除尘器上游，烟气被循环水冷却后进入低温除尘器（烟气温度在90℃～100℃），烟气加热段的GGH布置在烟囱入口，由循环水加热净烟气。脱硫后的净烟气被加热到72℃～80℃再排向大气。
5 案例分析
某海边电厂1000MW燃煤机组改造，在空气预热器与电除尘之间的水平烟道上布置了六组低温省煤器，每组布置28排管束，前14排为高温段，后14排为低温段，分别采用20碳钢和ND钢。设计煤种酸露点为89.6℃，低温省煤器出口烟温高于烟气露点5℃左右。水侧（串联）接自6号和7号低加之间，7号低加出口凝结水温度79.6℃（THA工况）、流量为1972.72t/h，凝结水被烟气加热到96.5℃后回到6号低加入口。入口烟温由110℃～140℃降至出口侧95℃～105℃，满负荷时，低温省煤入口水温82.2℃，出口水温97.6℃，测得凝结水阻力为0.2MPa，烟气侧总阻力为500Pa。1000MW时，热水循环泵停运，在800MW以下时，由于凝结水入口温度降至78.5℃，热水循环泵投入运行。
经测试，改造后夏季1000MW时，排烟温度平均降低30℃，加热凝结水排挤汽机抽汽，热耗增加69.1KJ/kWh;投退前后对比，引风机和增压风机电流总共下降120A，电除尘效率提高0.1%，脱硫节水39.8t/h，综合各种因素后，供电煤耗下降了约1.79g/kWh。
改造后，对烟风系统影响：烟温每降低40℃，下游烟气体积将降低5%;100%负荷时，烟气阻力耗功13A/100Pa，则引风机和增压风机电流降低约50A，平均每台风机降12A。75%、50%负荷下，投退低温省煤器对风机电流变化影响不明显。
对汽机的影响：5、6段抽汽量均受到排挤，3个负荷点排挤量分别为24.47t/h、22.67t/h、13.75t/h;真空度变化为0.087kPa，相对变化为1.5%，对汽机循环效率影响很小。
对凝结水系统的影响：凝结水阻力100%负荷时增加0.2MPa;凝结水流量降低20t/h;75%、50%工况下，凝结水泵功耗没有明显变化;100%工况下，凝结水泵耗功增加46kW/h，厂用电上升0.0046%，供电煤耗上升0.0131g/kWh。
对电除尘影响：电除尘效率提高约0.1%;电除尘耗电率下降0.004%，供電煤耗下降约0.011g/kWh。
对脱硫的影响：在95%负荷率时，脱硫系统节水平均39.8t/h。
收益情况：综合煤耗降低1.79g/kWh，燃料成本下降787.6万元/年，脱硫节水39.8t/h，节水费用减少54.13万元/年，减排费用减少5.45万元/年，改造投资回收年限为1.71年。（注：标煤价800元/t，水价1.7元/t，年利用小时5500h，年运行小时8000h）。
6 结语
随着一次能源储量越来越少和科学技术越来越发达，各种低品位热能的利用将被人们越来越重视起来，低品位热能的利用方案也将层出无穷。而低品位热能的利用深度还与各国的经济实力、科技发达水平、决策者的管理理念有关。一般来说，新建燃煤电厂，应尽可能降低锅炉本体的排烟温度，使排烟温度降到燃煤烟气露点温度以上5℃～10℃（寒冷地区可以适当提到一些）。再加上实施低品热能的深度开发利用，就能获得燃煤电厂的最佳效益。在对烟囱排烟温度有要求的地方，建议采用GGH或MGGH来提高烟气的排烟温度。
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