国内烟气余热利用技术的新进展

王 磊，童家麟，吕洪坤，李 剑

（国网浙江省电力有限公司电力科学研究院，杭州 310014）

0 引言

目前，我国大容量、高效燃煤电站机组效率大约为45%，其余热能未经使用便排放到周围环境中，这些热能损失以锅炉排烟热损失、主凝汽器冷源损失和辅机循环水热损失3部分为主。以往国内学者将回收热损失的重点放在主凝汽器冷源和辅机循环水的热损失利用上[1-4]，锅炉排烟热损失由于烟气比热低、流速快和成分复杂且易对受热面造成腐蚀等缺点[5]，这部分热量难以被利用，国内许多发电厂由于运行调整、煤种变更等原因，导致锅炉排烟温度常高于设计值20～50℃。据统计，排烟温度每上升10～15℃，锅炉效率就下降1%[6]，而有效降低排烟温度正是节能减排、降低煤耗的工作新方向。

燃煤锅炉通常采用增加换热量的方式来降低排烟温度，如加强炉膛受热面吹灰、增加省煤器受热面和增加空预器受热面等[7-8]，取得了良好的效果。近年来，随着世界各国对节能减排要求的日益提高，一些新的排烟余热利用手段在欧洲国家不断涌现，归纳起来有烟气余热干燥燃煤、尾部烟道增设低温省煤器、热泵回收烟气余热技术等[9]，实现排烟余热的梯级利用，如德国的Niederaussem发电厂锅炉效率达到了94.4%，回收排烟余热80 MJ/s的热量后，排烟温度下降到了100℃，这种余热综合利用技术值得学习。

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对此，以下介绍了国内发电厂低品质余热回收新技术，如褐煤干燥技术、尾部烟道增设低温省煤器、热泵回收高品质热量技术，并对余热利用技术的前景作了展望。

1 烟气余热干燥褐煤技术

在锅炉尾部烟道增设低温省煤器以回收烟气余热是近年来国内为提高热力系统效率而改造的一个新方向。国外低温省煤器的应用较早：德国Schwarze Pumpe发电厂2×800 MW褐煤发电机组在静电除尘器和烟气脱硫塔之间加装烟气冷却器，利用烟气余热加热凝结水；德国Niederaussem发电厂1 000 MW机组在空气预热器旁路增设低温省煤器用来对锅炉给水加热；日本Tomato-Atsuma发电厂700 MW机组将低温省煤器布置在空气预热器和低温静电除尘器之间，可降低排烟温度至约90℃[15]，文献[16]认为排烟温度相差10℃，发电煤耗相差约2 g/kWh，Tomato-Atsuma发电厂的经济性提升非常明显。

可见，水平移动床褐煤干燥技术的推广对燃煤锅炉燃用褐煤的意义重大，褐煤干燥后，锅炉的烟风量下降的同时排烟损失减小，锅炉效率上升。表1为燃用干燥前后的褐煤，某亚临界600 MW锅炉热力计算的结果。由表1可知，燃用干燥后褐煤的锅炉较燃用干燥前的锅炉热效率上升约1%，效果明显。这项技术的应用推广，对提高大型褐煤锅炉的经济性有着重要的实际意义。

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针对干燥技术在大型化、实践性上存在的不足，清华大学研发了水平移动床褐煤干燥技术，中试装置示意如图1所示。褐煤的运动方向与干燥介质的运动方向垂直，干燥介质为发电厂低温烟气，根据清华大学的研究成果，当风煤比为11.28时，已经可以干燥褐煤中的大部分水分。以1台亚临界600 MW机组锅炉为例，利用低温烟气干燥得到的褐煤量可提供本锅炉每天63%的用煤量。

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图1 水平移动床褐煤干燥技术中试装置

我国褐煤储存量不高，占煤炭总储存量的13%[10]，目前褐煤利用的主要途径也是通过坑口发电厂发电，再输送电力至需要的地区。国产首台600 MW亚临界褐煤锅炉和660 MW超临界塔式褐煤锅炉分别于1998年和2009年在内蒙古赤峰和吉林9台投入运行，开创了国产高参数大容量褐煤发电机组的先例[11]。我国大型褐煤发电机组容量占全国大型发电机组容量的3%，远低于褐煤在煤炭中所占的比例[12]，原因是与常规烟煤锅炉相比，褐煤锅炉炉内烟气量较大，排烟温度较高，如德国的一些燃用褐煤的锅炉，排烟温度达到了170℃左右[13]，因而锅炉排烟热损失较高，锅炉效率较烟煤锅炉低约2%；另外，煤产区水资源的匮乏也是限制褐煤发电机组发电的又一因素。随着优质烟煤储量比例的不断下降，将褐煤进行干燥脱除一部分水分后得以高效利用，对我国电力工业可持续发展具有重要意义。

表1 某锅炉燃用干燥前后褐煤的热力计算结果

2 低温省煤器回收烟气余热技术

褐煤具有水分高、挥发分高、发热量低和易自燃等特点，不易储存，也不易远距离运输，限制了其使用范围。全世界褐煤约占煤炭储存的40%，目前褐煤利用的主要途径是通过坑口发电厂发电，再输送电力至需要的地区。发达国家对褐煤利用起步较早，德国从20世纪末开始实施BOA（超超临界机组燃用褐煤）计划，在2004年投产的Niederaussem发电厂1 000 MW机组，成为目前世界最先进的燃用褐煤的超超临界机组。

（3）凝结水系统阻力增大，凝结水泵电耗增加。

图2 低温省煤器的原则性热力系统

图3为某660 MW机组在100%THA（热耗率验收工况），75%THA，50%THA 3个工况下低温省煤器对机组发电效率和煤耗的影响。由图3可知，3个负荷下，低温省煤器均可降低机组发电煤耗，在低负荷下效果尤为显著，原因是，在实际运行中，为保证锅炉在低负荷下充分燃尽煤粉，其送风量往往大于实际所需的送风量，故在低负荷下，低温省煤器回收烟气余热产生的节能效果更为显著。

采用SPSS 21.0统计学软件进行数据分析；计量资料采用（±s）表示，组间比较采用t检验；计数资料用[n（%）]表示，比较采用 χ2检验。P<0.05为差异有统计学意义。

图3 不同工况下低温省煤器对发电效率和煤耗的影响

低温省煤器的另一优势是可以降低静电除尘器的进口烟温，以提高静电除尘器效率[18-19]。图4为增设低温省煤器后，引风机工况点与同类型增设GGH（气气换热器）锅炉的引风机工况点比较。由图4可知，增设低温省煤器的引风机功率较增设GGH的引风机功率降低约1 200 kW。另一方面，由于低温省煤器加装在引风机前，进入引风机的烟温有所降低，故烟气量减少，风机工况点较增设GGH向左下方运动，更远离风机理论失速线，减小了脱硫系统停运的风险，社会效益也大为增强[20]。

图4 增设低温省煤器的引风机工况点与增设GGH的引风机工况点比较

但是，低温省煤器在实际运行中，也存在若干隐患，主要表现在：

（1）低温省煤器通常布置在静电除尘器前，飞灰对处于高尘区工作的受热面管壁磨损不容忽视。

（2）烟气温度降低后，容易使得空气预热器等发生低温腐蚀。

早期的褐煤干燥技术从原理上可分为蒸发干燥技术（回转管式和流化床干燥技术）、非蒸发干燥技术（水热干燥技术）[14]。在实际应用中，这两种技术都由于其自身存在缺陷，应用受到了诸多限制：回转管式干燥技术受制于回转窑直径，不利于烟气余热回收；流化床干燥技术受制于其内部阻力和内部构件，无法满足褐煤的大规模处理需要；水热干燥技术的高温高压条件，使得废水中的有机物和无机物含量非常高，造成废水处理困难。

国内应用低温省煤器起步较晚，但近年来应用广泛：山东某发电厂2台WGZ410/100-10型燃煤锅炉，由于燃用煤种含硫量较高，且锅炉尾部受热面积灰、腐蚀严重，锅炉排烟温度高达170℃，加装低温省煤器后，降低排烟温度达28℃；北京某发电厂300 MW机组，采用低温省煤器加热供热回水，已经投运5年，经济性显著。图2为某HG-1968/29.3-YM7型燃煤锅炉增设低温省煤器的原则性热力系统图，其入口凝结水取自7号低压加热器出口，经低温省煤器加热后，引入6号低压加热器入口，利用级间压降克服低温省煤器本体及其连接管路的流阻，不必增设水泵，提高了运行可靠性，同时设置了再循环回路和功能旁路，实现了排烟余热的梯级利用[16-17]。在实际运行中，为保证不发生低温腐蚀，在7号低压加热器出口水温较低时，凝结水不进入低温省煤器，直接进入6号低压加热器；当7号低压加热器出口水温大于60℃，凝结水进入低温省煤器以回收烟气余热，同时运行循环泵，使得进入低温省煤器温度大于72℃，高于烟气的酸露点温度，防止其酸腐蚀。

不过，通过实践经验的不断总结，及时发现热力系统存在的问题，把实践经验上升为操作规范，这些隐患是在可控范围之内的。

3 热泵回收烟气余热技术

热泵是一种以消耗部分能量作为补偿条件使热量从低温物体转移到高温物体的能量利用装置，能够把空气、土壤、水中所含的不能直接利用的热能转换为可以利用的热能[21]。欧盟在2009年就已通过《欧盟可再生能源指令》，并将空气热能纳入可再生能源范围；在2013年颁布《热泵计入可再生能源导则》和《成员国可再生能源行动计划》，确定了各成员国如何计算热泵技术的可再生能源利用量和各国具体的可再生能源发展计划。图5为德国和芬兰近年来的的热泵销售量。由图可知，热泵的销售量基本处于逐年上升的状态，但在2008年以后，销量有所下降，这与全球经济衰退有关。我国国务院《能源发展“十二五”规划》也将地源热泵作为“十二五”时期分布式能源发展的重点。可见，热泵技术有着非常良好的应用前景。

图5 近年来德国和芬兰热泵销售量

电站锅炉早期使用汽轮机抽汽驱动热泵回收低品质热量，如汽轮机排汽和辅机闭式循环水回水的余热等，并取得了良好的效果，图6为某超临界NZK660-24.2/566/566型机组供热系统改造后的局部热力系统图。实际运行结果表明，在高负荷下投入热泵后，机组的经济性得到很大的提高，较抽汽直接供热，降低煤耗约2.1g/kWh，8～9年即可收回成本。

图6 热泵局部热力系统

尽管汽轮机抽汽驱动热泵有良好的经济性，但仍存在采暖期机组发电量减少的问题。对此，一种用烟气余热驱动吸收式热泵的新型余热利用系统在某330 MW燃煤机组上得到了应用[22]，图7为其结构示意图。由图7可知，该系统使用锅炉烟气作为驱动热源驱动吸收式热泵供热，取代了传统热电厂抽汽直接供热的方式，弥补了汽轮机抽汽用于供热引起的机组发电量下降的缺陷，最大程度地增加了汽轮机输出功率，提高发电效率；同时，降低了进入静电除尘器的烟气温度，提高了除尘效率。近年来，随着北方雾霾现象日益严重，北方大城市的环保要求不断提高，以北京为例，燃气锅炉和燃气轮机逐渐成为主要的集中供暖利用方式[23]。目前燃气锅炉的排烟温度为200℃，而燃气轮机的排烟温度高达600℃，具有较大的干烟气热损失；天然气的主要成分为CH4，因而燃烧排出的烟气中有大量的水蒸气[24]，烟气中的水蒸气冷凝潜热也不容忽视。清华大学开发了超低能耗示范楼BCHP系统，该技术可以实现对燃气烟气冷凝热的回收，其运行原理与图7类似，烟气从热泵发生器出来后（约150℃）加热热网供水，使烟气继续冷凝以回收冷凝热。

4 结语

对烟气余热进一步深入利用，是提高机组热效率、降低煤耗的重要组成部分。以上对近年来较为新颖的烟气余热利用方式：褐煤干燥技术、尾部烟道增设低温省煤器、热泵回收烟气余热技术作了详尽的分析。近年来，尽管余热利用技术研究有了很大进展，但较国外先进水平仍有很大差距，如德国的Niederaussem发电厂K机组（燃用褐煤）采用了综合余热利用技术后，净热效率达到45.2%，这为我国在发展下一代的高效火电机组和对现有机组改造提供了先进思路。

从“BOA”计划到“700℃”计划，欧洲火电向更注重机组效率、节能和环保方向发展。国务院《能源发展“十二五”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。

图7 烟气余热驱动吸收式热泵的结构示意

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