1燃气锅炉房烟气余热回收技术
天然气的主要组分是甲烷(CH4)，燃烧后排出的烟气中含有大量的水蒸气，水蒸气的气化潜热占天然气低热值的比例达到10%～11%，目前基本上都没有利用而直接排放到环境。另外，天然气烟气中的水蒸气排入大气后冷凝，造成冒白烟现象，形成景观污染，并促使PM2.5排放指数增加。因此，深度回收利用包括水蒸气气化潜热在内的烟气余热对节省能源和减少污染物排放量都有重要意义。
为了利用燃气锅炉的烟气余热，国内外科研单位进行了研究。目前针对燃气锅炉烟气余热回收的技术，主要集中在采用加装冷凝换热器和空气预热器来降低排烟温度。
常规燃气锅炉加装冷凝式换热器，烟气降温过程中存在相变过程，开始发生相变的温度即为烟气的露点。高于露点时，锅炉供热效率(锅炉供热量与按照燃气低热值计算得到的燃气供热量的比值)的提高是靠烟气降温所释放的显热实现的。当烟气温度低于露点后，锅炉供热效率的提高主要靠水蒸气冷凝释放潜热实现，此时烟气温度的降低对锅炉供热效率的提高，影响较为显著。
只有当热网回水温度低于20~30℃时，使用冷凝式换热器才会有好的效果。对于一般的供暖系统，尤其是区域供热系统，其热网回水温度远高于此值。因此，直接利用热网回水降低烟气温度是非常受限的。这一原因也严重制约了冷凝式锅炉在供热领域的推广使用。若采用文献中提到的吸收式换热技术，可以显著降低热网回水温度。若热网回水温度为20℃，采用冷凝式换热器即可将烟气温度降至较低水平，从而大幅提高锅炉供热效率。
也可采用烟气-水换热器和空气预热器组合的方式进行烟气余热回收，利用烟气-水换热器回收高温烟气段的显热，利用空气预热器回收中低温烟气段的潜热和显热。但这种方式也受热网回水温度以及空气有限的回收余热能力所制约，当热网回水温度为50℃时，这种方式只可将烟气温度从90℃降至51℃。
针对上述情况，清华大学提出了将吸收式热泵用于燃气锅炉的烟气余热回收技术，并用直接接触式换热代替常规的间壁式换热。吸收式热泵在天然气等高温热源的驱动下制取低温冷水，锅炉的烟气作为吸收式热泵的低温热源同低温冷水进行直接接触式换热，由于冷水的温度较低，因此，烟气的温度可以降至25℃甚至更低。该技术突破了热网回水温度的限制，可应用于回水温度较高的供热系统中。另外，该技术采用了直接接触式换热器，相对于表面式换热方式，其优势在于：极大地增加了气-液两相接触面积，瞬间完成传热和传质，达到强化换热、提高换热效率的目的。采用接触换热技术后，烟气和水在很小温差下即可实现稳定接触换热，无需金属换热面，减小了换热器的体积，大幅度降低了换热器成本。烟气中的酸性蒸气直接在水中溶解，只要对溶液加碱性物质如NaCO3、NaOH等进行中和，并对换热器关键部位的制造材料进行防腐蚀处理，即可避免降低排烟温度后遇到的材料腐蚀问题。
图1为典型的烟气余热回收系统的基本原理。在常规的燃气锅炉供热系统中增设了直燃型烟气余热回收装置(以下简称余热回收装置)，该装置主要包括燃气驱动的吸收式热泵(以下简称直燃型热泵)、直接接触式换热器(以下简称接触式换热器)及水泵、阀门等其他附属设施，同时增设了两条烟管将余热回收装置与锅炉烟囱相连，烟气阀1、2及风机均设置在这两条烟管上。当烟气余热回收系统投入运行时，烟气阀1、2及风机均开启，经过测试，烟气量在运行时可以满足设计要求。锅炉烟气和直燃型热泵的烟气混合后进入接触式换热器，同直燃型热泵制取的用于喷淋烟气的冷水(以下简称喷淋水)进行接触式换热，烟气可被喷淋水冷却，温度降至25℃甚至更低，然后由风机抽送排入大气。在喷淋水路中，喷淋水在接触式换热器中同烟气换热后温度升高，被喷淋水泵送入直燃型热泵进行降温，然后返回接触式换热器继续冷却烟气。在热网回水管道中，水阀1关闭，水阀2、3开启，热网回水首先进入直燃型热泵进行加热，然后进入燃气锅炉加热，送至用户处供热。
图1烟气余热回收系统基本原理
2示范工程
该工程实施在北京市某供暖锅炉房内。该供暖锅炉房内设有3台29MW燃气热水锅炉与1台14MW燃气热水锅炉。4台锅炉的烟气通过各自独立烟囱排入大气。锅炉尾部设置了省煤器，烟气进入烟囱的设计温度为60℃。
本工程在锅炉房内增设余热回收装置，用于回收1台29MW锅炉的烟气余热。技术方案为：燃气锅炉烟气在接触式换热器中被喷淋水冷却后放出显热和潜热，烟气温度降至25℃或者更低后排至大气。喷淋水在接触式换热器中升温后用泵送入直燃型热泵，直燃型热泵以天然气为驱动热源，吸收喷淋水热量，用于加热热网回水，以减少锅炉的天然气耗量。
图2为锅炉烟囱与余热回收装置的连接关系的实景照片，即通过两根烟管进行连接。图3为直燃型热泵和接触式换热器的实景照片，一层布置直燃型热泵，二层布置接触式换热器。图4为对直燃型热泵和接触式换热器进行封装后的实景照片。
图2烟囱与余热回收装置的连接
图3直燃型热泵和接触式换热器实景照片
图4设备封装后实景照片
清华大学对该燃气锅炉房烟气余热回收系统进行了测试。
图5为某供暖期中连续实测的烟气温度变化曲线，图6为实测的水温变化曲线。
图5实测的烟气温度变化曲线
图6实测的水温变化曲线
由图5可见，直燃型热泵进接触式换热器的烟气温度波动范围为134~157℃，锅炉烟气进接触式换热器的温度波动范围为45~77℃，接触式换热器的排烟温度波动范围为18~37℃。
由图6可见，进直燃型热泵的热网回水温度波动范围为44~55℃，出直燃型热泵的热网回水温度波动范围为55~64℃，进直燃型热泵的喷淋水温度波动范围为20~38℃，出直燃型热泵的喷淋水温度波动范围为14~27℃。
可见，在测试期间，烟气和水温变化较为稳定，系统运行状况正常。
3效果分析
3.1节能性分析
对测试期间回收的烟气余热进行计算，可以得到逐时的回收烟气余热量的变化曲线，见图7。回收烟气余热量在测试期间为1.43~3.26MW。由于直燃型热泵设备选型比设计值略大，因此，实际在设计工况下的烟气余热回收量略大于设计值。另外，由于锅炉不是在整个供暖期都能保持满负荷运行，在低负荷运行时，回收烟气余热量达不到设计值，因此，平均回收烟气余热量为2.67MW，直燃型热泵的平均供热量为6.37MW。
图7回收烟气余热量变化曲线
图8为采用余热回收装置后，供热效率提高值(回收余热量与按照燃气低热值计算得到的燃气供热量的比值)的变化曲线。由图8可见，供热效率提高值范围为7.61%~13.69%，平均为11.54%。因此，采用该装置大大提高了锅炉供热效率。
图8采用烟气余热回收装置后供热效率提高值的变化曲线
烟气余热回收系统的运行参数和计算结果见表1。
表1烟气余热回收系统的运行参数和计算结果
由表1可见，该项目在供暖期的供热效率提高值约为11.54%。
3.2减排分析
采用该系统回收余热，减少了天然气的耗量，相应地也减少了污染物的排放量。另外，在接触式换热器内的喷淋过程中，烟气中的不同污染物将会部分溶入喷淋水中，使得排烟中有害气体含量降低，而喷淋水溶入污染物后，对其水质影响并不大，只需要加入碱性物质如NaCO3、NaOH等进行中和，就可以达到中水水质要求进行排放或他用。
由于天然气硫含量很低，燃烧烟气中的SOx含量也很低，在天然气利用设备中一般不设置专门的脱硫设备。在本测试中，也并未检出SO2，因此，在此不对SOx进行减排分析。
锅炉烟气中氮的氧化物主要是NO，NO2含量较少。NO稍溶于水，NO2易溶于水，形成亚硝酸和硝酸水溶液。
在供暖期某日对该锅炉房烟气余热回收工程的污染物NOx的排放进行了现场测试，测试时系统运行负荷率为70%~80%。测试分析结果见表2，NOx减排率(烟气经过余热回收后NOx减少的质量流量与原烟气中NOx质量流量的比值)为10.48%。
表2NOx减排测试及分析
3.3节水分析
天然气的主要组分是甲烷(CH4)，燃烧后生成二氧化碳和水。1m3的天然气可生成1.55kg的水。据了解，北京市2012年供暖期消耗60×108m3天然气，平均每天消耗5000×104m3，即平均每天约有7.75×104t/d的水蒸气排放到空中。如果这些水蒸气通过烟气冷凝换热的方式收集起来并加以利用，不仅能够增加10%左右的供热量，同时节约大量的水并能缓解北京市的雾霾现象。
在该示范工程项目中，清华大学组织对烟气余热回收系统的凝结水量进行了测试，测试工况下负荷率为100%，烟气出接触式换热器的温度为31℃，相关测试结果见表3。
表3凝结水量测试及分析
实测凝结水量同理论凝结水量比较接近，出现差异可能是由于测试人员人为读数误差所造成的。
经过烟气余热回收后，烟气中的大部分水蒸气被凝结在换热器中，避免了这部分水蒸气直接排入大气中，极大地缓解了传统供热锅炉房“冒白烟”的问题。而这部分水蒸气若排放在冬季大气中，也将会加剧雾霾天气的形成。因此，该系统的使用可有效解决供热锅炉房“冒白烟”的问题，达到“消白”的效果。
4结论
本文介绍了一种基于直燃型吸收式热泵和直接接触式换热器的烟气余热回收工程案例。对1台29MW的燃气锅炉安装了余热回收装置，并进行了测试，测试结果表明：
①接触式换热器的排烟温度平均降至27.4℃，在供暖期平均回收烟气余热2.67MW，燃气锅炉平均供热效率提高值为11.54%。
②余热回收装置的NOx减排率为10.48%。
③实测凝结水量为3.11t/h，达到了消除白烟的效果。
④直接接触式换热器配合直燃型吸收式热泵深度回收烟气余热技术具备大规模应用的可行性，有效解决了由于供热回水温度高而难以直接回收烟气冷凝热的难题。
原标题：天然气锅炉房烟气余热深度回收工程案例
