摘要：文中首先介绍了三种锅炉排烟余热回收工艺及其主要特点，然后以1台300MW火力发电机组为例，理论分析了三种烟气余热回收系统的经济性。通过对比得出，加热热网水工艺经济效益最好，加热凝结水工艺也具有良好的经济性，加热暖风器工艺不产生收益，但其对保障主工艺的安全可靠生产具有重要意义。最后指出，不同地区企业用户应根据企业实情灵活选用烟气余热回收方案，以真正实现企业节能降耗和稳产增产的目标。
关键词：烟气余热回收；热网水；锅炉热效率；空预器；抽汽效率
燃煤锅炉作为将燃料的化学能转化为热能的主要设备之一，被广泛应用于电力、冶金和石化等高耗能行业。煤炭在炉膛内燃烧放热后，经过尾部对流受热面（过热器和省煤器等）换热后烟气温度仍较高（300℃左右），为了充分利用烟气热量，提高锅炉的热效率，在锅炉尾部烟道通常设置空气预热器，回收烟气的余热去加热锅炉的送风，达到节能降耗的效果。此外，由于燃煤烟气中含有大量粉尘、氮氧化物和二氧化硫等污染成分，排放的烟气须经过脱硝、除尘和脱硫等净化处理后方可由烟囱排空，以减少排烟对大气环境的污染程度。综合考虑锅炉的热效率和各烟气处理工序的安全可靠性，将空预器出口的排烟温度通常设为120～150℃作为锅炉排烟的最佳设计工况点。
随着近些年环保政策的不断加码和新能源行业的日益壮大，燃煤锅炉作为传统能源利用的主要设备，其年运行小时数逐年下降，企业的经营状况日趋严峻，生存危机逐日增大。鉴于大环境的恶化现状，为了进一步降低企业成本，提升能源利用效率，对125℃左右的低温烟气余热进行回收对企业具有重要的意义。
在实际工程应用中，综合地域、行业和生产工艺等多种客观因素的影响，不同烟气余热回收系统产生的经济效益也有很大差别。为保证烟气余热回收系统给企业创收最大化，本文阐述了三种不同的烟气余热回收工艺及特点，并对三种工艺系统的经济性进行了理论分析，以期为工业用户提供一种定量化的选型依据。
1三种烟气余热回收工艺及其特点
1.1烟气余热回收加热热网水系统
在除尘器与脱硫塔之间加设一套低温烟气余热回收装置，余热回收系统以水为热媒介质，通过水吸收锅炉排烟的热量。设置一级热网水加热器，将来自烟气余热回收装置的高温热媒水通入热网水加热器，实现热网回水的加热，放热降温后的热媒水回至烟气余热回收装置开启下一个循环换热过程，由此实现将烟气余热回用于热网水系统的目标。
本系统结构简单、调控灵活、工程改造量小，系统产生的经济收益随锅炉负荷波动而变化。在实际运行中，以锅炉侧烟气温度为控制目标，以热网水和热媒水流量为调节对象，根据锅炉生产负荷同步调节两种介质的流量，达到既保证脱硫系统安全运行又满足烟气余热回收系统收益最大化的目的，烟气余热回收加热热网水工艺系统图如图1所示。
1.2烟气余热回收加热汽轮机凝结水系统
在除尘器与脱硫塔之间加设一台烟气余热回收装置，余热回收系统以水为热媒介质，通过水吸收锅炉排烟的热量。
图1烟气余热回收加热热网水工艺系统图
设置一级凝结水加热器，将来自烟气余热回收装置的高温热媒水通入凝结水加热器，加热来自7#低压加热器进口母管的凝结水，凝结水吸热升温后通至7#低压加热器出口母管，放热降温后的热媒水回至烟气余热回收装置开启下一个循环换热过程，由此实现将烟气余热回用于凝结水的目标。
本系统工程改造量较小，凝结水加热器通常布置在汽机房内，使得取热工艺的热媒水管路较长，沿程热损失较大。该系统调控相对复杂、工作量和难度均较大，对运行人员的操控水平要求较高。当锅炉负荷波动时，需要同时调节被加热凝结水流量、7#低加抽汽阀开度和循环热媒水流量，使得7#低加出口水温控制在设计范围内，并同时保证脱硫系统的安全及系统热回收效益最大化，烟气余热回收加热凝结水工艺系统图如图2所示。
1.3烟气余热回收加热暖风器系统
在除尘器与脱硫塔之间加设一台烟气余热回收装置，余热回收系统以水为热媒介质，通过水吸收锅炉排烟的热量。在锅炉送风系统空预器进口风道内设置一级暖风器，将来自烟气余热回收装置的高温热媒水通入暖风器来实现对锅炉送风的加热，升温后的空气再进入空预器进一步升温，放热降温后的热媒水回至烟气余热回收装置开启下一个循环换热过程。
本系统整体结构简单，系统运行调控简单，调节对象仅为循环泵流量，控制目标为烟气温度，在保证脱硫系统安全运行的前提下，暖风器出口风温越高，锅炉排烟系统的可靠性越高，由此也会使得整体经济性下降，但工程改造量大。在实际运行中，以暖风器出口风温大于20℃为原则，根据自然环境温度变化来调节热媒水的流量，以实现系统的经济运行，烟气余热回收加热暖风器工艺系统图如图3所示。
图2烟气余热回收加热凝结水工艺系统图
图3烟气余热回收加热暖风器工艺系统图
2三种烟气余热回收系
统的经济性分析下面以某300MW火力发电机组为例，分别对上述三种烟气余热回收系统的节能收益和运行费用等展开理论分析。300MW机组主要设计参数如表1所示，回热系统采用3高4低1除氧的形式，燃料设计为烟煤。
基于表1的数据，在脱硫塔入口设置一级低温烟气换热器用于回收烟气余热，将烟温由125℃冷却至80℃，计算得到烟气放热量约为72GJ/h，折合热功率约为20MW。下面以回收的20MW烟气余热量为基准，分别对三种烟气余热回收系统的经济性进行测算。
表1300MW机组主要设计参数表
2.1加热热网水系统
烟气余热回收加热热网水系统主要是将回收的烟气余热通过热网水转移至热用户处，该系统通常应用于北方冬季较为寒冷和有供暖需求的地区，其收益主要由供热负荷和当地供暖费用确定。
以华北地区某城市为例测算，其供热时间为2018年11月15日至2019年3月15日，共计120d，按照系统全天候满负荷运行工况测算，居民单位面积热负荷为45W/m2，系统总的供暖面积达44万m2，单位面积供暖费用按照22元/m2计，本系统产生的年节能收益约为975万元。
假如项目所在地在东北或西北，供暖时间比华北地区长1～2个月，单位面积的供热负荷也比华北地区高10W/m2左右，折算总的供暖面积约为36万m2，单位面积供暖费用按照29元/m2计，测算本系统产生的年节能收益达1055万元。
由上可知，在北方有供暖需求的地区均可采用本烟气余热回收系统，综合考虑供暖收益和系统运行时间因素，尽管在不同地区存在供暖负荷与供暖面积的差异，但最终收益差别不大，此类项目的整体经济性较好。
表2汽轮机7#低压加热器抽汽效率测算结果
2.2加热凝结水系统
烟气余热回收加热凝结水工艺系统是将回收的烟气余热用于加热汽轮发电机组的凝结水回水，完全取7#低压加热器的抽汽，由此实现增加系统发电量，提升机组整体收益的目标。本系统普遍应用于各地区火力发电站，其节能效益主要取决于加热凝结水节约抽汽增加的发电功率和凝汽器运行负荷增加带来的循环水泵电耗。由表1汽水系统的参数，通过原则性热力系统计算得到7#低加抽汽效率为12.8%，汽轮机低压加热器抽汽效率测算结果如表2所示。
投入烟气余热回收系统后，回收的20MW烟气热量用于7#低压加热器的加热热源，由此排挤出约30t/h的低压抽汽，被排挤出的低压抽汽继续在汽轮机内膨胀做功发电，综合考虑8#低加新增抽汽对机组发电功率的影响，折算新增发电功率约为2490kW；同时，因7#低加排挤抽汽导致汽轮机的排汽量增加，凝汽器运行负荷随之上升，由此带来的循环冷却水泵运行电功率增加约80kW，最终合计本系统能够净增发电功率为2410kW，按照上网电价为0.3元/kW·h，年运行小时数为8000h，测算得到本系统年收益约为580万元。可见，烟气余热回收加热凝结水系统在长期满发的汽轮发电机组上，整体收益情况也较可观。
2.3加热暖风器系统
烟气余热回收加热暖风器是一种通过水媒将低温烟气余热转移至锅炉一二次风的工艺系统，该工艺一方面可提升进入空气预热器的冷空气温度，有利于维持锅炉炉膛的燃烧温度；另一方面用于保护空预器，防止其发生低温腐蚀和结垢堵塞等问题。该系统主要应用于北方寒冷地区冬季运行，可有效减少机组因空预器故障导致的非计划停机次数，对保障机组的长期、安全和高效运行具有重要意义。
虽然增设暖风器提高了进入锅炉的助燃风温，有助于提高锅炉的热效率，但因空预器入口空气温度升高，增加了锅炉的排烟温度，由此使得锅炉排烟损失增大，锅炉热效率下降。基于上述状况，为客观评价暖风器对锅炉能耗的影响，下面以表1数据为基础，定量测算暖风器正负两方面作用对锅炉热效率的综合影响，暖风器对锅炉热效率负影响测算见表3，暖风器对锅炉热效率正影响测算见表4。
表3暖风器对锅炉热效率负影响测算表
表4暖风器对锅炉热效率正影响测算表
综合表3和表4测算数据可得，暖风器投运后锅炉热效率下降约1.77%，以机组额定发电功率为300MW和全厂发电效率为42%基础测算，锅炉热效率下降导致机组发电效率下降约0.8%，折合发电功率减少约5700kW。基于本系统仅在采暖季运行，年运行小时数按2880h计，上网电价按0.3元/kW·h测算，计算得到加热暖风器系统年损失的发电收益约为490万元。然而，考虑到暖风器的投入可大幅提升空预器的可靠性，并由此减少了机组冬季运行期的非计划停机次数，可以根据实际的工程经验数据来测算其间接创造的经济效益。按每年减少机组非计划停机1次，停炉期间损失的发电收益约为320万元；将单次启停机费用和空预器检修费用按150万元考虑，本系统每年可总创收约470万元，与机组发电效率下降带来的经济损失基本一致。由此可知，烟气余热回收加热暖风器系统基本不产生经济效益，但对整个机组的安全稳定运行意义重大，可作为企业可持续性生产管理的有利保障。
2.4烟气余热回收系统运行成本测算
为了直观比较三种系统的运行费用，本文所述三种烟气余热回收系统的取热工艺均采用同样的烟气冷却器，烟气冷却器工艺参数如表5所示。
表 5 烟气冷却器工艺参数表
鉴于三种系统的终端热用户方面设计偏差较大，本文不便于统计其运行费用，这里仅讨论取热工艺的运行费用，主要包括引风机新增电耗和循环水泵电耗两部分。
1）引风机新增电耗计算。引风机效率ηf取为87%，电动机功率储备系数βd1为1.3机械传动效率ηj1为0.98，电动机轴功率计算公式为：
2）循环水泵电耗计算。循环水泵效率ηw取为85%，电动机功率储备系数βd2为1.3，机械传动效率ηj2为0.98，电动机轴功率计算公式为：
由（2）式计算得到循环水泵电耗Pw为45kW。
由上可知，引风机和循环水泵电耗功率合计为300kW，运行电费按照0.3元/kW·h计，结合三种系统的年运行小时数，测算得到各系统年运行费用为：1）加热热网水系统：26～36万元；2）加热凝结水系统：72万元；3）加热暖风器系统：26～36万元。
3工艺方案选型建议
通过上文对三种烟气余热回收系统经济性分析可以直观地看出，烟气余热回收系统对于企业的主要意义在于创收和稳产两个方面。在实际工程应用中，企业用户应结合自身生产情况和实际需求，选择其中一种或者多种工艺的组合作为最终实施方案，以求烟气余热回收效益最大化，下面以加热热网水和加热凝结水组合工艺为例做简单说明：本组合工艺采用采暖季加热热网水和非采暖季加热凝结水的运行方式，采暖季按4个月考虑，系统年总运行小时数按8000h考虑，加热热网水的运行小时数为2880h，加热凝结水的运行小时数为5120h。以2.1节和2.2节的计算数据为基础，测算得到本工艺采暖季经济收益约975～1055万元，非采暖季的经济收益约370万元，年运行总费用约72万元，合计年净收益约1270～1350万元。可以看出，多种烟气余热回收工艺组合后的经济效益比单纯一种加热工艺更好。同理，可将加热暖风器工艺和加热凝结水工艺进行组合，以弥补单纯加热暖风器工艺无经济效益的不足；将加热暖风器和加热热网水工艺进行组合，可实现企业稳产和增收双重效果。
4结语
本文以某300MW火力发电机组为例，分析了3种烟气余热回收系统的工艺特点，并以相同的取热工艺为基准，测算了各个系统在经济收益和运行费用等方面的差异，以期为工业用户在烟气余热回收利用方面的设计选型提供参考依据：
1）加热热网水系统具有结构简单、调控性较好和工程改造量小的特性，适用于冬季有采暖需求地区，仅在采暖季运行，系统运行费用低，综合收益高。在满负荷工况下，年净收益约为900～1000万元，可作为有采暖需求企业用户的首选工艺路线。
2）加热凝结水系统结构相对复杂，调控难度较大，工程改造量小，不受地域限制，全年均可运行，年总收益较好，但运行费用较高。在满负荷工况下，年净收益在500万元以上，对于没有采暖需求的工业企业，本工艺将是烟气余热回收的优选方案。
3）加热暖风器系统流程简单、调控性好，工程改造量较大，适用于冬季寒冷地区，通常在采暖季运行，运行费用较低，但由于其会降低锅炉的热效率，造成一定的发电收益损失。尽管如此，综合考虑系统对整个机组稳定运行的有利作用，其所产生的间接效益也很可观，由工程经验测算得到，其间接经济效益与损失的发电收益基本相等；故可认为本系统不产生经济效益。对于以稳定生产为主的企业用户，可以采用本工艺作为烟气余热回收系统的技术方案。
4）在锅炉排烟温度较高，烟气余热资源富足的工业企业，可以采用多种工艺的组合作为烟气余热回收项目的设计方案，以达到最大化回用烟气余热资源的目的。
