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燃煤鍋爐作為將燃料的化學能轉化為熱能的主要設備之一，被廣泛應用于電力、冶金和石化等高耗能行業。煤炭在爐膛內燃燒放熱后，經過尾部對流受熱面（過熱器和省煤器等）換熱后煙氣溫度仍較高（300℃左右），為了充分利用煙氣熱量，提高鍋爐的熱效率，在鍋爐尾部煙道通常設置空氣預熱器，回收煙氣的余熱去加熱鍋爐的送風，達到節能降耗的效果。此外，由于燃煤煙氣中含有大量粉塵、氮氧化物和二氧化硫等污染成分，排放的煙氣須經過脫硝、除塵和脫硫等凈化處理后方可由煙囪排空，以減少排煙對大氣環境的污染程度。綜合考慮鍋爐的熱效率和各煙氣處理工序的安全可靠性，將空預器出口的排煙溫度通常設為120～150℃作為鍋爐排煙的最佳設計工況點。
隨著近些年環保政策的不斷加碼和新能源行業的日益壯大，燃煤鍋爐作為傳統能源利用的主要設備，其年運行小時數逐年下降，企業的經營狀況日趨嚴峻，生存危機逐日增大。鑒于大環境的惡化現狀，為了進一步降低企業成本，提升能源利用效率，對125℃左右的低溫煙氣余熱進行回收對企業具有重要的意義。
在實際工程應用中，綜合地域、行業和生產工藝等多種客觀因素的影響，不同煙氣余熱回收系統產生的經濟效益也有很大差別。為保證煙氣余熱回收系統給企業創收最大化，本文闡述了三種不同的煙氣余熱回收工藝及特點，并對三種工藝系統的經濟性進行了理論分析，以期為工業用戶提供一種定量化的選型依據。
1三種煙氣余熱回收工藝及其特點
1.1煙氣余熱回收加熱熱網水系統
在除塵器與脫硫塔之間加設一套低溫煙氣余熱回收裝置，余熱回收系統以水為熱媒介質，通過水吸收鍋爐排煙的熱量。設置一級熱網水加熱器，將來自煙氣余熱回收裝置的高溫熱媒水通入熱網水加熱器，實現熱網回水的加熱，放熱降溫后的熱媒水回至煙氣余熱回收裝置開啟下一個循環換熱過程，由此實現將煙氣余熱回用于熱網水系統的目標。
本系統結構簡單、調控靈活、工程改造量小，系統產生的經濟收益隨鍋爐負荷波動而變化。在實際運行中，以鍋爐側煙氣溫度為控制目標，以熱網水和熱媒水流量為調節對象，根據鍋爐生產負荷同步調節兩種介質的流量，達到既保證脫硫系統安全運行又滿足煙氣余熱回收系統收益最大化的目的，煙氣余熱回收加熱熱網水工藝系統圖如圖1所示。
1.2煙氣余熱回收加熱汽輪機凝結水系統
在除塵器與脫硫塔之間加設一臺煙氣余熱回收裝置，余熱回收系統以水為熱媒介質，通過水吸收鍋爐排煙的熱量。
圖1煙氣余熱回收加熱熱網水工藝系統圖
設置一級凝結水加熱器，將來自煙氣余熱回收裝置的高溫熱媒水通入凝結水加熱器，加熱來自7#低壓加熱器進口母管的凝結水，凝結水吸熱升溫后通至7#低壓加熱器出口母管，放熱降溫后的熱媒水回至煙氣余熱回收裝置開啟下一個循環換熱過程，由此實現將煙氣余熱回用于凝結水的目標。
本系統工程改造量較小，凝結水加熱器通常布置在汽機房內，使得取熱工藝的熱媒水管路較長，沿程熱損失較大。該系統調控相對復雜、工作量和難度均較大，對運行人員的操控水平要求較高。當鍋爐負荷波動時，需要同時調節被加熱凝結水流量、7#低加抽汽閥開度和循環熱媒水流量，使得7#低加出口水溫控制在設計范圍內，并同時保證脫硫系統的安全及系統熱回收效益最大化，煙氣余熱回收加熱凝結水工藝系統圖如圖2所示。
1.3煙氣余熱回收加熱暖風器系統
在除塵器與脫硫塔之間加設一臺煙氣余熱回收裝置，余熱回收系統以水為熱媒介質，通過水吸收鍋爐排煙的熱量。在鍋爐送風系統空預器進口風道內設置一級暖風器，將來自煙氣余熱回收裝置的高溫熱媒水通入暖風器來實現對鍋爐送風的加熱，升溫后的空氣再進入空預器進一步升溫，放熱降溫后的熱媒水回至煙氣余熱回收裝置開啟下一個循環換熱過程。
本系統整體結構簡單，系統運行調控簡單，調節對象僅為循環泵流量，控制目標為煙氣溫度，在保證脫硫系統安全運行的前提下，暖風器出口風溫越高，鍋爐排煙系統的可靠性越高，由此也會使得整體經濟性下降，但工程改造量大。在實際運行中，以暖風器出口風溫大于20℃為原則，根據自然環境溫度變化來調節熱媒水的流量，以實現系統的經濟運行，煙氣余熱回收加熱暖風器工藝系統圖如圖3所示。
圖2煙氣余熱回收加熱凝結水工藝系統圖
圖3煙氣余熱回收加熱暖風器工藝系統圖
2三種煙氣余熱回收系
統的經濟性分析下面以某300MW火力發電機組為例，分別對上述三種煙氣余熱回收系統的節能收益和運行費用等展開理論分析。300MW機組主要設計參數如表1所示，回熱系統采用3高4低1除氧的形式，燃料設計為煙煤。
基于表1的數據，在脫硫塔入口設置一級低溫煙氣換熱器用于回收煙氣余熱，將煙溫由125℃冷卻至80℃，計算得到煙氣放熱量約為72GJ/h，折合熱功率約為20MW。下面以回收的20MW煙氣余熱量為基準，分別對三種煙氣余熱回收系統的經濟性進行測算。
表1300MW機組主要設計參數表
2.1加熱熱網水系統
煙氣余熱回收加熱熱網水系統主要是將回收的煙氣余熱通過熱網水轉移至熱用戶處，該系統通常應用于北方冬季較為寒冷和有供暖需求的地區，其收益主要由供熱負荷和當地供暖費用確定。
以華北地區某城市為例測算，其供熱時間為2018年11月15日至2019年3月15日，共計120d，按照系統全天候滿負荷運行工況測算，居民單位面積熱負荷為45W/m2，系統總的供暖面積達44萬m2，單位面積供暖費用按照22元/m2計，本系統產生的年節能收益約為975萬元。
假如項目所在地在東北或西北，供暖時間比華北地區長1～2個月，單位面積的供熱負荷也比華北地區高10W/m2左右，折算總的供暖面積約為36萬m2，單位面積供暖費用按照29元/m2計，測算本系統產生的年節能收益達1055萬元。
由上可知，在北方有供暖需求的地區均可采用本煙氣余熱回收系統，綜合考慮供暖收益和系統運行時間因素，盡管在不同地區存在供暖負荷與供暖面積的差異，但最終收益差別不大，此類項目的整體經濟性較好。
表2汽輪機7#低壓加熱器抽汽效率測算結果
2.2加熱凝結水系統
煙氣余熱回收加熱凝結水工藝系統是將回收的煙氣余熱用于加熱汽輪發電機組的凝結水回水，完全取7#低壓加熱器的抽汽，由此實現增加系統發電量，提升機組整體收益的目標。本系統普遍應用于各地區火力發電站，其節能效益主要取決于加熱凝結水節約抽汽增加的發電功率和凝汽器運行負荷增加帶來的循環水泵電耗。由表1汽水系統的參數，通過原則性熱力系統計算得到7#低加抽汽效率為12.8%，汽輪機低壓加熱器抽汽效率測算結果如表2所示。
投入煙氣余熱回收系統后，回收的20MW煙氣熱量用于7#低壓加熱器的加熱熱源，由此排擠出約30t/h的低壓抽汽，被排擠出的低壓抽汽繼續在汽輪機內膨脹做功發電，綜合考慮8#低加新增抽汽對機組發電功率的影響，折算新增發電功率約為2490kW；同時，因7#低加排擠抽汽導致汽輪機的排汽量增加，凝汽器運行負荷隨之上升，由此帶來的循環冷卻水泵運行電功率增加約80kW，最終合計本系統能夠凈增發電功率為2410kW，按照上網電價為0.3元/kW·h，年運行小時數為8000h，測算得到本系統年收益約為580萬元?？梢?，煙氣余熱回收加熱凝結水系統在長期滿發的汽輪發電機組上，整體收益情況也較可觀。
2.3加熱暖風器系統
煙氣余熱回收加熱暖風器是一種通過水媒將低溫煙氣余熱轉移至鍋爐一二次風的工藝系統，該工藝一方面可提升進入空氣預熱器的冷空氣溫度，有利于維持鍋爐爐膛的燃燒溫度；另一方面用于保護空預器，防止其發生低溫腐蝕和結垢堵塞等問題。該系統主要應用于北方寒冷地區冬季運行，可有效減少機組因空預器故障導致的非計劃停機次數，對保障機組的長期、安全和高效運行具有重要意義。
雖然增設暖風器提高了進入鍋爐的助燃風溫，有助于提高鍋爐的熱效率，但因空預器入口空氣溫度升高，增加了鍋爐的排煙溫度，由此使得鍋爐排煙損失增大，鍋爐熱效率下降?；谏鲜鰻顩r，為客觀評價暖風器對鍋爐能耗的影響，下面以表1數據為基礎，定量測算暖風器正負兩方面作用對鍋爐熱效率的綜合影響，暖風器對鍋爐熱效率負影響測算見表3，暖風器對鍋爐熱效率正影響測算見表4。
表3暖風器對鍋爐熱效率負影響測算表
表4暖風器對鍋爐熱效率正影響測算表
綜合表3和表4測算數據可得，暖風器投運后鍋爐熱效率下降約1.77%，以機組額定發電功率為300MW和全廠發電效率為42%基礎測算，鍋爐熱效率下降導致機組發電效率下降約0.8%，折合發電功率減少約5700kW?；诒鞠到y僅在采暖季運行，年運行小時數按2880h計，上網電價按0.3元/kW·h測算，計算得到加熱暖風器系統年損失的發電收益約為490萬元。然而，考慮到暖風器的投入可大幅提升空預器的可靠性，并由此減少了機組冬季運行期的非計劃停機次數，可以根據實際的工程經驗數據來測算其間接創造的經濟效益。按每年減少機組非計劃停機1次，停爐期間損失的發電收益約為320萬元；將單次啟停機費用和空預器檢修費用按150萬元考慮，本系統每年可總創收約470萬元，與機組發電效率下降帶來的經濟損失基本一致。由此可知，煙氣余熱回收加熱暖風器系統基本不產生經濟效益，但對整個機組的安全穩定運行意義重大，可作為企業可持續性生產管理的有利保障。
2.4煙氣余熱回收系統運行成本測算
為了直觀比較三種系統的運行費用，本文所述三種煙氣余熱回收系統的取熱工藝均采用同樣的煙氣冷卻器，煙氣冷卻器工藝參數如表5所示。
表 5 煙氣冷卻器工藝參數表
鑒于三種系統的終端熱用戶方面設計偏差較大，本文不便于統計其運行費用，這里僅討論取熱工藝的運行費用，主要包括引風機新增電耗和循環水泵電耗兩部分。
1）引風機新增電耗計算。引風機效率ηf取為87%，電動機功率儲備系數βd1為1.3機械傳動效率ηj1為0.98，電動機軸功率計算公式為：
2）循環水泵電耗計算。循環水泵效率ηw取為85%，電動機功率儲備系數βd2為1.3，機械傳動效率ηj2為0.98，電動機軸功率計算公式為：
由（2）式計算得到循環水泵電耗Pw為45kW。
由上可知，引風機和循環水泵電耗功率合計為300kW，運行電費按照0.3元/kW·h計，結合三種系統的年運行小時數，測算得到各系統年運行費用為：1）加熱熱網水系統：26～36萬元；2）加熱凝結水系統：72萬元；3）加熱暖風器系統：26～36萬元。
3工藝方案選型建議
通過上文對三種煙氣余熱回收系統經濟性分析可以直觀地看出，煙氣余熱回收系統對于企業的主要意義在于創收和穩產兩個方面。在實際工程應用中，企業用戶應結合自身生產情況和實際需求，選擇其中一種或者多種工藝的組合作為最終實施方案，以求煙氣余熱回收效益最大化，下面以加熱熱網水和加熱凝結水組合工藝為例做簡單說明：本組合工藝采用采暖季加熱熱網水和非采暖季加熱凝結水的運行方式，采暖季按4個月考慮，系統年總運行小時數按8000h考慮，加熱熱網水的運行小時數為2880h，加熱凝結水的運行小時數為5120h。以2.1節和2.2節的計算數據為基礎，測算得到本工藝采暖季經濟收益約975～1055萬元，非采暖季的經濟收益約370萬元，年運行總費用約72萬元，合計年凈收益約1270～1350萬元?？梢钥闯?，多種煙氣余熱回收工藝組合后的經濟效益比單純一種加熱工藝更好。同理，可將加熱暖風器工藝和加熱凝結水工藝進行組合，以彌補單純加熱暖風器工藝無經濟效益的不足；將加熱暖風器和加熱熱網水工藝進行組合，可實現企業穩產和增收雙重效果。
4結語
本文以某300MW火力發電機組為例，分析了3種煙氣余熱回收系統的工藝特點，并以相同的取熱工藝為基準，測算了各個系統在經濟收益和運行費用等方面的差異，以期為工業用戶在煙氣余熱回收利用方面的設計選型提供參考依據：
1）加熱熱網水系統具有結構簡單、調控性較好和工程改造量小的特性，適用于冬季有采暖需求地區，僅在采暖季運行，系統運行費用低，綜合收益高。在滿負荷工況下，年凈收益約為900～1000萬元，可作為有采暖需求企業用戶的首選工藝路線。
2）加熱凝結水系統結構相對復雜，調控難度較大，工程改造量小，不受地域限制，全年均可運行，年總收益較好，但運行費用較高。在滿負荷工況下，年凈收益在500萬元以上，對于沒有采暖需求的工業企業，本工藝將是煙氣余熱回收的優選方案。
3）加熱暖風器系統流程簡單、調控性好，工程改造量較大，適用于冬季寒冷地區，通常在采暖季運行，運行費用較低，但由于其會降低鍋爐的熱效率，造成一定的發電收益損失。盡管如此，綜合考慮系統對整個機組穩定運行的有利作用，其所產生的間接效益也很可觀，由工程經驗測算得到，其間接經濟效益與損失的發電收益基本相等；故可認為本系統不產生經濟效益。對于以穩定生產為主的企業用戶，可以采用本工藝作為煙氣余熱回收系統的技術方案。
