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摘要：通过对某大型燃煤电厂锅炉进行节能改造，新增锅炉烟气余热深度利用及减排系统，并对该新增锅炉烟气余热深度利用及减排系统在实际生产过程中停运和投入两种状态试验和研究，对比投入前和投入后各工况参数，我们发现如果是在600MW负荷的工况下，供电标准煤耗减少了4.9g/（kW·h），烟尘排放的浓度也降低了7.8mg/Nm3。除此之外，脱硫的工艺水消耗量也比之前减少了33.5t/h，热耗率减少了68.4kJ/（kW·h），厂用电率减少了0.15%，节能效果显著，新增锅炉烟气余热深度利用及减排系统在运行过程中呈现出调节灵活，运行环境安全可靠的状态。
关键词：余热深度利用;减排;锅炉;节能改造
1 我国火电节能减排现状
众所周知，前些年来我国的雾霾天气频发，火电厂作为燃煤的主要工厂，是这些雾霾污染物形成的原因之一。一方面，我国环保标准越来越高，国家相应出台了一系列政策来改变这一现状，一系列的政策将直接或间接的影响火电厂的利益。政策规定有些地区的火电厂的烟尘排放量要比20mg/Nm3低。其中，东部地区新建设的一些火电厂大气污染物排放的浓度要求达到排放限值。另一方面，我国要求新建燃煤发电机组的平均供电标准煤耗不能超过300g/（kW·h）[1]。根据国家规定，要求到2020年现役机组改造后低于310g/（kW·h），但是对于600MW以上机组要低于300g/（kW·h）。
要想实现降低供电标准煤耗和大气污染物的超低排放，不仅要依靠国家政策的硬性要求，还要依靠火电厂自身优化运行。当前，如何找到有效的节能减排方式成为了火电企业的共同课题。在锅炉热损失中损失最大的一项就是排烟热损失，它的损失占锅炉热损失的70%甚至达到80%。锅炉实际的排烟温度与锅炉设计值偏离的原因有很多，如设计和运行的调整，煤炭的种类等。一般大型火力发电厂的锅炉排烟的温度能达到110℃甚至达到160℃。如果把排烟的余热加以深度利用，使排烟热损失进一步降低，锅炉的效率就会进一步提高。
2 烟气余热利用现状
当前，烟气余热主要有两种模式，第一种是利用燃气轮机排气中的余热来产生蒸汽。其应用领域主要有热电联产为工厂提供工艺用气或者在联合循环电厂中向蒸汽轮机供汽。余热锅炉与常规锅炉的区别主要在于：余热锅炉利用燃气轮机排出的废气为热源，因此无需燃烧系统（除非有补燃要求）;余热锅炉无需配备风机（通风来自燃气轮机的排气）;余热锅炉可在多压状态下产生蒸汽以提高热回收效率;热传导靠对流而不是靠辐射;余热锅炉不采用膜式水冷壁结构;余热锅炉采用翅片管最大限度地强化传热。
对余热锅炉来说，通常补燃有助于尽量提高基本负荷和调峰能力;与不带补燃的工况相比，带补燃时的出力可增加一倍，根据成熟的电站锅炉技术可以选用高温过热器和再热器的材料，高温燃烧烟道发展理念起源于炉内燃烧技术。
第二种模式为燃煤锅炉中的烟气余热用来预热助燃空气、加热热网水和加热凝结水等。其中比较有前途和潜力的节能措施包括传统低压省煤器系统和烟气余热深度利用及减排系统。传统的低压省煤器系统是把换热器放在空预器和除尘器二者之间的烟道上，还有一种方式是放在脱硫吸收塔入口的烟道上[2]。在汽轮机回热系统的配合下，加热主凝结水时可以排挤汽轮机的低压抽汽，这样有助于提高整个机组效率。
烟气余热深度利用及减排系统是一种全新的系统，并且已经在某些火电厂成功的进行了应用，节能效果也超过国家的标准要求。这个系统的特点是包括四个换热设备：第一级、第二级低温换热器，高温换热器和空气换热器。高温换热器和第一级低温换热器依次布置在空预器和除尘器之间烟道内，第二级低温换热器布置于引风机出口和脱硫吸收塔之间烟道内，空气换热器布置于送风机出口风道内。高温换热器利用空预器后的烟气热量加热凝结水，组成一个高效低压的省煤器系统。空气换热器和第一、二级低温换热器可以形成闭式循环，第一级低温换热器能将烟气温度减至95℃。第二级换热器可以将脱硫塔的入口温度降至85℃左右，最大限度的降低脱硫工艺水耗量和回收烟气余热。将空气换热器放置在送风机出口风道，同时把第一、二级低温换热器的低品质的烟气余热进行回收，它的用途就是加热冷二次风，这样如果冷二次风温度提高之后，空气预热器温度发生變化，才有利于降低空气预热器的冷端低温腐蚀情况，减少空气预热器的堵塞，提升烟气品质，提高锅炉的效率。烟气余热深度利用及减排系统还有一个优点就是各个模块都能单独的调节，根据周围环境温度等因素调节控制烟温，确保在机组各负荷工况下投入该系统时安全、经济运行。深度利用烟气余热达到节煤节水，从而实现深度节能。
在设计换热设备时要遵循以下几点原则：磨损严重的高尘区要安置高温换热器和第一级低温换热器，应模拟流场的状况，选择合适的烟气流速、设置合理的防磨装备。除尘器前的灰硫比一般在126.4左右，布置在该区域的余热深度利用及减排设备腐蚀问题可不用考虑，这些设备采用专用的H型的翅片换热器，设置加强自吹灰装置。布置于引风机出口的第二级低温换热器要求必须把烟气温度降到酸露点之下，随着灰硫比降低，应着重考虑防腐。使用第二级低温换热器的换热翅片，选用可以减慢腐蚀速度的材质并控制设备冷端壁温延缓腐蚀。要想达到系统性能最优，同时需要考虑空气预热器的冷端的温度。
3 实际案例
传统用的低压省煤器系统在德国已经开始应用，在Schwarze Pumpe（黑泵）电厂2*800MW褐煤锅炉的机组上使用可以提高供电效率0.5个百分比。在国内火电厂改造之后，可以将供电标准煤耗降低2g/（kW·h）左右。位于太原的第二热电厂的300MW机组，使用改进后的传统低压省煤器系统将烟温降低至125℃，供电标准煤耗降低1.9g/（kW·h），效果显著。
烟气余热深度利用及减排系统也已在600MW的火电机组上成功运行，配合超临界参数变压运行直流锅炉和汽轮机，在机组的额定负荷下，供电标准煤耗降低了4.9g/（kW·h），排烟的粉尘浓度降低了7.8mg/Nm3，节能和低排效果更明显。 4 烟气余热深度利用及减排系统试验和研究
为了验证烟气余热深度利用及减排系统的真正性能，按照国家标准，在保证各个设备正常运行的基础上，对烟气余热深度利用及减排系统进行试验。在验证的期间要保证汽轮机和锅炉以及其它的辅助设备都能正常安全的运行，并且做到稳定不泄露。保证轴封性能良好，真空系统的严密性达到标准要求。热力系统能够按照设计的热平衡图规定的热力循环方式稳定、安全、高效运行;抽汽设备运行正常，确保煤质良好、煤种稳定;保证烟气余热深度利用及减排系统不吹灰，这样才能使得各项试验参数能够达到要求的数值，才能保持稳定。同时退出AGC装置，降低电网对机组稳定性干扰。根据某厂烟气余热深度利用及减排系统投入和停运后，试验数据对比分析如下：
热耗率的变化情况。对汽轮机进行性能测试，收集整理数据发现，应用该系统热耗率明显减少，在600MW负荷工况热耗率减少68.4kJ/（kW·h）;在480MW的负荷工况，热耗率减少64.8kJ/（kW·h）;在300MW负荷工况热耗率减少97.4kJ/（kW·h）。
厂用电率的变化情况。运用余热深度利用及减排系统之后，增加的水泵耗电增加，各个风机因风烟道增加换热设备工作阻力增大，耗电增加，这必定会影响厂用电率，所以要对厂用电率进行研究分析。根据实际的用电测量，结果显示厂用电率整体最终都减少了。在600MW负荷工况下厂用电率减少0.15%;在480MW负荷工况下厂用电率减少0.13%，在300MW负荷工况下厂用电率减少0.07%。
标准煤耗的变化情况。在对锅炉进行综合试验、测试发现，烟气余热深度利用及减排系统可以减低发电和供电时的标准煤耗率。通过数据显示，在600MW负荷工况，试验供电煤耗减少4.08g/（kW·h），在480MW负荷工况，试验供电煤耗减少2.74g/（kW·h）[3]，在300MW负荷工况，试验供电煤耗减少3.68g/（kW·h）。另外，当对烟气余热深度利用及减排系统进行修正之后，煤耗率降低的程度更大了。在600MW负荷工况，供电标准煤耗减少4.9g/（kW·h），在480MW负荷工况，供电标准煤耗减少4.93g/（kW·h），在300MW负荷工况，供电标准煤耗减少3.68g/（kW·h）。通过对比不难发现，480MW的负荷工况下，供电标准煤耗率最低。
除尘效率的变化情况。未使用烟气余热深度利用及减排系统之前，600MW负荷工况的除尘效率是99.387%，烟尘濃度达到42.12mg/Nm3，使用該系统之后除尘效率达到99.502%，，粉尘浓度减少到34.32mg/Nm3。粉尘浓度降低了7.8mg/Nm3，效果明显。
脱硫工艺水量的变化情况。投运该系统之后，在600MW负荷工况下可节约33.5t/h，480MW的工况下可节约51.20t/h，300MW工况下节约18.15t/h。
5 烟气余热深度利用及减排系统的经济、社会效益
某厂烟气余热深度利用及减排系统技术改造投入运行后，防磨防腐可控，该厂的机组年发电按照5400h发电小时数进行计算，每年可以节省标煤1.5万吨左右，二氧化碳的排放量将大大减少。与此同时除尘效果好、效率高，烟囱的粉尘排放浓度可以降低大约18mg/Nm3。该系统如果应用在300MW及以上各种类型火电机组上，在分析电厂锅炉出口的排烟温度、燃煤质量的基础上，投资成本可以达到3000万元至5000万元，该系统可以帮助电厂在约3年左右回收成本。
6 结语
一方面，锅炉烟气余热深度利用及减排系统能帮助火电厂实现真正意义上的节能降耗，为电厂生产经营提质增效。通过深度利用烟气余热，降低锅炉热损失，提高锅炉热效率。锅炉烟气余热深度利用及减排系统具有它自身独特的优点，它不使用汽轮机高品位的抽汽，而是排挤汽轮机高品位的抽汽，减少汽轮机热耗，提高汽轮机热效率，降低厂用电率，降低脱硫塔工艺水耗水量，投运后机组效率提升明显，进而实现大幅度降低供电煤耗率。在600MW负荷工况，试验测量的供电标准煤耗降低4.08 g/（kW·h），在进一步修正后供电标准煤耗比之前降低4.90 g/（kW·h），降低供电标准煤耗效果可观，实现真正意义上的节能降耗。
另一方面，锅炉烟气余热深度利用及减排系统能帮助火电厂实现大气污染物超低排放，更好的适应国家愈来愈高的环保标准。
参考文献
[1]杨杰，李彦霞，赵学斌，等.火电机组节能降耗分析及应对措施[J].电站系统工程，2011，27（4）：57-58.
[2]陆万鹏，孙奉仲，史月涛.电站锅炉排烟余热能级提升系统分析[J].中国电机工程学报，2012，32（23）：9-14.
[3]花秀峰，李晓明.火力发电厂烟气余热利用的分析与应用[J].节能，2011，30（Z2）：89
关键词：余热深度利用;减排;锅炉;节能改造
1 我国火电节能减排现状
众所周知，前些年来我国的雾霾天气频发，火电厂作为燃煤的主要工厂，是这些雾霾污染物形成的原因之一。一方面，我国环保标准越来越高，国家相应出台了一系列政策来改变这一现状，一系列的政策将直接或间接的影响火电厂的利益。政策规定有些地区的火电厂的烟尘排放量要比20mg/Nm3低。其中，东部地区新建设的一些火电厂大气污染物排放的浓度要求达到排放限值。另一方面，我国要求新建燃煤发电机组的平均供电标准煤耗不能超过300g/（kW·h）[1]。根据国家规定，要求到2020年现役机组改造后低于310g/（kW·h），但是对于600MW以上机组要低于300g/（kW·h）。
要想实现降低供电标准煤耗和大气污染物的超低排放，不仅要依靠国家政策的硬性要求，还要依靠火电厂自身优化运行。当前，如何找到有效的节能减排方式成为了火电企业的共同课题。在锅炉热损失中损失最大的一项就是排烟热损失，它的损失占锅炉热损失的70%甚至达到80%。锅炉实际的排烟温度与锅炉设计值偏离的原因有很多，如设计和运行的调整，煤炭的种类等。一般大型火力发电厂的锅炉排烟的温度能达到110℃甚至达到160℃。如果把排烟的余热加以深度利用，使排烟热损失进一步降低，锅炉的效率就会进一步提高。
2 烟气余热利用现状
当前，烟气余热主要有两种模式，第一种是利用燃气轮机排气中的余热来产生蒸汽。其应用领域主要有热电联产为工厂提供工艺用气或者在联合循环电厂中向蒸汽轮机供汽。余热锅炉与常规锅炉的区别主要在于：余热锅炉利用燃气轮机排出的废气为热源，因此无需燃烧系统（除非有补燃要求）;余热锅炉无需配备风机（通风来自燃气轮机的排气）;余热锅炉可在多压状态下产生蒸汽以提高热回收效率;热传导靠对流而不是靠辐射;余热锅炉不采用膜式水冷壁结构;余热锅炉采用翅片管最大限度地强化传热。
对余热锅炉来说，通常补燃有助于尽量提高基本负荷和调峰能力;与不带补燃的工况相比，带补燃时的出力可增加一倍，根据成熟的电站锅炉技术可以选用高温过热器和再热器的材料，高温燃烧烟道发展理念起源于炉内燃烧技术。
第二种模式为燃煤锅炉中的烟气余热用来预热助燃空气、加热热网水和加热凝结水等。其中比较有前途和潜力的节能措施包括传统低压省煤器系统和烟气余热深度利用及减排系统。传统的低压省煤器系统是把换热器放在空预器和除尘器二者之间的烟道上，还有一种方式是放在脱硫吸收塔入口的烟道上[2]。在汽轮机回热系统的配合下，加热主凝结水时可以排挤汽轮机的低压抽汽，这样有助于提高整个机组效率。
烟气余热深度利用及减排系统是一种全新的系统，并且已经在某些火电厂成功的进行了应用，节能效果也超过国家的标准要求。这个系统的特点是包括四个换热设备：第一级、第二级低温换热器，高温换热器和空气换热器。高温换热器和第一级低温换热器依次布置在空预器和除尘器之间烟道内，第二级低温换热器布置于引风机出口和脱硫吸收塔之间烟道内，空气换热器布置于送风机出口风道内。高温换热器利用空预器后的烟气热量加热凝结水，组成一个高效低压的省煤器系统。空气换热器和第一、二级低温换热器可以形成闭式循环，第一级低温换热器能将烟气温度减至95℃。第二级换热器可以将脱硫塔的入口温度降至85℃左右，最大限度的降低脱硫工艺水耗量和回收烟气余热。将空气换热器放置在送风机出口风道，同时把第一、二级低温换热器的低品质的烟气余热进行回收，它的用途就是加热冷二次风，这样如果冷二次风温度提高之后，空气预热器温度发生變化，才有利于降低空气预热器的冷端低温腐蚀情况，减少空气预热器的堵塞，提升烟气品质，提高锅炉的效率。烟气余热深度利用及减排系统还有一个优点就是各个模块都能单独的调节，根据周围环境温度等因素调节控制烟温，确保在机组各负荷工况下投入该系统时安全、经济运行。深度利用烟气余热达到节煤节水，从而实现深度节能。
在设计换热设备时要遵循以下几点原则：磨损严重的高尘区要安置高温换热器和第一级低温换热器，应模拟流场的状况，选择合适的烟气流速、设置合理的防磨装备。除尘器前的灰硫比一般在126.4左右，布置在该区域的余热深度利用及减排设备腐蚀问题可不用考虑，这些设备采用专用的H型的翅片换热器，设置加强自吹灰装置。布置于引风机出口的第二级低温换热器要求必须把烟气温度降到酸露点之下，随着灰硫比降低，应着重考虑防腐。使用第二级低温换热器的换热翅片，选用可以减慢腐蚀速度的材质并控制设备冷端壁温延缓腐蚀。要想达到系统性能最优，同时需要考虑空气预热器的冷端的温度。
3 实际案例
传统用的低压省煤器系统在德国已经开始应用，在Schwarze Pumpe（黑泵）电厂2*800MW褐煤锅炉的机组上使用可以提高供电效率0.5个百分比。在国内火电厂改造之后，可以将供电标准煤耗降低2g/（kW·h）左右。位于太原的第二热电厂的300MW机组，使用改进后的传统低压省煤器系统将烟温降低至125℃，供电标准煤耗降低1.9g/（kW·h），效果显著。
烟气余热深度利用及减排系统也已在600MW的火电机组上成功运行，配合超临界参数变压运行直流锅炉和汽轮机，在机组的额定负荷下，供电标准煤耗降低了4.9g/（kW·h），排烟的粉尘浓度降低了7.8mg/Nm3，节能和低排效果更明显。 4 烟气余热深度利用及减排系统试验和研究
为了验证烟气余热深度利用及减排系统的真正性能，按照国家标准，在保证各个设备正常运行的基础上，对烟气余热深度利用及减排系统进行试验。在验证的期间要保证汽轮机和锅炉以及其它的辅助设备都能正常安全的运行，并且做到稳定不泄露。保证轴封性能良好，真空系统的严密性达到标准要求。热力系统能够按照设计的热平衡图规定的热力循环方式稳定、安全、高效运行;抽汽设备运行正常，确保煤质良好、煤种稳定;保证烟气余热深度利用及减排系统不吹灰，这样才能使得各项试验参数能够达到要求的数值，才能保持稳定。同时退出AGC装置，降低电网对机组稳定性干扰。根据某厂烟气余热深度利用及减排系统投入和停运后，试验数据对比分析如下：
热耗率的变化情况。对汽轮机进行性能测试，收集整理数据发现，应用该系统热耗率明显减少，在600MW负荷工况热耗率减少68.4kJ/（kW·h）;在480MW的负荷工况，热耗率减少64.8kJ/（kW·h）;在300MW负荷工况热耗率减少97.4kJ/（kW·h）。
厂用电率的变化情况。运用余热深度利用及减排系统之后，增加的水泵耗电增加，各个风机因风烟道增加换热设备工作阻力增大，耗电增加，这必定会影响厂用电率，所以要对厂用电率进行研究分析。根据实际的用电测量，结果显示厂用电率整体最终都减少了。在600MW负荷工况下厂用电率减少0.15%;在480MW负荷工况下厂用电率减少0.13%，在300MW负荷工况下厂用电率减少0.07%。
标准煤耗的变化情况。在对锅炉进行综合试验、测试发现，烟气余热深度利用及减排系统可以减低发电和供电时的标准煤耗率。通过数据显示，在600MW负荷工况，试验供电煤耗减少4.08g/（kW·h），在480MW负荷工况，试验供电煤耗减少2.74g/（kW·h）[3]，在300MW负荷工况，试验供电煤耗减少3.68g/（kW·h）。另外，当对烟气余热深度利用及减排系统进行修正之后，煤耗率降低的程度更大了。在600MW负荷工况，供电标准煤耗减少4.9g/（kW·h），在480MW负荷工况，供电标准煤耗减少4.93g/（kW·h），在300MW负荷工况，供电标准煤耗减少3.68g/（kW·h）。通过对比不难发现，480MW的负荷工况下，供电标准煤耗率最低。
除尘效率的变化情况。未使用烟气余热深度利用及减排系统之前，600MW负荷工况的除尘效率是99.387%，烟尘濃度达到42.12mg/Nm3，使用該系统之后除尘效率达到99.502%，，粉尘浓度减少到34.32mg/Nm3。粉尘浓度降低了7.8mg/Nm3，效果明显。
脱硫工艺水量的变化情况。投运该系统之后，在600MW负荷工况下可节约33.5t/h，480MW的工况下可节约51.20t/h，300MW工况下节约18.15t/h。
5 烟气余热深度利用及减排系统的经济、社会效益
某厂烟气余热深度利用及减排系统技术改造投入运行后，防磨防腐可控，该厂的机组年发电按照5400h发电小时数进行计算，每年可以节省标煤1.5万吨左右，二氧化碳的排放量将大大减少。与此同时除尘效果好、效率高，烟囱的粉尘排放浓度可以降低大约18mg/Nm3。该系统如果应用在300MW及以上各种类型火电机组上，在分析电厂锅炉出口的排烟温度、燃煤质量的基础上，投资成本可以达到3000万元至5000万元，该系统可以帮助电厂在约3年左右回收成本。
6 结语
一方面，锅炉烟气余热深度利用及减排系统能帮助火电厂实现真正意义上的节能降耗，为电厂生产经营提质增效。通过深度利用烟气余热，降低锅炉热损失，提高锅炉热效率。锅炉烟气余热深度利用及减排系统具有它自身独特的优点，它不使用汽轮机高品位的抽汽，而是排挤汽轮机高品位的抽汽，减少汽轮机热耗，提高汽轮机热效率，降低厂用电率，降低脱硫塔工艺水耗水量，投运后机组效率提升明显，进而实现大幅度降低供电煤耗率。在600MW负荷工况，试验测量的供电标准煤耗降低4.08 g/（kW·h），在进一步修正后供电标准煤耗比之前降低4.90 g/（kW·h），降低供电标准煤耗效果可观，实现真正意义上的节能降耗。
另一方面，锅炉烟气余热深度利用及减排系统能帮助火电厂实现大气污染物超低排放，更好的适应国家愈来愈高的环保标准。
参考文献
[1]杨杰，李彦霞，赵学斌，等.火电机组节能降耗分析及应对措施[J].电站系统工程，2011，27（4）：57-58.
[2]陆万鹏，孙奉仲，史月涛.电站锅炉排烟余热能级提升系统分析[J].中国电机工程学报，2012，32（23）：9-14.
[3]花秀峰，李晓明.火力发电厂烟气余热利用的分析与应用[J].节能，2011，30（Z2）：89