传统燃气锅炉烟气余热回收再利用技术研究

王瑞斌

沈阳特种设备检测研究院 辽宁沈阳 110000

随着我国能源结构的优化，提高天然气利用率逐渐成为了能源工程领域的重要课题。北方地区的燃气锅炉是使用天然气的主要设备，但传统锅炉中排烟余热能得不到利用，锅炉中的排烟温度一般在200℃以上，排出的烟气余热得不到利用，损失巨大。另外，烟气中的水蒸气大量排入大气后会造成冒白烟现象，形成景观污染，促使PM2．5指数增加。若能改造锅炉的换热结构，促使排放的烟气温度降低，回收余热热能及烟气中的冷凝水资源，将对天然气的高效利用和节能减排意义重大[1]。

1 烟气余热回收

燃气锅炉的燃料主要成分是CH4。燃烧后的烟气中会含有大量的水蒸汽，当采用热泵将提取烟气的热量加热供热管网回水后，烟气温度会降低，当低于烟气的饱和温度时，烟气中的水蒸汽就会析出，同时释放大量的汽化潜热。烟气冷凝水的化学成分，在经过加碱等深度水处理后，冷凝水作为供热系统的补水使用。该烟气余热回收系统的设计是在燃气锅炉尾部设置烟气余热回收设备。考虑到烟气以及烟气中的冷凝水具有腐蚀性，利用直接式换热设备与锅炉尾部的烟气进行换热，置换出烟气的余热和冷凝水，然后采用热泵提取余热水的热量。伴随着烟气中的热量提取，锅炉热效率有经历两个变化阶段，在烟气温度处于露点温度以上时，热效率提高比较平缓，烟气温度每降低22．7℃，锅炉热效率提高l%；在烟气露点温度以下时，烟气中的冷凝水析出，同时冷凝过程释放出大量的热量，锅炉热效率显著提高，平均烟气温度每降低2．7℃，锅炉热效率提高1%,热泵提取的烟气余热用于加热供热管网回水。较传统的未增设烟气余热回收系统相比，供热系统的效率提高10%以上。通过对热网管路和烟气管路进行设计。供热管网回水在进锅炉之前，部分管网回水先进人热泵机组，然后经锅炉尾部省煤器预热升温后进入锅炉，加热至供水需求温度后对外供热。

2 烟气余热回收技术优势

基于烟气余热回收技术的优势为：①回收余热的同时减少污染物排放浓度，回收水分，实现节能、节水、减排三重功效。②自动对中间循环水进行水处理，有效避免对设备产生腐蚀。③烟气余热用于加热热网水，增加了锅炉热效率，减少了锅炉燃煤消耗，提高经济效益。④冷凝水经水处理后可以回收利用，减少了排烟中水蒸气的含量，避免了冒“白烟”现象。⑤可以在原热网回水管路上安装流量调节阀，将热网回水引入余热回收机组。通过调节阀门，实现原始运行模式与余热回收模式之间的自由切换，对原供热系统并无影响[2]。

3 燃气锅炉烟气余热回收再利用技术的研究

3.1 工程概况及项目设计条件

某供热站现有三台额定热功率10．5MW的燃气热水锅炉，供热面积25．94万m2。锅炉房现有三台锅炉,运行方式为两用一备，即整个采暖季，最大负荷时，只同时运行两台锅炉。燃气锅炉已安装烟气节能器，节能器出口排烟温度约为60℃。本项目针对3台燃气锅炉实施深度节能改造，拟在锅炉房内增设1台余热回收专用机组，回收锅炉房3台燃气热水锅炉的排烟余热，用于区域集中供热[3]。

3.2 工艺方案设计

热力站原供热系统中仅采用烟气节能器对烟气显热进行回收，烟气中水蒸气携带大量的汽化潜热未能被回收。因此，烟气深度余热回收方案选择在锅炉房安装烟气余热回收专用机组（直燃热泵）和烟气直接接触式换热器，直燃热泵制取低温中介水送入直接接触式换热器，低温中介水将燃气锅炉及热泵产生的烟气降温至25℃回收热量升温后，再经循环泵送入热泵作为低温热源，完成不断的吸热-放热循环过程。热网回水分两支，一支进入热泵机组，经热泵升温后与另外一支混合再一起进入锅炉加热。考虑到烟气中存在较多的NOx，溶于水中的NOx使烟气冷凝水呈酸性，因此增加一套加碱装置调节冷凝水的pH值，避免对设备产生腐蚀[4]。

3.3 节能效益

从统计分析的各项数据来看，热泵机组运行的30d内，平均每天从烟气中回收62．7GJ热量，在测试周期内（按照30d计算），回收热量将达到1881GJ，折合成天然气相当于5．3万m³。在测试期内，本工程需增加锅炉房电耗约1．73万kW·h。按当地天然气价格为1．91元/Nm3，电价为0．8元/kW·h,则测试期内本项目节省天然气费用约10．1万元，增加电耗约1．38万元，综合节省费用约8．72万元。考虑初末寒期设备不能满负荷运转，全年按90d供暖进行计算，全年节能收益约为26．16万元[5]。

4 结语

余热回收项目的实施及采暖季的稳定运行，验证了系统流程设计的科学性、防腐方式的可行性及系统运行的稳定性、安全性；同时余热回收系统的应用也带来了巨大节能、节水、减排收益，体现余热回收技术的经济效益及社会效益。余热回收技术具备较高的实际应用价值，希望能推广使用，造福于民。