揭秘节煤4.9g/kWh的烟气余热高品位回收利用技术

“一项技术只要能使节煤量达到1克以上，对于燃煤发电企业就是有诱惑力的，他们都会认真考虑”，一位锅炉专家这样描述节煤技术对于火电企业的重要性。

煤价虽已今非昔比，但对于以600MW、1000MW为主力机型的国内大型火电企业来说，每千瓦时节约标准煤4.5-5克的成本诱惑仍在。而《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020年)》的政策倒逼更直接决定火电厂的生死存亡。

大势已定，传统火电厂节能减排升级改造的大蛋糕有目共睹，在国电福州发电有限公司机组改造中，一项新技术号称节煤量达到4.9克。这个结果到底靠不靠谱？他们究竟是怎么做到的？

节煤量超出预计

从1月30日召开的“火电厂烟气余热深度回收及减排技术发布会”上公布的实验数据看，国电福州发电有限公司2号机组(600MW超临界燃煤火电机组)进行了锅炉烟气余热的深度回收利用改造。这项“电厂锅炉烟气余热的深度回收利用及减排系统”专利技术之前已做过可行性研究和小型化试验模拟，却唯缺大型火电厂实际运行验证。经过谨慎研究计算，并由国电集团专门邀请专家论证后，国电福州发电有限公司同意试一试。

在2014年机组大修期间，对2号机组进行了锅炉减排及余热深度回收利用项目改造，并于2014年8月20日通过168小时整体试运行。之后，第三方检测机构西安热工院承担了此次锅炉减排及余热深度回收利用项目性能试验，试验于2014年10月8日至10月27日进行，在100%THA、80%THA和50%THA下分别进行投运、停运余热回收系统试验。

根据西安热工院提供的报告，从实测的主要运行参数来看，锅炉烟气余热深度回收利用及减排系统运行期间，在100%THA、80%THA工况下，每千瓦时供电煤耗降低均达到4.9克，且锅炉和电除尘效率得到提升。而目前常规低温省煤器或低温烟冷器技术，同样单台600MW超临界机组，在130℃排烟温度情况下，节煤量仅在1.5-1.8克/千瓦时。从这个项目的情况来看，每千瓦时供电煤耗降低4.9克，相当于每年节约1.6万吨左右标煤，减少二氧化碳排放量约4万吨，每年仅节约燃料成本就在千万元级水平。

这个测试结果出人意料，甚至包括这项专有技术的开发者自己也没有想到。

方案设计之初，改造单位计算的节煤量数据是4.26克，在电厂委托西安热工院做的可研中，节煤量是4.09克。目前实际运行测试的数据和结果已经超出了预计，也大大超过国家发改委【发改办高技[2013]148号】文中示范项目关于“实现降低机组供电煤耗率大于3g/kWh，比传统排烟余热利用技术能量利用效率提高50%-80%”的要求。

创新之处在哪里？

“传统低温省煤器或低温烟冷器，在国内已经做了好多年。但我们是系统性综合解决方案，不光深度节能，还能有效提升锅炉效率，节水，同时可提升除尘器效率，降低粉尘排放，特别是对空预器等设备安全十分有利，而且系统调节灵活，可满足全负荷段投运”。这是该烟气余热深度回收及减排系统新技术的优势。

该技术的“深度”二字，主要有以下含义：

一是“深”在通过专有技术提高了烟气品质。在组成这项技术的四个主要系统中，高温换热系统吸收高品质烟气热量，用来加热主凝结水，形成高效低温省煤器系统，深度降低发电汽耗。而传统低温省煤器技术是直接利用锅炉烟气，没有升温，加热主凝结水效果有限。（注：“提高了烟气品质”，即一、二级换热器出水用于加热暖风器，使空预器出口烟温升高了）

二是“深”在提升了锅炉效率。传统的低温省煤器(烟冷器)对锅炉是没有影响，仅仅是用回收热量加热凝结水。而这套系统通过空气换热，实际上提升了锅炉效率，使锅炉侧和汽轮机侧可同时实现节煤效益。（注：“提升了锅炉效率”，即一、二级换热器出水用于加热暖风器，使输入锅炉的外来热源加热空气时带入的热量减少了）

三是“深”在第一级与第二级低温换热系统吸收的热量，通过空气换热系统，用于加热冷风，不但提高了烟气品质，还有利于空预器设备安全，解决了长期困扰空预器安全运行的冷端腐蚀和脱硝带来的硫酸氢铵中、低段区域扩大、堵塞问题，对设备安全运行有利。（注：“有利于空预器设备安全”，即一、二级换热器出水用于加热暖风器，冷端温度提高了）

四是“深”在低温换热系统上。该技术的第一段低温换热系统，用以调节降低电除尘入口烟气温度，提高电除尘效率，同步实现节煤与减排，并很好地满足了国家标准对粉尘排放要求。第二段低温换热系统，则可以深度降低烟气温度(可达80℃)，达到深度回收烟气余热的目的，同时在系统安全运行前提下，最大限度节约脱硫塔工艺用水量。（注：“提高电除尘效率”，如电除尘入口烟温在90~95℃，烟尘比电阻会有数量级的下降，除尘效率才会有显著提高；如电除尘入口烟温在110℃，除尘效率没有明显影响；FGD入口烟温降到80℃，可以减少喷水量）

五是“深”在这个技术本身是四套系统组成，调节非常灵活，可以在全负荷段投运，不受煤质、环境温度、负荷变化的影响。传统烟冷器，如果到50%负荷甚至更低的时候，就要退出，因为如果温度再降低，腐蚀问题就突出了。但是新技术通过专有系统可以把排烟温度提升，不需要退出运行。（注：“全负荷段投运”，应主要得益于一、二级换热器出水加热暖风器，使低负荷时空预器后温度还相对传统低温省煤器高）

奥秘在于“一升一降”

一般火电厂的烟气温度约在130℃左右，传统的低温省煤器是直接从这一基数开始降温，而采用这项技术后，烟气温度可提升至164℃以上，此次改造的国电福州2#机组就是如此。

在降温的最低值上，考虑到对换热系统设备的腐蚀性问题，一般技术降温到高于酸露点10℃以上就不再降了。但改造单位研发了一种全新耐腐蚀材料，可以使烟气温度最低降到酸露点上下，从而进一步提升了降温幅度。

该技术一是提高了烟气温度，同时又通过热量深度回收，尽可能降低了烟气温度，这就形成了一个较高的温降，因为节煤量多少与烟气降温幅度是直接相关的，这就为大幅度降低煤耗提供了可能。高达50℃的降温幅度，为最终实现供电煤耗下降4.9克/千瓦时的优异指标奠定了基础。

从国电福州发电有限公司此次机组改造效果看，在600MW负荷工况下，实测锅炉效率提高0.33%。在480MW负荷工况下，实测锅炉效率提高0.24%。系统没投运时功率是60万千瓦，投运后功率瞬间就变成61.5-61.9万千瓦。

此外，烟温降低还可以节约脱硫环节用水量。吸收塔入口烟气温度降低后，可以减少喷水量。该项目改造后每年能节省约30万吨水。西安热工研究院《国电福州发电有限公司2号机组锅炉减排及余热深度回收利用项目性能试验报告》数据显示，在600MW负荷工况下，实测脱硫工艺水量节约33.5t/h。在480MW负荷工况下，实测脱硫工艺水量节约51.2t/h。这在北方缺水地区非常实用。

另外，烟温降低还可以减少烟气冲刷对设备的磨损，并且使厂用电率降低。因为烟气温度降低后，烟气的体积会变小，引风机、增压风机的负荷就降低了。（注：考虑到系统阻力，此项好处基本抵消）

事实上，本次技改还拆除了2#机的GGH。由于GGH换热元件、壳体腐蚀、堵塞、结垢以及因换热元件堵塞致GGH的压降增加等原因，使得电厂取消GGH已经成为趋势。“一种深度减排并可替代GGH的节能系统”专利技术，主要与湿式电除尘系统改造结合，提高除尘效率，同时通过采用新装置替换GGH的使用功能，提高设备安全可靠性，并防止“白烟”。其中的“电厂锅炉烟气粉尘的减排系统”适用于采用低低温电除尘的新建机组，而“适用于电袋除尘器并可替代GGH的减排节能系统”，则对已安装电袋除尘的机组十分有利。

原标题：揭秘节煤4.9g/kWh的烟气余热高品位回收利用技术