天津某燃气锅炉的烟气余热回收案例实测分析

于晓娟 阚德民 顾吉浩

摘要 结合天津市某煤改气工程实例，进行了烟气冷凝余热回收装置的跟踪实测，调研了耗气量、排烟温度、烟气含氧量、负荷率等实际参数，计算了烟气冷凝余热回收装置的节能率、燃气锅炉的本体效率以及总效率。结果表明，当锅炉的负荷率为49%～91%时，通过烟气余热回收技术，可以将排烟温度从96.7～156.8 ℃降至49.9～60.6 ℃，烟气冷凝余热回收装置节能率为3.9%～8.5%，锅炉系统的低热值总效率为95.9%～101.2%，达到了预期节能的效果。

关 键 词 燃气锅炉；余热回收；排烟温度；含氧量；锅炉效率

中图分类号 TU995 文献标志码 A

0 引言

中国科学院数据显示：2012年京津冀地区煤炭消费量为3.3 亿t标煤，占全球陆地面积不到0.3%，却燃烧了6%全球消费量的煤[1]。该地区能源消费尤其是煤炭消费量持续增长，已经严重影响到该地区生态环境。为减少污染物排放，国家相关部委颁布了《京津冀大气污染防治强化措施（2016—2017年）》《京津冀及周边地区2017年大气污染防治工作方案》等行政措施[2]。为响应国家政策及环境需求，“煤改气”工程在北方城市陆续实行。

天然气具有优质、高效、低污染等特性，燃烧主要产物为CO2和H2O蒸汽，不含任何灰尘和颗粒物。但燃气锅炉设计的排烟温度一般都在150 ℃以上[3]，排烟热损失较严重，而烟气中水蒸气所携带的热量占整个排烟热损失的55%～75%。燃气锅炉排烟露点温度约为58 ℃[4]，如果排烟温度降到水蒸气露点温度以下，烟气中水蒸气凝结释放潜热，则可充分回收烟气中的显热和潜热，有利于提高经济效益。如何选择更适宜的冷源降低排烟温度，提高烟气余热回收的利用率亟待解决。

目前，燃气余热回收方式主要有2种：1）冷凝式换热器吸收烟气余热；2）利用热泵回收烟气余热技术。张群力等[5]指出，当前集中供热系统中应用的烟气余热回收技术，大多采用的方式为在锅炉尾部直接串联烟气余热回收装置。

本文以天津市某煤改气工程为例，采暖期为120 d，供暖期室外计算温度为-7 ℃，供热系统的二次热网设计供/回水温度为75/50 ℃，实际运行的供/回水温度为65/50 ℃。本系统采用在天然气燃烧设备末端增设冷凝式换热器，以二次网回水作为冷源进行锅炉烟气余热的深度回收，为寒冷地区燃气锅炉低温烟气余热回收利用及提高锅炉供热效率提供参考。

1 工程概况

1.1 锅炉系统配置

该燃气锅炉供热系统的规划供热面积为98万m2，4台燃气热水锅炉的额定供热能力均为14 MW。锅炉之间采用母管制连接，可进行阀门切换，均可保障每个供热区域满足66%以上的供热负荷率，具体连接如图1所示。

锅炉内部结构为双锅筒纵置式强制循环型，选用全膜式水冷壁结构，上下锅筒内部采用隔板结构，炉膛纵向水平布置。为确保水冷壁管内水循环可靠运行，水流速度不低于0.6 m/s。本项目采用氧化锆分析仪测定锅炉的烟气含氧量，锅炉的具体参数详见表1。

1.2 锅炉房监测系统测试

天津2016年发布了（DB12/151-2016）《锅炉大气污染物排放标准》，规定新建锅炉排放限值为80 mg/Nm3。北京市于2017年4月1日起对全市新建锅炉执行30 mg/Nm3的排放限值[2]。本文以北京市排放限值为标准，采用烟气再循环（FGR）技术，执行30 mg/Nm3的排放限值。该锅炉房已建成智慧热网实时监控系统，可实现数据的自动采集与传输。采集参数主要包括：锅炉出水温度、出水流量、出水压力、烟气含氧量、炉膛温度、炉膛压力、鼓风机频率、节能器进/出口水温等，采集装置的参数详见表2。

1.3 供热系统介绍

图2为供热系统原理图。从图中可以看出，1#锅炉主要负责教职公寓供热，2#、3#、4#锅炉为其他区域提供热源。1#、2#、3#锅炉烟气节能器均以教职公寓二次回水作为冷源，4#锅炉烟气节能器以西区二次回水作为冷源。整个空气经鼓风机、送风管道输送到燃烧器，空气与燃气在燃烧器混合后喷人炉膛燃烧，生成的高温烟气在燃烧室充分换热后，经对流管束进入烟气节能器与低温冷源换热，更多地吸收烟气中的显热与潜热，以进行烟气余热的深度回收，最终经烟道从烟囱排出炉外。

2 烟气冷凝余热回收装置

烟气冷凝余热回收装置分为直接接触冷凝式和间接接触冷凝式两种[7]。直接接触式由热媒和冷媒的直接接触来进行能量传递，回收余热的燃烧产物部分存在未燃尽的炭黑和酸性气体，造成出水品质下降[8]。因此，本系统采用间接接触式换热器。

由于板翅式换热器耐酸蚀性能好，热传导效率高，且利于拆卸和維修[9]，因此本系统选用的冷凝装置为螺旋翅片管。冷凝器的蛇形管均由管径为42 mm，壁厚为3.5 mm的ND钢制成，底部设有放水阀，末端连接凝结水回收装置，设备具体参数详见表3。

由于烟气中含有SO2、NOx等酸性物质，冷凝水呈酸性。现场水质检测表明，燃气锅炉烟气冷凝液pH值约为4，呈弱酸性，易对设备产生腐蚀，降低设备使用寿命。因此，本系统将冷凝液经过加药、除铁等处理，以进行锅炉补水，重复利用。

本次测试选择初寒期、高寒期和末寒期3种典型的运行工况进行分析，以12月1日至12月7日、1月3日至1月9日、3月13日至3月18日的现场实测数据为基础，其中，耗气量需人工现场采集记录，每日的记录时间为9：00—17：00，采集频率为1 次/h，每日采集8次。该运行状态下，1#、3#锅炉正常运行，2#、4#处于停止状态。1#锅炉用于教职公寓供热，3#锅炉用于其他区域供热。本文以3#锅炉为研究对象，锅炉运行负荷率分别为49%、78%、91%，供暖面积约为30万m2。

3 实测分析

3.1 计算依据

3.1.1 锅炉负荷率

锅炉负荷率为锅炉运行工况下燃气耗量与额定工况下燃气耗量的比值[10]，即

[E=BB0×100]%， （1）

式中：[E]为锅炉负荷率；[B]为实测天然气耗量，m3/h；[B0]为额定天然气耗量，m3/h。

3.1.2 锅炉本体效率

依据我国供热标准，以燃气低热值作为计算依据[11]，天然气燃烧供热量为

[Qr=BQnet，ar]， （2）

式中：[Qr]为天然气燃烧供热量，kW；B为燃料消耗量，m3/h；[Qnet，ar]为燃气低位发热值，kJ/Nm3干燃气。

锅炉有效利用热量为

[Q1=cG1（τg-τh）]， （3）

式中：[Q1]为锅炉出水供热量，kW；[G1]为锅炉循环水量，t/h；[τg] 、[τh]为锅炉一次側供、回水温度，℃。

锅炉本体效率为锅炉有效利用热量与天然气燃烧供热量之比[12]，即

[ηgl=Q1Qr×100]%。 （4）

3.1.3 烟气冷凝余热回收装置节能率

烟气冷凝余热回收装置的有效输出热量为

[Q2=cG2（tc-tr）]， （5）

式中：[Q2]为烟气节能器有效输出热量，kW；[G2]为冷凝水量，m3/h；[tc]、[tr]分别为烟气冷凝装置中被加热水的出口、入口水温，℃。

烟气冷凝装置节能率为烟气冷凝余热回收装置的有效输出热量与同时间内天然气供热量的比值[13-14]

[Δη=Q2Qr×100]%。 （6）

3.1.4 锅炉总效率

锅炉总效率为锅炉本体效率与烟气冷凝余热回收装置节能率之和，即

[η=ηgl+Δη]。 （7）

3.2 节能分析

根据该锅炉房的实际运行数据，分析3#锅炉在不同运行负荷下的节能率、锅炉效率等。其中，室外温度由气象站自动采集，采集频率1次/min，本文中记录时间为采集期间每天的9∶00—17∶00，记录值为每小时的平均值，同一运行负荷下共56组数据，如图3所示。图4为不同负荷率下的一次网供、回水温度统计情况。

测试数据表明，锅炉的供水温度比较稳定。当锅炉的负荷率为49%时，一次侧供水温度平均约为52 ℃，一次侧回水温度为40～40.3 ℃，供回水平均温差为12.2 ℃；当锅炉的负荷率为78%时，一次侧供水温度平均约为65 ℃，一次侧回水温度为45～45.6 ℃，供回水平均温差为19.2 ℃；当锅炉的负荷率为91%时，一次侧供水温度平均约为70 ℃，一次侧回水温度为46.2～48.7 ℃，供回水平均温差为23.1 ℃。一次侧水流量在整个测试过程中均比较稳定，平均值为439.56 t/h。图5为不同负荷率下每小时耗气量的实际采集值。

图5a）为当锅炉负荷率为49%时的耗气量实测值。由图5a）可知，当锅炉负荷率为49%时，每小时平均耗气量为689 m3。图5b）为当锅炉负荷率为78%时的耗气量实测值。由图5b）计算得出，每小时平均耗气量为1 091 m3。图5c）为当锅炉负荷率为91%时的耗气量实测值。由图5c）可知，每小时平均耗气量为1 274 m3。综上，锅炉负荷率与锅炉耗气量值呈正相关。

图6为每小时节能器进出口水温、流量的实际采集值。图6a）为在锅炉负荷率为49%时的节能器进出口水温、流量的采集值。由图6a）可以看出，经节能器加热的二次网瞬时流量变化的幅度很小，平均值为221.5 m3/h。节能器进口水温为40.4～40.8 ℃，经节能器烟气预热后升至41.2～41.8 ℃，节能器进出口水温平均升高1.0 ℃。图6b）为在锅炉负荷率为78%时的节能器参数采集值。由图6b）可知，该运行工况下经节能器加热的二次网回水流量的平均值为221.1 m3/h。节能器的进口水温为43.1～43.7 ℃，经节能器烟气预热后升至46.6～47.1℃，节能器进出口水温平均升高3.6 ℃。图6c）为在锅炉负荷率为91%时的节能器进出口水温、流量的实际统计情况。由图6c）可见，经节能器加热的二次网回水流量的平均值为242.6 m3/h。节能器进口水温为44.6～45.2 ℃，经节能器烟气预热后升至47.3～48.8 ℃，节能器进出口水温平均升高3.3 ℃。综合分析烟气节能器前后参数变化，计算得出烟气冷凝余热回收装置结果分析如表4所示。

由表4可知，当锅炉负荷率为49%时的节能器的进口烟温为96.7 ℃，经烟气节能器后温度降至49.9 ℃，烟气冷凝余热回收装置前后烟气温降平均为46.8 ℃。该运行工况下烟气冷凝余热回收装置的节能率为3.9%，锅炉总效率为95.9%。当锅炉负荷率为78%时的节能器的进口烟温为140.4 ℃，经烟气节能器后温度降至52.9 ℃，烟气冷凝余热回收装置前后烟气温降平均为87.5 ℃。该运行状态下烟气冷凝余热回收装置的节能率为8.5%，锅炉总效率为100.5%。当锅炉负荷率为91%时的节能器的进口烟温为156.8 ℃，经烟气节能器后温度降至60.6 ℃，烟气冷凝余热回收装置前后烟气温降平均为96.2 ℃。该工况下烟气冷凝余热回收装置的节能率为7.4%，锅炉总效率为101.2%。

综合分析，随着锅炉负荷率的变化，燃气热水锅炉的本体效率基本不变（考虑测量误差及仪器本身误差），锅炉负荷率与烟气冷凝装置的节能率无直接的线性关系。

4 结论

1）节能改造后跟踪实测结果表明，当锅炉的负荷率为49%～91%时，烟气冷凝余热回收装置进口烟温为96.7～156.8℃，排烟温度为49.9～60.6℃，烟气冷凝余热回收装置节能率为3.9%～8.5%，锅炉系统的低热值总效率为95.9%～101.2%。

2）烟气温度降至露点温度以下，烟气中SO2、NOx等可凝性污染气体凝结，减少了污染性气体的排放。现场水质检测表明，每小时约产生0.03～0.05 m水柱的冷凝水，燃气锅炉烟气冷凝液pH值约为4，呈弱酸性。为降低锅炉腐蚀，本系统末端连接有冷凝水处理装置。

3）烟气冷凝余热回收装置按节能率8.5%计，单台额定14 MW的燃气热水锅炉每小时平均耗气量为1 091 m3，采暖时间按120 d计算，可节约天然气总量为26.71万m3。天然气价格按天津2.26 元/Nm3計价，单台锅炉采暖季余热回收的节能效益可达到60.36 万元，经济效益较可观。

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[责任编辑 田 丰]