低温余热发电技术的特点和发展趋势探讨！

摘要：余热发电技术对我国实现节能减排、环保发展战略具有重要的现实意义。文章介绍了低温余热发电的技术原理和特点，重点讨论了低温余热发电系统的组成、布置，分析了余热发电主要设备（余热锅炉、汽轮机、除氧器）设计要点和现状，以及低温余热发电的发展趋势。

余热是燃料燃烧过程中所发出的热量在完成某一工艺过程后所剩下的热量。余热发电就是利用生产过程中多余的热能转换为电能的技术。余热发电不仅节能，还有利于环境保护。在钢铁、石油化工、建材、水泥、制糖等行业中，具有大量低品位余热（一般低于500℃），包括低品位烟气、蒸汽和热水等。目前，已经投入运营或立项研究的余热发电技术主要包括如下行业：水泥行业窑炉余热发电技术、焦化行业焦炉尾气余热回收发电技术、钢铁行业烧结余热发电技术及干熄焦余热发电技术、建材行业浮法玻璃线余热发电技术、石化行业余热发电技术等。

由于余热发电只是整个工业生产系统的一个小环节，从而有别于常规的火力发电厂，它必须满足整个生产工艺、生产设备的需要，从而具备如下特点：

1、以热定电。由于整个系统热负荷是不稳定的，例如：有的生产是周期性的，有的高温产品和炉渣的排放是间断性，有的工艺生产虽然连续稳定，但热源提供的热量也会随着生产的波动而波动，因此余热发电需根据生产用热的余压量或生产过程中产生的余热量来决定发电量。

2、热源含尘量大。含尘数量大超过一般的锅炉，容易粘结、积灰，从而对余热锅炉产生严重磨损和堵塞。余热锅炉入口前需进行除尘处理。

3、热源有腐蚀性。余热烟气中常常含有SO2等腐蚀性气体，在烟尘或炉渣中含有各种金属和非金属元素，这些物质都有可能对余热锅炉的炉膛及受热面产生高温腐蚀或低温腐蚀。

4、安装场地受限。由于受整个工厂系统等的限制，在设计安装余热发电系统时需统筹规划。

常规发电系统常采用抽汽回热系统。在余热发电系统中，汽轮机抽汽回热虽然提高给水温度、汽轮机效率，但会提高余热锅炉排烟温度，降低余热锅炉效率，相互作用的结果将降低发电系统的热效率，因此余热发电系统一般不设置回热系统。目前低温余热发电系统如下：单压系统、双压系统、闪蒸补汽系统以及带补燃系统。

单压系统是采用单压余热锅炉和单级进汽汽轮机的发电系统(见图1)。该系统组成简单，除氧水经给水泵依次进入余热锅炉内的省煤器、蒸发器、过热器最后进入汽轮机做功发电。一般单压系统余热锅炉排烟温度在170℃。

双压系统是采用双压余热锅炉和单级补汽的汽轮机发电系统(见图2)。该系统按照能量梯级利用的原理，余热锅炉设置两个汽包，在受热面布置上顺着烟气流动同方向依次布置了高压过热段、高压蒸发段、高压省煤器、低压过热器、低压蒸发段、高压省煤器、低压省煤器，给水泵将除氧水分别升压到高、低压省煤器，进入两个压力不同的汽水循环在余热锅炉中生产两种不同压力的蒸汽：主蒸汽和低压蒸汽。低压蒸汽作为补汽进入汽轮机中部与主蒸汽一起推动汽轮机做功发电。由于采用这种双压结构，锅炉排烟温度能降到110℃左右。

闪蒸补汽系统是采用闪蒸补汽式汽轮机的发电系统（见图3）。闪蒸原理是将较高压力及温度的热水等热源，经减压扩容，释放出所需的较低压力饱和蒸汽[2]。给水经给水泵进入余热锅炉后，一部分热水经废气换热后生成过热蒸汽，接入汽轮机的主进汽口；另一部分高温高压欠饱和热水进入闪蒸器，生产出一定量的低压饱和蒸汽，进入汽轮机的低压补汽口，主蒸汽与低压蒸汽在汽轮机内做功发电。闪蒸器分离产生的大量饱和水进入除氧器，与汽轮机排出的冷凝水一起经除氧后由给水泵供给锅炉，形成一个完整的热力循环。图1单压余热发电系统图锅炉排烟温度可降低到90℃以下[3]。

在副产煤气富余的企业如钢厂，副产煤气资源丰富，出现了带补燃的余热利用系统。在常规单压、双压或复合闪蒸系统的基础上，通过在余热锅炉高温过热段补充燃烧部分富余煤气，将锅炉入口烟气温度（300~q400℃）提高到中高温热风500～600℃，使余热利用的热力系统蒸汽参数达到中温中压参数，进一步提高热力系统的余热利用效率和热电转换效率，同时对烟气、废气温度的波动起到一定的平衡调节作用，对整个厂网而言还能避免浪费，减少管网蒸汽、煤气放散量，获得很好的经济效益和环境效益。但该系统复杂，利用范围存在局限性。

目前的几种系统中，单压系统由于废气余热得不到充分利用，影响了发电能力，在这几种系统中单压系统发电能力最低。双压系统的发电能力最大，比单压系统多发电10%左右。但同时锅炉金属耗量也最大，设备的初投资最大。复合闪蒸单级补汽系统发电能力较单压系统得到提高。但由于闪蒸器的出水未能转换为电能，与双压系统相比，系统的发电能力又有所降低。复合闪蒸补汽式发电系统发电能力介于单压和双压系统之间。而锅炉金属耗量与双压系统相比有所减少，设备的初投资较省。但闪蒸器产生的是饱和蒸汽，在进入汽轮机做功后，易使汽轮机排汽干度不能满足汽轮机的要求。双压系统和复合闪蒸补汽系统必要时能够解列，维持单压系统正常运行。因此在余热发电系统设计时，应根据不同用户的具体情况，在现场调研的基础上，做出最经济性的选择。

余热锅炉是余热发电系统的关键设备和核心，如何将富含能量的热介质回收汇集以及引出进而通过余热锅炉进行能量转换是一个技术难点，余热锅炉本身的设计一定程度上决定了余热回收利用的比例和彻底性。

余热锅炉取的排烟温度越低，锅炉的受热面布置越多，回收的烟气余热量越大。但锅炉等系统的投资会随受热面积增加而增加。同时余热源中含有SO2等酸性气体和水蒸汽，从而存在酸露点温度，当温度低于酸露点温度时将严重腐蚀尾部烟道的受热面[4]。同时余热锅炉进气温度也比较低，因此余热锅炉的传热温差比较小，其最小传热温差的选取不仅决定余热锅炉的成本，而且决定了主蒸汽的参数[5]。

锅炉布置可分为立式、卧式两种。目前的国外余热锅炉多采用卧式布置，国内则存在两种布置。立式布置具有占地面积小、灰尘收集方便、烟气流动均匀、传热系数高的优点，但积灰以及积灰清除差于卧式，管束间易出现搭桥现象，耗钢量相对较大。因此锅炉布置需在综合考虑安装条件的基础后选择。由于热源含尘浓度大，为防止磨损的发生，采用合理的流速设计，合理组织烟气动力场，使烟气流动均匀，避免局部过速磨损。同时粉尘粒度小，极易在锅炉受热面上积灰，导致传热系数下降，因此在锅炉设计时需考虑除灰。炉前需设置高效旋风除尘器或电除尘器，除去大部分的粉尘。炉内受热面最好使用模式壁和光管结构，减少积灰的可能，并适当的增加受热面积，防止锅炉出力不足。在设计锅炉时还需设计清灰系统，目前多采用超声波吹灰、压缩气体吹灰和振打清灰。由于余热利用产生的蒸汽压力和流量不大的原因，蒸汽吹灰在余热发电中基本不使用。

由于余热锅炉烟气的流动由炉尾的引风机维持，因此在余热锅炉尾部形成很大的负压区，一般多在5~7kPa左右。漏风将严重影响蒸发量及主蒸汽温度，增加引风机等后续设备电耗。锅炉需整体采用钢板全焊接密封，并对管子穿墙处及炉门采用适当的密封。

余热蒸汽进汽参数不稳定、比容大、湿度大等特点，要求在汽轮机设计中考虑。

进汽参数不稳定要求汽轮机的进汽调节系统必须能适应进汽参数的波动，保证汽轮机稳定、安全运行。在主蒸汽前需设置压力调节器控制调节阀，当新蒸汽压力降低时，关小调节阀，防止由于余热锅炉的蒸发量不足，促使压力进一步降低，汽轮机通流末级产生鼓风。反之开大调节阀。

同时余热发电用汽轮机为了快速启动，而且能够在滑压方式下运行，喷嘴配汽在空载和低负荷时只有部分进汽度，这种情况对汽机暖机不利，特别在快速启动时尤为明显，因此余热发电汽轮机采用节流配汽，不设调节级。汽机启动时靠调节阀控制转速，使发电机并网；正常运行时，调节阀全开，汽轮机处于滑压运行状态。此种进汽方式使汽轮机进汽部分始终处于均匀受热状态，这样就能满足在整个启动过程，及低负荷时能够保证汽机进汽均匀，以利于汽机快速启动，提高通流效率[6]。

主蒸汽参数低，蒸汽比容增大，要求汽轮机的进汽能力比常规机组大，因此要加大主汽阀口径或增加主汽阀数量。

为增加余热发电单位利用率而采用的双压系统及闪蒸系统，汽轮机必须具有补汽能力。首先设计汽缸时需加大补汽进入的汽缸空间，补汽口采用蜗壳结构，并使补汽的流动方向与汽轮机旋转方向一致，从而使补汽进入汽缸后能够迅速扩散，减少对主流蒸汽的冲击。其次合理设计补汽口的位置，防止由于补汽与主汽之间的温度差使汽缸壁温度发生变化，造成上下缸温差增加，膨胀不均匀，甚至使机组振动增大，影响机组安全、稳定运行。

余热发电的补汽多为饱和蒸汽，导致汽轮机末几级相对湿度较大。这不仅增加了机组甩负荷时由于汽机负荷变化导致部件表面水膜闪蒸而引起的超速危险，而且造成汽轮机通流部件的严重侵蚀，汽轮机的安全将受到严重威胁，大大缩短机组使用寿命，而且降低汽轮机的热效率。因此必须采取有效的去湿措施减小蒸汽湿度，并对汽轮机零部件采取防侵蚀的措施来抵抗湿蒸汽的侵蚀，从而减少湿度大给机组带来的各种危害。在补汽进口前增加了防水滴滤网或汽水分离器，减少了进入汽缸内的水滴。通流设计时过加大静叶和动叶的轴间间隙使水滴能充分的雾化，可以减少动叶的腐蚀。汽缸下半设置疏水口，尽可能保证汽缸内壁形状平滑，确保通过重力作用使积水连续流动，通过底部疏水口或排汽管排出。末几级动叶片后设置去湿槽和捕水腔室，收集由于离心力和科氏力而向外飞出的沉积在动叶表面上的水分。在静止部套的中分面、连接突肩处镀不锈钢保护层防止湿蒸汽的缝隙侵蚀，末几级动叶片背弧顶部焊接整条的司太立合金片，动叶采用电火花强化处理以加强强度，达到防水蚀的目的。

余热发电系统是整个工厂系统中的一个环节。余热锅炉排气将整个系统中循环利用，在汽轮机的启动和故障停机时，工业系统和余热锅炉还将继续运行。因此在系统中必须设有旁路系统，回收多余蒸汽。在汽机主汽阀前设置旁路系统，主蒸汽通过减温减压阀，流入凝汽器。补汽由于压力低可直接排入凝汽器。从而减少由于汽轮机原因导致的整个工业系统的停机。

此外在汽轮机的排汽方式上，单压汽轮机采用上排汽的方式，整个汽轮发电机组单层平台布置，使整个系统的布置简单，能有效的减少占地空间，减少设备投资。

余热发电系统中，为了保证余热锅炉的给水水质要求，防止热力设备及其管道的腐蚀，必须除去在锅炉给水中的溶解氧和其他气体。目前除氧方法主要有化学除氧、热力除氧。

化学除氧法只能除去水中的氧，但不能除去其他气体，且药品价格昂贵，后期运行费用上升，因此不为首选。

热力除氧按工作压力分为真空除氧、大气式除氧以及高压除氧。从除氧要求的条件来看，除氧的效果与工作压力的关系并不大[7]。在工程上对除氧压力的选择主要决定于技术经济比较。目前在余热发电中用的比较多的是真空除氧和大气式除氧。

大气式除氧器对进口水温要求较高，一般104℃，在余热发电系统中不设低压加热器，因此凝结泵出口水温度难以满足其工作要求，造成除氧效果不佳。如果在炉膛尾部再加设一级前置加热器来保证给水除氧效果，这便使锅炉受热面布置变得更加复杂化，且该加热器受到的低温腐蚀也会比较严重，造成设备检修更换周期短。但在双压系统中，用低压蒸汽给水除氧有利于汽轮机低压补汽参数的稳定而将因余热参数波动引起的低压蒸汽参数波动缓解于除氧过程，为解列热力系统创造了条件。

真空除氧器就是通过降低除氧器内压力，使气体在水中的溶解度降低，使水中的氧和其他气体析出。这种除氧方式可以使水在低温沸腾，在除氧的同时不提高给水温度。因而对进口水温适应范围较广，凝结泵出口水完全可以满足其工作需求，不需要加热抽汽。除氧器出水温度的高低，直接影响着锅炉的给水温度，从而影响锅炉的排气温度，因此真空除氧器的选择既利用了低温段烟气，又避免了大气式热力除氧造成的系统复杂，较低的工作温度更有利于锅炉给水泵的正常运行。但用来建立真空的射水抽气器需要消耗动力源。

目前的余热发电系统还存在不少不足：

（1）余热锅炉由于积灰原因，导致锅炉出力不足，同时需定期停炉除灰；

（2）由于炉内粉尘量大，导致炉内受热面磨损严重，导致锅炉存在爆管停炉的风险；

（3）锅炉尾部烟道漏风，降低锅炉热效率；

（4）低于200℃以下的余热很难利用；

（5）汽轮机适应负荷变化能力有待提高，汽轮机补汽口调节配汽不适应补汽参数及补汽量的波动，不能满足补汽的要求。

针对目前出现的问题，余热发电的趋势主要存在以下两个方向：进一步优化目前系统和发展新工质热力系统。

针对目前余热利用不足，现在余热发电系统主要需要从以下几个方面进行改进优化：

（1）研究余热系统热工参数对系统影响，特别是进口烟气温度、蒸汽压力和节点温差的影响，使系统达到最优化；

（2）发展高效除尘技术，采用数值模拟和实验方法优化旋风分离器等除尘技术，减少入炉的粉尘量；

（3）优化余热锅炉结构，合理布置受热面，采用试验等方法研究受热面传热特性和阻力特性，强化传热，以及采用抗酸露点腐蚀钢以便降低排烟温度；

（4）研究粉尘颗粒特性，粉尘沉积、污染特性，近一步减少炉内粉尘的堆积和磨损；

（5）研究新式密封机构，降低锅炉由于漏气产生热的损失；

（6）进一步优化汽轮机变工况适应能力，优化控制系统，调节发电与工业生产的关系；

（7）进行流场分析，优化补汽结构，发展汽轮机除湿技术；

（8）研究新型防侵蚀材料，在保证汽轮机安全运行的前提下，降低其成本。

由于余热发电均为中低温参数，若以传统的方式，即以水为工质的朗肯循环，用低品位热能汽轮机发电机组回收利用余热，因循环效率低，系统复杂，其经济效益非常有限。利用有机工质朗肯循环（ORC）和氨水混合物为工质的Kalina循环系统来利用低温余热发电，能更加高效的利用余热资源。

ORC循环主要利用了有机工质沸点低，冷凝压力接近或稍大于大气压，耐低温，转速低、工作压力低的特点来最大化利用余热资源。Kalina循环系统利用氨工质变温蒸发，减少工质吸热过程的不可逆性，冷凝温度变化较小，减少了混合工质在冷凝过程中的不可逆性，抑制了混合工质在动力循环冷端部分的不利因素，同时实现了在较低压力下工质完全冷凝，从而提高热能利用率。

本文在介绍低温余热发电的技术原理和特点基础上，分析了余热发电系统的组成、布置、设备现状和存在问题，探讨了余热发电的发展趋势。余热发电是工矿企业开展节能减排、降耗增效的有效措施，也是实现循环经济的必由之路。相信在我国的科研单位、高校、设计院、制造厂家、企业的共同努力下，余热发电事业的前景是光明的，它的发展将进一步实现我国低碳经济的目标。

参考文献：

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［3］陶云,陆海梅,陈新等.浅谈闪蒸器在余热发电系统中的应用[J].工业锅炉,2009:(6):39-40

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［6］翦天聪.汽轮机原理[M].北京:中国电力出版社,1992

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