垃圾焚烧发电中烟气余热利用优化王泽鹏

王泽鹏

(中国电力顾问集团公司东北电力设计院邮编:130021)

【内容提要】：近年来垃圾焚烧发电行业快速增长，城市垃圾经过焚烧的高温分解后可以减容80%~90%，节约大量填埋场占地，同时产生清洁的电力能源。但垃圾焚烧炉的效率普遍不高，因此垃圾电站的供电效率一直维持较低水平。提高焚烧炉的效率，降低垃圾电站的投资，是垃圾焚烧发电优化的根本方向。本文提出烟气再循环方案，通过抽取余热锅炉出口的烟气回喷至焚烧炉内，可以提高焚烧炉的热效率，降低工程投资，从而提高垃圾电站的经济性。

【关键词】：垃圾发电烟气再循环提高热效率降低投资

1目前国内垃圾发电现状

随着城市经济的快速发展与人口的急剧增长，居民对居住环境要求的逐步提高，城市垃圾处理也面临更高的处理要求。垃圾焚烧发电既能大量处理生活垃圾，又可以产生清洁的电力能源，因此在政策支持下，近年来垃圾焚烧发电行业增长迅速。

由于国内的垃圾分类度较低，生活垃圾中有机物与无机物掺杂严重，因此只能采用机械炉排炉燃烧，这种焚烧炉热效率只有80%左右，再考虑余热锅炉的热效率也仅有80%，导致垃圾焚烧电厂的综合热效率远低于常规的燃煤电厂。

目前，国内关于垃圾电站的补贴主要以处理垃圾量为标准，同时对上网电价予以适当补贴，但上网电价补贴在垃圾电站的收益中占比较小。因此国内在运行的垃圾电站，对热效率要求并不高。但国外垃圾电站主要以电价补贴为主，一旦国内垃圾电站存在竞争，垃圾的处理价格降低，上网电价补贴就凸显其重要性，提高焚烧炉效率也将成为提高垃圾电站收益的主要突破口。

2垃圾发电系统简介

2.1焚烧系统

居民生活垃圾及市政垃圾通过垃圾清运车运至垃圾发电厂的垃圾储坑中，利用储坑中的抓斗投入焚烧炉给料口中，固体垃圾落入焚烧炉的炉排，而垃圾渗滤液由给料口下部的渗滤液口回流至渗滤液收集池。经空气预热器加热至约220℃的一次热风从焚烧炉炉排下方喷入炉膛，预热并干燥垃圾。为了提高燃烧效果及保持燃烧室的温度，焚烧炉的前后拱喷入二次风，以加强烟气的扰动，延长烟气的燃烧行程，使空气与烟气的充分混合，保证垃圾燃烧更彻底。

2.2烟气系统

焚烧炉内垃圾充分燃烧后，烟气进入余热锅炉加热给水，经过SNCR炉内脱硝后，进入烟气净化工艺系统。国内垃圾电站主要采用“半干式脱酸+干石灰喷射+活性炭吸附+布袋除尘”系统，技术成熟、可靠，具有净化效率高、无需对反应物进行二次处理，对烟气净化处理能满足很高的环保要求等优点。

2.3启动及助燃系统

由于垃圾成分复杂，为保证燃烧后烟气成分稳定，垃圾焚烧炉设定了环保温度：850℃，垃圾焚烧产生的二噁英等污染物在此温度下可完全分解，避免烟气污染物排放超标。启动初期，通过启动燃烧器及辅助燃烧器投油燃烧，将焚烧炉内温度烘至垃圾可投入的环保温度，方可投入垃圾。

2.4发电系统

由余热锅炉过热器出口的高温高压蒸汽经主蒸汽管道进入汽轮机做功。垃圾发电厂的发电功率通常较低，通常500t/天的焚烧炉只能配10MW汽轮发电机。汽轮机通常设三级抽汽，一、二级用于加热空气预热器，三级抽汽加热凝结水。

3垃圾发电系统烟气余热利用方案

由于余热锅炉出口的排烟温度较高，这直接导致焚烧炉-余热锅炉整体效率偏低。以某工程垃圾处理量为500t/天等级的焚烧炉为例，额定工况下排烟气量为102569Nm3/h，排烟温度为195℃，而普通电站锅炉的排烟温度一般只有120左右。鉴于垃圾燃烧后的烟气成分较复杂，为保护尾部烟道，排烟温度无法进一步降低，因此垃圾电站中排烟热损失比常规发电厂要高得多。

3.1常规电厂烟气余热利用方案

烟气余热利用的常规方法通常是设置低温省煤器，通过烟气加热凝结水来回收部分热量。低温省煤器布置于除尘器出口烟道，采用管式H型翅片管换热器。但由于烟气换热后烟温接近酸露点，低温省煤器的材质要求较高，同时烟气磨损性较大，因此低温省煤器造价昂贵且运行可靠性较低，在低成本、低效率的垃圾电站中更不适用。

3.2垃圾电站烟气余热利用分析

由于垃圾水分较高，国内垃圾的水分含量通常高于50%，因此需要大量的一次风进行预热。以某工程垃圾处理量为500t/天的焚烧炉为例，额定工况下一次风量为57400Nm3/h，占烟气量的一半以上。一次风初始温度约20℃，需要汽轮机抽汽及汽包抽汽加热至220℃，耗能较高，500t/天的焚烧炉额定工况运行需抽汽约6.1t/h，而此时锅炉蒸发量也仅有54t/h。

如果将处理后的烟气作为焚烧炉的输入热量加以重新利用，不仅可以回收烟气中的热量，同时可以大大减少一次风消耗的蒸汽。因此，提出烟气再循环的方案，通过抽取余热锅炉出口的冷烟作为垃圾的干燥介质回喷至焚烧炉，以提高焚烧炉-锅炉的整体热效率。

取消了一次风机，增设冷烟风机将余热锅炉出口约195℃的烟气抽回至原有的一次风空气预热器，此时只需抽取少量的汽包蒸汽就可以把烟气加热至220℃，随后喷入焚烧炉炉排。

3.3烟气再循环方案计算对比

由于再循环烟气的含氧量较低，因此为保证焚烧炉内燃烧的稳定，需加大二次风量。经过系统优化后的风量变化如下表所示：

注：由于不改变锅炉的型式及外部条件，因此焚烧炉密封风量及炉墙冷却风量的变化可以忽略不计。

由上表可知，优化后由于烟气再循环的影响，余热锅炉的烟气量大幅增加，但净化处理的烟气量反而降低了15%。余热锅炉的烟气量增加导致余热锅炉设备的体积增大，提高了设备投资。但锅炉蒸发量也随之增加，垃圾焚烧发电量也有提高。

由于抽取195℃的冷烟作为垃圾干燥介质，原有一次风空气预热器的换热面积大大降低，由此带来的阻力也由900Pa降至100Pa。二次风量增加，二次风空气预热器的换热面积大幅增加，阻力也由400Pa升至1100Pa。净化处理的烟气量降低，烟气净化系统阻力也随之降低，由3800Pa降低至3300Pa。

由上表可知，优化后的风机功率有增大也由减小，总体上看三大风机的总功率略有升高，增加了3.2%。

4结论

由以上对烟气再循环系统优化后分析可知，通过抽取余热锅炉出口的部分烟气回喷至炉膛，一次风率由71%降至47%，在其他外部输入条件不变的前提下，焚烧炉的热效率将有较大提高。同时烟气净化处理的烟气量减少了15%，净化系统造价将大幅降低，而此时风机合计功率仅提高了3.2%。由此可见，烟气再循环的优化方案理论上是可行的，而且对垃圾发电的整体效率有较大的提升空间。