火电厂余热利用系统相变换热节能改造的探讨

蒋志庆，高玉新，金 丰，高继录，张家维

(1.中电投东北电力有限公司，辽宁 沈阳 110181;2.辽宁省电力有限公司电力科学研究院，辽宁 沈阳 110006)

目前，随着国家节能减排工作的推进，许多电厂在电除尘器出口的水平烟道上安装余热利用系统，以吸收烟气余热并进行综合利用，提高锅炉热效率，降低发电煤耗。常规的余热回收器与普通省煤器结构相同，由于运行中容易出现腐蚀问题，设计时要控制壁温，不应过低，满足腐蚀条件，低压省煤器出口烟温应较高，一般高于酸露点10～15 ℃［1－4］。

为了使余热利用处于最佳状态，相变余热回收系统应运而生。它由相变换热器、相变换热汽包、连接管道、温度控制系统等组成。相变换热器布置在锅炉空预器与除尘器之间的烟道上，其作用是回收烟气中的热量，降低排烟温度。相变换热汽包也是一种相变换热器，与主凝结水系统并联，主要作用是用相变换热器介质的热源来加热抽出的部分凝结水，从而将锅炉尾部烟气余热回收利用。连接管道主要用于给水回热系统、凝结水系统接入和接出系统管道及供暖水管道。温度控制系统主要是保证相变换热器壁面温度大于燃煤酸露点温度，且可控可调，从而保证相变换热器不结露、不积灰、不腐蚀［5－8］。

1 热力系统及布置

以大连泰山热电有限公司改造实例进行介绍。相变余热回收系统中，夏季工况时，从JD.2低压加热器出口引出凝结水，温度为82.9℃，流量为260.4 t/h，凝结水被加热到105℃，接入至JD.3低压加热器入口凝结水管道。冬季工况时，从JD.2低压加热器出口引出凝结水，温度为75℃，流量为230.5 t/h，凝结水被加热到100℃，接入至JD.3低压加热器入口凝结水管道。夏季工况烟气温度由155℃降至127℃，冬季工况烟气温度由150℃降至122℃。相变换热器内流动的换热介质为水，水在低压换热器中吸收烟气的余热被加热，通过自然对流到相变换热器中，再与凝结水 (采暖系统回水)换热。相变换热器入口水温设计为高于烟气酸露点温度8℃。对入口水温进行温度监测，由温度来控制凝结水 (采暖系统回水)管路上电动调节阀门，从而实现换热器入口水温的自动调节。

相变余热回收系统中，水在相变换热器中吸收锅炉排烟余热，降低排烟温度，通过自然对流在相变换热汽包中加热凝结水。凝结水间接被锅炉排烟余热加热，温度升高后再返回低压加热器系统。烟气的余热回收加热凝结水可代替低压加热器的作用，成为汽轮机热力系统的一个组成部分。余热回收系统将排挤部分汽轮机的回热抽汽，在汽轮机进汽量不变的情况下，这部分排挤抽汽将从抽汽口返回汽轮机继续做功。由此，在锅炉燃料消耗量不变的情况下，可以多获得电功，从而提高了机组的经济性。

2 相关计算

2.1 酸露点温度计算

烟气酸露点温度的计算值为102℃，只要保证低温受热面金属壁温高于烟气酸露点温度8℃左右，就可以避免产生低温腐蚀。因此，吸热段换热器进口介质温度应始终大于110℃，使相变换热器壁面温度高于烟气酸露点温度，从而保证换热器不会受到腐蚀。在工况变化的情况下，通过温度监控和流量控制调节，使相变换热器壁面温度始终不低于110℃。

2.2 烟气阻力计算

额定负荷下相变换热器阻力计算结果如表1所示，相变换热器引起烟气侧阻力增加值为235 Pa。

在加装相变换热器后，引风机入口温度由原来的155℃降至127℃，由计算知，温度降低引起引风机体积流量下降了41 000 Nm3/h、电动机功率减小了89 kW、烟气阻力增加了235 Pa、能耗增加了45.3 kW，因此加装相变换热器可使烟气温度降低、密度增大、体积流量减小。通过计算，由温度降低引起的引风机电动机功率减小量大于由烟气阻力增大引起的引风机电动机功率增大量，电动机能耗降低了43.7 kWh，进一步提高了引风机的安全性和经济性。

表1 额定负荷下相变换热器阻力计算结果

2.3 热力计算

由于加装了余热回收装置，原来由低压加热器抽汽加热的部分凝结水，现通过余热回收装置被锅炉排烟余热加热，节省了低压加热器系统的抽汽量，节省的抽汽将返回汽轮机做功，从而提高了机组的经济性。采用等效热降法进行热经济性分析，将余热回收装置回收的排烟余热作为外部纯热量输入系统，而锅炉的有效热量不变。

相变换热汽包中的凝结水由2号低压加热器出口引出，3号低压加热器进口引回，烟气余热回收的热量将排挤3号低压加热器的抽汽，节省的这部分抽气返回汽轮机做功，从而使机组的发电功率增大，热耗降低。根据等效焓降法对余热回收装置进行定量分析，热力计算结果如表2所示。

2.4 经济效益计算

热力系统经济效益计算结果如表3所示。

夏季工况:凝汽器真空升高0.028 kPa，煤耗增加0.084 g/kWh。由于凝汽器内的饱和温度决定了汽轮机排汽压力的大小和凝汽器的真空度，所以通过增大机组循环水量，使凝汽器的饱和温度不变，凝汽器内的真空度以及汽轮机排汽压力将保持额定值，汽轮机功率将不发生变化，但循环水量的增大导致循环水泵能耗增大，使电耗上升。通过比较，循环水泵能耗增大比汽轮机功率减小要经济一些，因此实际煤耗增加量要小于0.084 g/kWh。冬季工况:凝汽器真空升高0.02 kPa，煤耗增加0.06 g/kWh。实际煤耗增加量要小于0.06 g/kWh。

表2 热力计算结果

表3 经济效益计算结果

机组年利用小时数为6 500 h，其中夏季按3 000 h计算、冬季按3 500 h计算，机组负荷率为73.4%，标煤单价按650元/t计算，夏季工况收益为619 450元，冬季工况收益为622 186元，总效益为1 241 636元。由于使用烟气余热回收装置，改善了锅炉运行工况，从根本上避免了尾部受热面出现结露，以及结露引起的腐蚀、堵灰、受热面穿孔等低温腐蚀现象，使锅炉能够长周期安全、稳定运行，给用户带来的间接效益也不可忽视。同时，可减少SO2和CO2的排放量，带来良好的社会效益。

3 推广意义

我国工业锅炉平均运行效率比国际先进水平低10%～15%，燃煤锅炉改造被列为“十大重点节能工程”之一。锅炉效率低的主要原因之一是热能转换装置工艺技术落后，其排烟温度高、热能损耗大。我国现有50多万台工业锅炉，即使只有1万台较大吨位锅炉采用复合相变换热器，按照排烟温度平均降低30～40℃测算，每年可节约2 000万t标准煤，价值上百亿元，并可相应减少SO2排放量160万t、CO2排放量1 600万t。可见，该产品的推广应用，对落实节能减排的基本国策具有重要意义。

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