烟气余热利用在火力发电厂的应用与分析

2015-05-30孙海风李国栋

科技创新导报 2015年7期

孙海风李国栋

摘要：该文介绍了火力发电厂烟气余热回收系统的原理和现状，着重讨论了某火力发电厂的烟气余热回收系统。通过对系统安装位置、温度控制和经济性三个方面进行分析，指出当烟气余热回收装置在系统不同安装位置时，对系统设备安全和经济运行的影响；通过对换热装置出口水温控制策略的阐述，指出在防止系统低温腐蚀的同时，最大程度提高烟气余热装置换热效率的措施；同时得出结论：在湿法脱硫系统的机组中，设置烟气余热回收系统能够有效的提升机组经济效益。

关键词：火力发电烟气余热利用火电厂

中图分类号：X773 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2015）03（a）-0097-02

近年来，随着中国经济的高速发展，全国火电装机容量也不断攀升。一些大容量、高参数、低排放、调峰性能好的燃煤机组相继投运，同时国家对于新投产机组在提高效率、节能环保、降低成本等方面也提出了更高的要求。

纵观几十年来火力发电技术的发展，提升机组效率的主要途径是提高蒸汽参数。这是因为火力发电厂利用的是水蒸气热力循环，而对于热力循环来说，提高初始压力或温度能够最直接，也最有效地提高循环热效率[1-2]。从表1可以看出，20世纪50年代时，蒸汽参数为亚临界，蒸汽温度仅为538℃，而到90年代时，蒸汽参数已经提升到超超临界，蒸汽温度达到了600℃，目前国际上甚至已经有30MPa，700℃的超超超临界实验机组正在运行了。然而，靠提高蒸汽参数的方式提高火力发电机组的效率，对水冷壁、汽轮机叶片等等的材料性能提出了更高的要求，而且对于在运机组来说不具有立即应用的可能性。

为了能够在短期内提高在运机组的效率，许多行之有效的技术改造被提出并付诸实践。其中，烟气余热利用系统就是一种切实可行的方案。在火力发电厂中，锅炉的排烟热损失占锅炉热损失的70%～80%。在我国一些投运时间较长的火电机组，锅炉排烟温度最高可达200℃左右，新投机组的锅炉排烟温度也在120～140℃左右[3]。如果能利用新的技术和工艺降低锅炉排烟温度，回收利用烟气余热，将有效降低火力发电厂的煤耗，节约能源，减少排放[4]。本文将以某电厂的烟气余热利用装置为例，分析烟气余热利用系统在火力发电厂中的应用，并对其经济性进行简要的分析。

1 烟气余热利用系统

1.1 烟气余热换热器的放置

烟气余热利用换热器视其放置位置不同，可以分为两种情况。

（1）烟气余热换热器放置于空气预热器出口、静电除尘器入口前的烟道上。这种放置方式在显著降低锅炉排烟温度的同时，可使烟气体积流量减小，降低引风机电流，同时提高除尘器的效率。

飞灰的比电阻随温度的降低而升高，因此电除尘器的效率随之升高。但是烟气温度的降低增加了电除尘器防腐蚀的难度，同时增加了除尘器内堵灰的可能性。目前，国内电除尘器的低温防腐蚀技术还不成熟，一旦除尘器因堵灰或腐蚀严重需要检修，就会影响到整个机组的运行。而且余热换热器内的烟气含有大量飞灰，换热器低温侧将会面临较严重的磨损。因此，这种放置方案不适宜采用。

（2）烟气余热换热器放置于引风机出口，脱硫塔入口前。这样放置不仅使凝结水吸收烟气中的热量，还降低进入脱硫塔的烟气温度，既减少了烟气蒸发水耗量，又保护塔的防腐内衬。

与前一种放置方式不同，此处烟气中的绝大部分飞灰已被除尘器除去，对换热器来说基本不存在磨损和堵灰的问题。对于采用湿式石灰石—石膏烟气脱硫工艺的机组，需采用喷淋减温或GGH降低进入脱硫塔烟温约80℃。以某1000MW机组为例，该工程将烟气余热利用系统放置在引风机后脱硫塔前，有效降低脱硫塔入口烟气温度的同时，减少了喷水减温耗水量，并且回收余热加热凝结水，使机组效率得到有效提高。

1.2 烟气余热利用系统的温度控制

烟气余热换热器从根本上说是一套烟气—水换热器，用烟气的热量加热水介质，与锅炉本体设计中省煤器设计是类似的。烟气余热换热器烟气侧位于引风机出口和脱硫塔入口前，水侧的位置如图1所示。8号低加出口的凝结水分为两路，一路经过7号低加，另外一路经过烟气余热换热器，两路凝结水在6号低加前汇合进入6号低加。

考虑到换热器中放置于脱硫塔前，烟气中的二氧化硫等腐蚀性气体会对换热器造成损害。因此出于防止低温腐蚀的目的，需要对换热器入口的温度进行良好的控制。同时，为了提高系统整体效率，需要控制烟气余热换热器出口的温度与7号低加出口的温度一致。为了实现这两个目标，该机组采用了一系列的温度控制措施。

1.2.1 凝结水再循环

目前，国内火电机组承担着电网调峰的任务，机组有大量的时间工作在非满负荷工况下。在低负荷下，烟气温度较低，容易在烟气余热换热器中结露，造成低温腐蚀。为了解决此问题，该机组添加了凝结水再循环系统：在烟气回热加热器的出口引一部分水至加热器入口，与较低温度的凝结水混合，从而提高换热器入口水温（冷侧温度），使其高于结露最低温度，从而降低低温腐蚀的影响。

在实际使用中，当机组处于30%负荷以下时，由于烟气温度过低，不投入烟气余热利用系统，当负荷为30%～75%时，烟气余热利用系统投入，同时启动凝结水再循环系统，控制换热器入口水温，当机组负荷大于75%时，不再投入凝结水再循环系统。

1.2.2 入口温度控制

如图1所示，该机组还在烟气余热换热器前设置了一路减温水。从轴加出口直接引至烟气余热换热器入口，与8号低加出口水混合。设置这一路的目的在于提高换热器的换热效率。虽然换热器入口水温高有利于减少低温腐蚀的危害，但是水温高会导致气水两侧温差减小，换热效果下降，达不到回收热量的目的。所以，通过减温水能够使换热器入口水温不至于过高。

1.2.3 出口温度控制

从换热效率的角度考虑，由于7号低加和余热换热器是并联的关系，因此在其出口水温相等时，系统热效率最高。

在系统设计中，7号低加出口处加装了调节门，用以控制进入7号低加和余热换热器的水量，从而实现两者出口水温相等的目的。在系统运行中，当热量回收装置出水温度低于7号低加出水温度时，开打调节门开度，增加7号低加进入流量，减少热量回收装置进水流量，直至热量回收装置出水温度和7号低加出水温度相等；当热量回收装置出水温度高于7号低加出水温度时，减小调节门开度，减小7号低加进水流量，增加热量回收装置进水流量，直至热量回收装置出水温度和7号低加出水温度相等。

1.3 经济性分析

同样以某1000MW机组为例，吸收塔的入口烟气温度为约120℃，经过喷淋、脱硫，最终降低到50℃排出，在这个过程中浪费了大量的水和热量。而加装了烟气余热回收装置后，换热器烟气侧入口温度120℃，出口温度90℃，水侧入口温度50℃，出口温度100℃。一方面脱硫塔入口烟温降低，在脱硫塔内由于喷淋造成的热损失和水损失大幅度减少；另外一方面，烟气的余热通过换热器被凝结水回收，提高了机组的热效率。

从图1中还可以看出来，8号低加出口的凝结水只有部分进入7号低加，因此7号低加用于加热凝结水的蒸汽量就减少了，即减少了从低压缸的抽汽。所以采用了烟气余热换热系统后，机组整体的耗汽量会得到减少。

某1000MW机组在增加了烟气余热换热系统后，实现年节水30万吨，煤耗从273g/kWh降低到272g/kWh，此两项一年可节省190万元。而烟气余热系统的改造费用为750万元，因此，4年后可收回成本并实现持续性的利润。

2 结语

文章从烟气余热利用系统的放置、温度控制和经济性分析三个方面进行讨论，研究了烟气余热利用系统在使用过程中的特点。主要结论如下。

（1）从国内技术发展现状看，烟气余热利用系统适合放置于引风机后、脱硫塔前。这样放置主要是为了减少烟气中粉尘对换热器的磨损和堵塞。

（2）余热换热器实质是一个烟气—水换热器，为了防止烟气低温腐蚀，需要对换热器的入口温度进行控制。凝结水再循环是一种行之有效的控制方式。

（3）通过在7号低加出口添加调节门，可实现7号低加与烟气余热换热器出口温度的平衡，从而提高系统热效率。

（4）烟气余热回收系统能够减少系统的汽（水）用量，同时由于降低了机组热损耗，从而降低了煤耗。以某机组为例，4年可回收烟气余热回收系统的改造成本。

参考文献

[1] 刘堂礼.超临界和超超临界技术及其发展[J].广东电力，2007，1（20）：19-22，50.

[2] 钱海平.火力发电技术的发展方向和优化设计[J]，浙江电力，2006（3）：23-26.

[3] 花晓峰，李晓明.火力发电厂烟气余热利用的分析与应用[J].节能，2011，11（12）：89-91，146.