燃煤电站烟气余热利用系统研究

吴成军,冯展管,孙英文（国核电力规划设计研究院,北京　100095）



燃煤电站烟气余热利用系统研究

吴成军,冯展管,孙英文
（国核电力规划设计研究院,北京100095）

摘 要:在燃煤电站系统设计优化中，合理利用锅炉排烟余热是节能的主要措施之一。烟气余热利用方式纵多，本文着重分析研究了加热热网循环水和凝结水的余热利用方式。研究结果表明，加设烟气余热利用装置后，煤耗降低，发电量增加，全厂热效率有所提高，颇具一定社会效益和经济效益。

关键词：烟气余热利用；热效率；煤耗；凝结水；热网循环水；节能

0　引言

排烟热损失占锅炉整体热损失的60%～70%，是各项热损失中最大的一项。影响排烟热损失的主要因素是排烟温度。因此，降低锅炉排烟温度对于节能减排具有重要的实际意义[1～2]。

1　工程概况

本文依托工程为某超临界2×350MW燃煤间接空冷供热机组。

锅炉为一次中间再热、单炉膛、平衡通风、固态排渣、紧身封闭布置、全悬吊结构Π型直流炉。BMCR工况主要参数：最大连续蒸发量1200t/h，过热蒸汽参数为25.4MPa/571℃，空气预热器出口烟温为120℃，引风机进口烟温约为110.7℃。

汽轮机为超临界、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、抽汽凝汽式间接空冷汽轮机。TMCR工况主要参数：额定功率为383MW，主汽阀前参数为24.2MPa/566℃，设计背压为12kPa(a)，给水加热级数为7级。

2　烟气余热利用

2.1系统拟定

针对本工程，烟气余热利用的方式如下：在冬季供热期间，回收烟气余热用于加热热网循环水；非采暖期，回收烟气余热用于加热凝结水，系统流程图如图1。

图1　烟气余热利用系统流程图

2.2烟气余热利用装置的设计及布置

烟气余热利用装置采用表面换热，其受热面需考虑防磨和防腐；换热组件和密封件等易于拆卸；换热管材质采用耐腐蚀的ND钢，使用寿命≥50000小时。

烟气余热利用换热器视其设置位置不同，大致可分为以下两种情况：

（a）烟气余热利用装置布置于除尘器与空预器之间的烟道上。对应此种布置方案，回收烟气余热、降低排烟温度的同时，除尘器效率提高，烟气体积流量大为减小，引风机负荷降低；但同时也将带来了较为严重的负面影响，如增加了除尘器低温防腐的难度和堵灰的几率。因国内除尘器低温防腐技术尚未成熟，若因腐蚀或堵灰问题检修停运除尘器，则会严重影响整体机组的安全运行。因此本工程不采用此布置方案。

（b）烟气余热利用装置布置于引风机与脱硫塔之间的烟道上。凝结水或热网循环水吸收了烟气中的热量而温度升高，同时降低了进入脱硫塔的烟气温度，既减少烟气蒸发水耗量，又保护了脱硫塔的防腐内衬；余热利用装置安装于除尘器之后，烟气中绝大部分颗粒物已被去除，大大减小了换热装置的磨损程度，同时堵灰几率大为降低。综上，对于整个机组安全运行和检修维护，此布置方案均优于a方案。因此，本工程采用b方案。

2.3烟气可利用的热量

当换热装置换热面的金属壁温低于烟气酸露点温度时，换热管束将不可避免的产生低温腐蚀，严重时可导致设备损坏；但出口烟温太高时，将无法充分利用烟气余热，节能效益无法最大化。本工程引风机出口烟气温度为110.7℃，拟定换热器烟气出口温度为87℃（酸露点+5℃裕量）。经热平衡计算得出，最终可以利用的烟气热量为41.6GJ/h(烟气比热取1.068 kJ/(kg.K)，换热效率取95%)。

3　经济收益和投资回收

3.1经济收益

本文按照以下两种方式计算烟气余热利用的收益：

（1）保证燃煤量不变。

（2）保证供电量不变。

下文将按照上述两种方式分别进行经济和收益计算。两种方式的边界条件如下：

（a）机组铭牌功率350MW；

（b）所有系统和设备年利用小时：5700小时；

（c）采暖期：150天（3600小时）；

（d）夏季纯凝发电时间按照工况出力折算为2643小时；

（e）烟气阻力增加约650Pa(因烟气余热利用换热器)，引风机能耗的增加

（f）低压缸排汽量增加导致循环水泵的能耗增加

（g）烟气换热循环水泵的能耗等

设置烟气余热换热器后，单台机组年供电增加收益见表1，单台机组年供热和节煤收益见表2，单台机组年脱硫节水收益见表3。

方案一：未设置烟气余热利用换热器，方案二：设置烟气余热利用换热器。

表1　单台机组年供电增加收益

表2　单台机组年供热和节煤收益

表3　单台机组年脱硫节水收益

3.2投资回收

单台机组初始投资比较见表4。

对于整体系统和设备投资回收年限，本文按如下公式进行核算：

A=P·I (1+I)n/((1+I)n-1)+R

A—年费用，P—初投资，R—年运行费

I—基准收益率取7.05% n—计算年限

当采用烟气余热利用的年费用与年收益持平时，设备的投资收回。经计算得出：

（1）保证燃煤量不变，机组出力增加，按可增加上网电量的方式计算，需6.6年即可收回所有系统和设备的初投资。

（2）保证供电量不变，按采暖期多供热的供热收益和非采暖期纯凝工况节煤收益方式计算，需5.8年即可收回所有系统和设备的初投资。

上述计算均未考虑设备的年检费用和使用寿命（因国内烟气余热利用起步较晚，尚无长期安全运行经验）。

表4　单台机组初始投资比较（单位：万元）

4　结论

本文分析研究了利用锅炉排烟余热加热热网循环水和凝结水的余热利用方式，经多方面比选，最终确定将烟气余热利用装置布置于引风机和脱硫塔之间的烟道上的布置方案，经进一步计算得出，设置烟气余热利用系统后，单台机组年节约约11.5万吨水，节水效果较为明显，尤其对于空冷机组；单台机组增加年供电收益约156万元（保证燃煤量不变）；单台机组增加年供热和节煤综合收益172.8万元（保证供电量不变），约6～7年可收回所有系统和设备的初始投资。

经研究表明，设置烟气余热利用系统后，整个电厂热效率得以提高，煤耗降低，供电量增加，但回收锅炉排烟余热并非越多越好，热量利用程度存在一定限制，即排烟温度不能降的太低，当排烟温度低于烟气露点温度时，换热管束将不可避免地发生酸腐蚀，严重时可导致机组停机，影响机组的安全运行，这一点应引起足够重视，亦是日后研究重点之一。

参考文献：

[1]张方炜.锅炉烟气余热利用研究[J].电力勘测设计,2010,08(04): 48-52.

[2]赵恩婵,张方炜,赵永红.火力发电厂烟气余热利用系统的研究设计[J].热力发电,2008,37(10):66-70.

作者简介：吴成军（1984-），男，江苏灌云人，硕士，工程师，主要从事：火力发电厂热机专业设计。

DOI :10.16640/j.cnki.37-1222/t.2016.01.062