燃气-蒸汽联合循环余热锅炉尾部烟气余热利用方式及经济性分析

胡秀涛（广东粤电新会发电有限公司，广东江门529100）

燃气-蒸汽联合循环余热锅炉尾部烟气余热利用方式及经济性分析

胡秀涛
（广东粤电新会发电有限公司，广东江门529100）

阐述了烟气余热利用现状、可利用价值及余热回收利用对我国节能减排的意义，介绍了燃气-蒸汽联合循环余热锅炉尾部烟气余热的利用方式以及利用装置对机组的影响，并对390MW F级燃气轮机余热锅炉余热回收效益进行了对比分析，表明通过回收燃气-蒸汽联合循环余热锅炉尾部烟气余热，可以在保证设备安全的基础上，获得可观的经济效益。

余热锅炉；余热利用；经济性分析

0 引言

目前，随着环保要求的日益提高，我国正在积极调整能源结构。天然气作为一种清洁能源，在替代煤炭以改善空气质量方面具有优势:一方面，天然气利用效率普遍高于燃煤；另一方面，天然气燃烧产生的污染相比煤炭明显要低。基于此，以及随着“西气东输”及“引进液化天然气”工程的实施，我国已建设或正在建设一批燃气-蒸汽联合循环机组，这对改变我国电站的燃料结构、改善能耗和提高环境质量都将发挥重大作用。

由于燃气轮机燃烧温度极高，通常高达1400-1500℃，因此其排气温度亦较高，一般高达500-600℃，造成燃气轮机单独运行时热效率偏低。为充分利用燃气轮机排气的热量，通常由余热锅炉回收燃气轮机排气中的大量余热，产生高温蒸汽并推动蒸汽轮机做功发电，蒸汽轮机与燃气轮机组成燃气-蒸汽联合循环机组，使得整体发电效率可高达60%左右。然而，目前大型F级燃气轮机机组余热锅炉排烟温度一般在90℃左右，这一部分烟气余热也是一个潜力很大的资源，余热锅炉烟气排放温度高既浪费了大量能源，又造成严重的环境热污染。

为响应国家“节能环保”的号召，对于余热锅炉烟气余热，要做到充分利用，以达到节能环保的效果。

1 余热锅炉尾部烟气余热回收利用的现状

1.1 国外应用

在国外，烟气余热利用技术已经得到了比较广泛的应用。

例如，德国黑泵（S c hw ar z e P um p e）电厂[1]建有两台800MW褐煤发电机组，为充分利用排烟余热，在静电除尘器和烟气脱硫塔间装有烟气冷却器，利用烟气余热加热锅炉凝结水，并将烟气温度从170℃降至130℃，然后送入烟气脱硫塔。

日本的常陆那珂电厂[2]采用管式气气换热器（GG H）。在电除尘器上游布置烟气放热段GG H，烟气被冷却至90-100℃左右后进入低温除尘器，在烟囱入口布置烟气加热段GG H，利用循环水加热烟气，该GG H也类似低温省煤器。

1.2 国内应用

国内部分电厂在烟气余热利用方面也已有了较多成功的实践经验和初步应用。

山东龙口电厂[2]2×100MW机组装有国内首台烟气余热冷却器，该冷却器布置在锅炉空预器之后，解决了排烟温度高的问题。开封电厂、大唐太原第二热电厂等的燃煤锅炉也采用了上述类似布置方案。

外高桥电厂三期2×1000MW机组[3]在引风机后脱硫吸收塔前布置低温省煤器，加装的烟气余热利用系统使烟气温度从125℃降至85-93℃，尽管烟气温度低，但实践证明该装置可长时间安全经济地运行，节能效果非常明显。

华电国际邹县电厂300MW机组[2]通过机组优化改造后，排烟温度可降至130℃，在增设低压省煤器后，排烟温度降至105℃以下，上述改造可使机组供电煤耗降低1.582g/k Wh，节省标煤2871t/a，节省水量9.58万t/a，减少烟囱内净烟气含水率20%。

2 余热锅炉尾部烟气余热的利用方式

余热锅炉烟气余热利用的主要思路是通过热交换器利用烟气中的余热对其它介质进行加热，从而降低烟气温度，回收烟气中余热，而被加热的介质作为热源在不同的场合使用。主要有以下几种用途:

2.1 降低燃气轮机进气温度

燃气轮机的热力循环通常为工质取自大气的开式循环，其功率和效率随环境温度的变化而变化。当温度升高时，因大气的密度降低，燃气轮机空气流量、压力等参数下降，其效率随之下降，热耗率上升，燃气轮机进气温度过高，对机组发电功率和热耗产生不利影响。目前常用的解决方法是对燃气轮机进气进行冷却，通过降低进气温度，从而提升燃气发电效率和整机功率的目的。

不同于采用电制冷或蒸汽制冷的燃气轮机进气冷却方案需消耗电力或蒸汽，采用烟气余热制冷，属于废热利用，因此可提高全厂能源利用效率。因此，可以考虑利用烟气余热制冷降低燃气轮机进气温度。

2.2 加热调压站的天然气

自供气末站至调压站的天然气经调压站降压后，温度降低，为避免凝露发生，需要使用加热器对其进行加热后，才能达到燃气轮机供气分界点所需的温度（6-38℃），同时为防止低温下调压单元故障，因此设置天然气加热单元。

加热系统的设置主要考虑以下因素:

1）满足燃气轮机在各种工况下运行时，对燃料的温度的要求；

2）使尽可能多的设备和管道工作在常温下。

加热器布置在调压站流量计量装置及快关装置后。加热器的形式主要有:以燃气为能源的水浴式加热器、管壳式换热器（用蒸汽或热水作为加热介质）以及电加热器。电加热器一般用于启动时小流量的加热。

因此，可以考虑利用烟气余热回收产生的热水，对调压站内降压后降温的天然气进行加热，提高其温度，避免凝露发生，以取代水浴式加热器，从而减少能源消耗，提高电厂能源综合利用效率。

2.3 生活用热水

生活用热水一般只需50℃左右。根据目前大型F级燃气蒸汽联合循环机组余热锅炉的排烟温度，可以利用的温度空间比较大。在几乎不影响燃气轮机及余热锅炉运行的前提下，可以利用余热锅炉烟气余热，生产60℃左右的热水供给相应用户，如厂区内的职工食堂、浴室或厂区外居民区、酒店等用户使用。

2.4 夏季供空调制冷或冬季供暖

夏季可以利用余热锅炉烟气余热回收生产热水，提供给热水型制冷机组进行制冷，冬季也可以提供热水供空调机采暖。

3 余热锅炉尾部烟气余热回收装置对机组的影响

3.1 余热锅炉尾部烟气余热回收装置的方案

烟气余热回收装置可考虑主要方案有:

（1）通过对凝结水加热器增加旁路循环水的形式实现，以牺牲部分低压系统主蒸汽流量（最大不超过10%），但不增加烟气阻力，不改变原有受热面结构。

（2）通过抬高余热锅炉高度和增加受热面的方法，在保证各项性能参数的前提下（保持汽水系统热力参数和烟气阻力不变），实现余热供热。

（3）在余热锅炉尾部直接布置受热面来降低排烟温度，该方案不但会明显增加烟气阻力，而且产生的热水温度较低（因排烟温度只有90℃左右，热水温度仅约80℃），不便于利用。

如余热锅炉产生的热水经过热用户后的回水水质较差时，为了保护余热锅炉尾部受热面，需额外增加一表面式换热器；当回水水质满足余热锅炉的要求时，可以采取闭式循环的方式直接进入余热锅炉。

3.2 对余热锅炉换热面的影响

表1 典型天然气成分[4]

余热锅炉换热面的低温腐蚀问题是阻碍降低烟气排烟温度的重要因素。由于燃气-蒸汽联合循环使用洁净天然气作为燃料，燃料典型成分见表1，燃烧后产生的典型烟气成分见表2。

表2 典型天然气燃烧后烟气成分[4]

由上面两个表可以看出，由于天然气燃料中不含硫成分，烟气成分中也不含硫化物，在降低排烟温度之后，不会像燃煤电厂一样产生低温时硫化物腐蚀换热面的情况。

4 效益分析

表3为采用方案A和方案B的390MW F级燃气轮机余热回收效益对比。供热计算均按直接回水（假定68℃）到余热锅炉考虑，即采用闭式循环的方式利用热水中的热量对其它介质进行加热。方案A不增加尾部受热面，随热水产量的增加，余热锅炉的热效率将增加，排烟温度降低，但是低压蒸汽产量下降，会影响发电量。方案A1为热网水流量小的设计，对低压主蒸汽的流量影响较小；方案A2为热网水流量大的设计，对低压主蒸汽的流量影响较大。方案B为不影响低压系统的出力，还可满足供热热水需求，但增加余热锅炉钢材耗量。

表3 390M W F级燃气轮机余热回收效益对比

根据方案B，在保证各项性能参数的前提下（保持热力参数和烟气阻力不变），每台机组增加152.5℃的热水73t/h，则可以利用的热量为:

Q1=cmΔT=4.2×73×（152.5-68）/1000=25.9G J/h

式中Q1—热量，G J/h；

c—水的比热容，4.2×103J/（k g℃）；

m—水的质量（流量），t/h；

ΔT—水进出口温度变化，℃。

考虑到换热器的效率为80%，则每小时可以转化的热量为:

Q2=Q1η=25.9×0.8=20.7G J/h

方案计算机组的供热气耗率为26N m3/G J，则机组每小时节省的热量相当于:

F=Q2Fc=20.7×26=538.2N m3/h天然气燃烧放出的热量。

式中F—天然气流量，N m3/h；

Fc——机组供热气耗率。

按年供热利用小时5665h计算，在保证工况下全年共节省的天然气量为305万N m3/a。

在保证工况下390MW F级燃气蒸汽联合循环热电联产机组全年的气耗量为44034.865万N m3/a，则节省的天然气量相当于燃气轮机总的天然气耗量的: 305/44034.865=0.69%。天然气价格按2.83元/N m3计算，则每年节省的费用为863万元。而余热锅炉增加的钢材按230t计，共增加的设备成本约100万元。

从以上结果可以看出:相对于增加的设备成本，节省的热量价值是非常可观的。

5 结语

（1）国内外已经有多个锅炉尾部烟气余热回收应用，节能效果显著；

（2）由于燃气-蒸汽联合循环余热锅炉尾部烟气不含硫化物，因此其余热回收可保证设备安全，同时获得可观的经济效益；

（3）对于典型的390MW燃气轮机配套余热锅炉尾部烟气，采用增加余热锅炉高度的方法进行余热回收，每年可节约用气约0.69%，年节省费用约863万元，具有较好的经济效益。

[1]宗文.施瓦茨蓬普褐煤电厂设计与建设[J].国际电力,1999（1）：7-12.

[2]程小松.电厂冷端系统及烟气余热利用系统运行优化控制[D].重庆：重庆大学,2015.

[3]赵之军，冯伟忠，张玲，等.电站锅炉排烟余热回收的理论分析与工程实践[J].动力工程,2009,29（11）：994-997.

[4]赵钦新，惠世恩.燃油燃气锅炉[M].西安：西安交通大学出版社,2000.

Methods and Economic Analysis of Waste Heat Recovery From Gas Steam Combined Cycle Waste Heat Boiler Flue Gas

HU Xiu-tao
（Guangdong Yuedian Xinhui Power Co.，Ltd，Jiangmen 529100，China）

Fir s t，t h i s p a p er b rie f ly intro d uce d t h e s tatu s o f h eat reco v ery f rom f lue g a s，an d t h e v alue o f h eat reco v ery f rom f lue g a s to ener g y con s er v ation an d emi ss ion re d uction in C h ina.T h en,it intro d uce d t h e met h o ds o f h eat reco v ery o f f lue g a s f rom com b ine d g a s an d s team cycle w a s te h eat reco v ery b oiler an d t h e in f luence o f h eat reco v ery equi p ment on w a s te h eat reco v ery b oiler.Finally，t h e w a s te h eat reco v ery e ff iciency o f a 390MW F-cla ss g a s tur b ine w a s com p are d an d analy z e d，t h e re s ult sh o w e d t h at b y reco v erin g t h e w a s te h eat o f f lue g a s f rom com b ine d g a s an d s team cycle w a s te h eat reco v ery b oiler，con s i d era b le economic b ene f it s can b e o b taine d on t h e b a s i s o f g uaranteein g t h e s a f ety o f t h e equi p ment.

w a s te h eat reco v ery b oiler；w a s te h eat utili z ation；economic analy s i s

10.3969/J.ISSN.2095-3429.2017.03.012

T K115

B

2095-3429（2017）03-0043-04

2017-05-21

修回日期：2017-06-16

胡秀涛（1982-），男，山西阳泉人，本科，工程师，研究方向：火力发电厂运行与节能环保技术。