安装低温省煤器回收烟气余热的节能计算

李宝珠

河北筑能工程技术有限公司 河北 石家庄 050000

1.前言

火力发电厂锅炉排烟温度约为120～150℃，排烟热损失约占整个锅炉热损失的4～5%，这部分热量具有很大回收利用的潜力。采取先进的工艺技术降低排烟温度，不仅可回收余热，而且可以降低脱硫系统耗水量。同时，可降低除尘器烟道入口的烟气温度，可以降低烟气量，减少下游引风机电耗。

2.烟气余热回收技术概述

2.1 基本原理

图1 锅炉烟气余热回收的基本原理

从图1可见，燃煤发电厂烟气余热回收的基本原理就是回收锅炉排烟的热量，将锅炉排烟温度降至85℃左右再进入脱硫塔。回收的热量常用于加热凝结水，减少汽轮机低加的抽汽量，增加机组的发电功率，从而达到节煤节水的目的。

2.2 低温省煤器余热回收系统方案

当前主要的热交换工艺方式有两种：一次循环热交换（直接）和二次循环热交换（间接）。

1）一次循环（直接）换热

优点：换热效率较高，投资少，系统简单。

缺点：对低温省煤器的耐腐蚀性、耐压性要求比较高；凝结水切换时，若操作不当，易污染凝结水水质，对操作人员的技能水平要求较高，初次投入时需凝结水冲洗；系统的安全性一般。

2）二次循环（间接）换热

优点：对低温省煤器的耐腐蚀性、耐压性要求比较低，维检方便，水源各自独立，系统的安全性较高。

缺点：间接换热，热效率低，投资较高，控制复杂。

经调研，在火力发电厂实际生产中，锅炉尾部烟气属于低品位热能，对于低品位热能的利用及回收需付出的经济代价相对较高，若再采用间接换热方式，初始投资高，换热效率较低。因此可通过对低温省煤器进行针对性的设计，在充分计算锅炉烟气中的酸露对其腐蚀影响的情况下，使其满足烟气与凝结水直接换热的要求，推荐采用一次循环换热方式。

3.安装低温省煤器后能耗状况分析

低温省煤器布置在除尘器前，必然增加烟气阻力，同时由于烟气温度的降低，烟气体积流量会随之减少，因此在进行低温省煤器节能计算的时候需要考虑三个方面的问题：一是安装低温省煤器回收的烟气余热，加热凝结水最终的热能利用；二是由于安装低温省煤器，造成引风机出力增加，由此造成引风机耗电量增加；三是由于安装低温省煤器，水侧设计方案为主路截流取水，因此会增加凝结水泵能耗，因此需要计算水泵增加的能耗。

综合考虑计算烟、水、电三个方面的能量转换，计算得与失，能够比较客观的计算出安装低温省煤器后的经济效益。

4.示例

以定州某火力发电厂低温省煤器节能改造项目为例，该发电厂安装2×600MW亚临界参数国产燃煤机组及2×660MW国产超临界直接空冷机组。每台机组设1台增压风机，每套脱硫系统的烟气处理能力为相应机组锅炉最大连续蒸发量时100%烟气量。

该电厂低温省煤器改造方案如下：在空气预热器后，电除尘器的入口前增设低温省煤器，回收烟气余热，每台炉配4台低温省煤器。凝结水由7号低加进口和7号低加出口处抽取，在7号低加进口管道及出口管道上分别设有电动调节阀，用于调节进、出口的凝结水流量，使得最终进入低温省煤器内的凝结水温度达到75℃（可调），满足低温省煤器的系统要求。凝结水流入低温省煤器，从低温到高温，温度由75℃上升至108.5℃（可调），然后引入6号低加入口。

4.1 额定工况节约功率计算

BMCR工况从#7低加入口取水557.77t/h，温度56℃，从#7低加出口取水314.69t/h，温度108.5℃，混合至75℃，总水量872.46t/h。根据凝结水取水方案可知，从#7低加入口取水，会排挤#7低加部分抽汽。因此，烟气余热利用方案的节约发电煤耗计算如下：

1）7号低加排挤的抽汽量Gp7

Gp7=557770×（456.2-234.4）/（2758.6-257.5）=49463.59kg/h

式中 557770 kg/h—从7号低加入口取的凝结水量；

234.4 kJ/kg—7号低加入口水焓；

456.2 kJ/kg—7号低加出口水焓；

2758.6 kJ/kg—7号低加抽汽焓；

257.5 kJ/kg—7号低加疏水焓。

2）节约蒸汽做功W1

W1=（49463.59×2758.6-49463.59×2443.2）/3600=4333.56kW

式中2443.2kJ/kg为BMCR工况乏汽焓。

4.2 引风机增加能耗

在除尘器前布置低温省煤器，引风机处烟温由131℃降到90℃左右，根据理想气体的状态方程 PV/T=C，单位时间内烟气流量将减少约10.14%。由此，烟气流量减少而空出引风机出力4500×10.14%=456.3Pa（4500Pa为引风机BMCR工况出力）。BMCR工况运行时，低温省煤器设计阻力为509Pa，因此加装低温省煤器后增加引风机负担为509-456.3=52.7Pa，即加装低温省煤器后，运行时增加引风机出力52.7Pa。

联轴器连接时，取0.95～0.98；用三角皮带传动时，取0.90～0.95；用皮带传动时，取0.8；

V——引风机风量，m3/h；

H——引风机风压，Pa。

引风机增加功率计算如下：

式中：544950 Nm3/h——锅炉最大连续蒸发时每台省煤器入口烟气量；

90℃——锅炉最大连续蒸发时除尘器入口烟温；

53 Pa ——低温省煤器运行时导致引风机增加的出力；

1.1 ——电动机备用系数；

9.81 ——重力加速度值；

273.15 ——开尔文温度；

0.9 ——电动机效率。

4.3 水泵增加能耗

由于水侧设计方案为主路截流取水，因此会增加凝结水泵能耗，增加能耗如下：

1） 凝结水泵增加功率

P1=9.81×20/3600/0.85×1651=106 kW

式中 20 m ——凝结水泵增加的扬程；

0.85 ——凝结水增压泵效率；

1651 t/h——BMCR工况凝结水泵流量。

2）新增热媒增压水泵功率

热媒增压泵及辅助循环泵用于凝结水在低加与低温省煤器循环出力，额定工况运行时凝结水流量为872.46t/h，热媒增压泵及辅助循环泵额定工况下单台流量1460t/h，按照额定工况计算，需要系数为0.6。

P2=450kW×0.6=270kW。

3）新增热媒辅助水泵功率

P3=132kW×0.6=79.2kW。

4.4 技改综合能耗计算

节约功率为4333.56kW，引风机增加能耗为60kW，水泵增加能耗为106+270+79.2=455.2kW。按照年利用小时数5500h计算，可发电（4333.56-60-455.2）×5500=2100.10万kWh。根据中电联2018年全国电力工业统计快报，电厂供电标煤耗308g/kWh；折标系数暂按3.08tce/万kWh计算，折标煤6468.30t/a。

5.结语

节能已成为时代的主题，缓解能源供需矛盾，促进国民经济可持续健康发展，促进产业结构调整和升级。对于耗能大户的节能技术改造方兴未艾，在计算节能相关指标时需要多方考虑，谨慎细心计算。新增设备能耗以及由于新增设备导致系统其他设备出力增加的能耗都需要进行逐一核算。