深度余热利用对锅炉影响的分析

吴华栋，沈应强，段丽红，王新华，王 涛

(1.武汉锅炉股份有限公司，武汉 430205；2.北重阿尔斯通(北京)电气装备有限公司，北京 100040)

采用深度余热利用技术可以减少汽轮机回热抽汽，相应地增加汽轮机做功量、减少锅炉蒸发量。为了最大效率地利用现有能源，深度余热利用技术在项目上得到了越来越多的应用。深度余热利用技术对能量进行综合梯级利用，采用“分配得当、各得其所、温度对口、梯级利用”的策略。深度余热利用通常采用在空气预热器进口烟道上抽取一部分烟气来加热低压凝结水和高压给水，减少高压加热器、低压加热器(简称低加)的抽汽，提高汽轮机有效做功能力；同时，采用在脱硫塔前的烟道中布置低低温省煤器将排烟热量进一步回收来加热空气预热器进风，提高空气预热器进风温度，减少空气预热器的冷端腐蚀，提高燃烧效率。

深度余热利用产生的效益直接作为增益计入效率进行计算，降低了汽轮机热耗，从而进一步降低了整厂煤耗。但是，在电厂排烟温度相同的情况下，对于采用烟气余热利用技术是否提高电厂效率还存在争议。张建中等[1]研究了多种抽取空气预热器进口部分高温烟气用于加热高压给水/低压凝结水的方案，并引进了新的“汽锅侧排烟损失”和“汽锅侧锅炉效率”进行分析，结果表明：机炉耦合的深度余热利用中，采用旁路烟道未必能够得到更好的热经济性。马有福等[2]得出空气预热器旁路烟道方案可以在不降低锅炉效率条件下，使汽轮机侧得到最优热经济性时，所增加的投资回收时间较短。

笔者综合考虑锅炉侧参数和汽轮机侧参数，分析深度余热利用技术对整个电厂的热经济性的影响及其他一些需要注意的问题。

1 机组概况

以常规660 MW二次再热塔式锅炉为基础，验证从无烟气旁路到有烟气旁路，并且余热容量逐渐增加时，相关设计参数的变化。7种工况的划分见表1，各工况下的机组运行参数见表2。

表1 7种工况的划分

表2 各工况下机组运行参数

锅炉参数为超超临界，设计煤种为低水分烟煤，采用2台三分仓空气预热器，并且配置6台中速磨煤机，炉膛下部水冷壁采用螺旋管圈，炉膛上部垂直段为一级过热器。在保证机组负荷为660 MW且不变的情况下，逐渐增大旁路回收的热量，分析深度余热利用技术对锅炉效率、汽轮机效率和电厂经济性的影响。

2 烟气余热利用技术的影响

2.1 对锅炉蒸汽侧的影响

锅炉蒸汽侧总吸热量的变化见图1。

图1 不同工况下锅炉蒸汽侧总吸热量

随着余热容量的增加，回热抽汽减少，汽轮机做功增加，导致锅炉蒸发量减少，进而导致锅炉蒸汽侧总吸热量逐渐减少。无余热利用时锅炉蒸发量最大，需要的受热面最多，所以锅炉蒸汽侧受热面布置应该以无余热利用为设计基准，但该工况不是最恶劣的工况。

2.2 对锅炉烟气侧的影响

锅炉总输出热量的变化见图2。旁路回收的热量也是来自锅炉输出的能量，所以随着余热容量的增加，锅炉总输入热量是增加的，并且余热容量的增加幅度大于蒸汽侧吸热量的减少幅度。与无余热利用相比，采用余热利用时锅炉耗煤量大、烟气量大，但是蒸汽量小。因此，锅炉烟气侧应以余热容量最大时为设计基准，选取炉膛尺寸，核算脱硝的能力，选取风机、磨煤机等设备，同时核算管子壁温、汽水侧不平衡参数等相关参数，以保证锅炉受热面的运行安全。

图2 不同工况下锅炉总输出热量

值得注意的是，对于工况2和工况3，余热容量都是18 MW，但是烟气余热分别加热低压凝结水和高压给水，导致汽轮机侧的收益明显不同。与加热低压凝结水相比，加热高压给水可以同时降低蒸汽侧吸热量，所以应尽量利用高能级的热量；但是由于高压给水温度较高，必须用低压凝结水降低排烟温度，尽可能利用烟气余热。

2.3 对计算锅炉效率的影响

2.3.1 计算边界的选取

从锅炉侧来看，根据ASME PTC4.1:1964Steam-generatingUnits—PowerTestCodes，余热利用系统所回收的热量并没有全部返回锅炉，处于锅炉边界之外。同时，由ASME PTC4.1:1964可得：余热利用的原理相当于增加了一级省煤器，只是回收的热量并没有回到锅炉，所以在效率计算中不应包含这部分热量，该余热旁路部分的烟气余热应全部作为损失进行考虑。此时，锅炉效率计算的烟气侧边界由空气预热器出口变为空气预热器出口和余热旁路的进口。折算后的排烟温度会远高于空气预热器出口温度，使锅炉烟气侧的损失增大，进而导致锅炉效率降低。

但是，国内也有电厂将锅炉的边界设定在空气预热器出口烟道和旁路烟道的混合点之后，即将旁路部分纳入锅炉边界内。这部分热量则被当作锅炉的收益，锅炉效率将大大提高(提高1.0百分点～1.5百分点)，但是汽轮机效率计算不应再次计算该部分热量。

2.3.2 参考温度的选取

(1)在ASME PTC4.1:1964中需要规定一个参考温度，这是计算效率的基准。在无余热利用时，通常会取空气预热器进口风温作为参考温度，所有的损失都会按照该温度进行计算。对于配置余热利用的机组，通常会由水媒换热器将低低温省煤器回收的热量来加热空气预热器进口冷风，所以空气预热器进口风温可能高达60 ℃以上。如取空气预热器进口风温为参考温度，由于燃料的温度通常在环境温度附近，而锅炉效率计算是采用同一个参考温度，燃料中的水和氢燃烧的损失也需要用60 ℃或更高温度来计算，因此烟气焓降明显减少，对应的损失减小。参考温度分别为25 ℃和60 ℃时，计算的燃料中水和氢燃烧的损失率相差约0.3百分点。但是，这只是概念上的比较，在实际情况中，效率是一个相对值，无法在不同的参考温度下进行比较。在计算配置余热利用锅炉的效率时，需要明确参考温度。计算时，也可以将参考温度设置为环境温度(如25 ℃)，计算得到燃料中的水和氢燃烧的损失较为合理，与参考温度为60 ℃相比，干烟气损失将明显变大，但是可以将空气从25 ℃到60 ℃所产生的焓增作为增益，或者采用修正排烟温度的方式进行计算。

(2)ASME PTC4：2013FiredSteamGenerators—PerformanceTestCodes明确规定参考温度为25 ℃，分项考虑干烟气损失和空气的焓增增益，分别对其进行计算。

(3)GB/T 10184—2015 《电站锅炉性能试验规程》明确规定参考温度为25 ℃。

2.3.3 标准的选取

采用ASME PTC4.1：1964时，选取的参考温度不同，所以计算的锅炉效率没有可比性；ASME PTC4:2013中规定了参考温度(25 ℃)，偏离参考温度时都需要进行修正，所以采用ASME PTC4:2013计算的锅炉效率才具有横向比较的意义[3]。在本文中，所设定边界为空气预热器出口(非混合点之后)，同时空气预热器型号和换热面积不变。

采用不同标准计算得到的锅炉效率见图3。

图3 不同工况下计算得到的锅炉效率

2.4 对空气预热器出口烟温的影响

在实际运行中，余热旁路对外供热能力取决于余热容量，而余热旁路烟气也将直接影响空气预热器出口烟温，进而影响锅炉效率，具体见图4与图5。

图4 不同工况下余热旁路烟气份额

图5 不同工况下空气预热器出口烟温

由图4和图5可得：随着供给汽轮机热量的增加，余热容量增大，空气预热器出口烟温逐渐降低。工况4时，余热容量为36 MW，此时余热旁路烟气份额已经超过20%，空气预热器出口烟温降低到109 ℃。工况5时，排烟温度降低到90 ℃，已经不能满足锅炉的正常运行。因此，建议余热容量不宜超过30 MW。

2.5 对汽轮机效率的影响

汽轮机热耗和汽轮机效率的变化见图6。

图6 不同工况下汽轮机热耗及汽轮机效率

由图6可得：随着余热容量的增加，汽轮机热耗逐渐降低，汽轮机效率相应地增加，特别是对于工况2和工况3，2种工况下余热容量一样，但是加热对象不同，产生的增益区别较大，即加热高压给水具有更好的增益。

2.6 对供电煤耗的影响

电厂供电煤耗的变化见图7。

图7 不同工况下电厂供电煤耗

由图7可得：以不采用深度余热利用技术为基准，采用该技术后电厂节约的供电煤耗有限，按照ASME PTC4:2013计算时节约供电煤耗约2 g/(kW·h)，按照ASME PTC4.1:1964计算供电煤耗无节约反而增加1 g/(kW·h)。因此，余热容量的选取及余热的利用方式会影响电厂供电煤耗的计算。

3 结语

根据不同的旁路余热容量和锅炉效率计算标准，结合汽轮机侧进行模拟计算，得出了如下结论：

(1)采用深度余热利用技术的机组进行效率测试时，应明确所使用的标准。如采用ASME PTC4.1:1964，则应进一步明确参考温度。

(2)加热高压给水对于降低汽轮机热耗效果优于加热低压凝结水。

(3)当余热容量大于30 MW时，由于余热容量的增加，空气预热器出口风温已难以满足锅炉正常运行的需要，同时会导致旁路硬件成本急剧增加。

(4)按照节约电厂供电煤耗为2 g/(kW·h)、年发电时间为5 000 h、煤价为500元/t、余热旁路造价为1 500万元进行计算，则回收投资需要4.5 a。在本文中，未考虑旁路省煤器的传热损失，也未考虑增加检修工作量、运行维护等其他成本。

对于燃用常规低水分烟煤的机组，不采用深度余热利用技术的常规设计完全可以实现排烟温度最低化、锅炉效率最大化。从计算结果来看，深度余热利用技术在燃用常规低水分烟煤的机组上没有明显的增益。空气预热器旁路省煤器系统主要应用于高水分褐煤锅炉。褐煤水分含量高，燃烧后烟气量太大，空气预热器很难将排烟温度降低到120 ℃，排烟损失巨大。因此，采用深度余热利用技术，可以有效降低排烟温度，进而提高整厂效率，其经济效益可观。