热风再循环机炉耦合高效发电系统变负荷性能仿真及优化

马有福，王梓文，吕俊复

（1 上海理工大学能源与动力工程学院，上海 市动力工程多相流动与传热重点实验室，上海 200093；2 清华大学能源与动力工程系，热科 学与动力工程教育部重点实验室，北京 100084）

提高能源利用效率是减少温室气体排放最有效的手段，国际能源署的报告显示，到2040年能源效率的提升可以完成《巴黎协议》减排目标的44%，是对碳减排贡献最大的一项。其次才是可再生能源利用（36%）、碳捕捉和储存（9%）、核能利用（6%）以及其他减排手段（5%）。火力发电是目前全球主要供电来源，也是温室气体的主要来源之一，2019年全球总发电量中火电占62.8%，在中国火电占比达68.9%。因此，提高火电机组发电效率、降低煤炭消耗，不仅可降低发电成本创造经济效益，更是直接从源头上减少由化石燃料燃烧引起的温室气体排放。

电站锅炉的排烟温度常在120～150℃范围，排烟热损失是火电厂热损失中较大的一项，一般占锅炉总输入热量的4%～8%。随着低温电除尘器技术的日趋成熟，除尘器入口烟温可低至90℃，使锅炉排烟余热的回收利用成为可能。为此，国内外学者提出了以低压省煤器为代表的机炉耦合系统、有机朗肯循环、吸收式热泵等多种锅炉排烟余热回收利用方案。其中，机炉耦合系统（又称锅炉冷端优化系统）属于现有电厂热力系统的进一步优化，无须另外增设发电系统，非常适宜于在役大型火电厂的节能升级改造。

低压省煤器回收排烟余热用于加热机组低压凝结水，是当前已广泛应用的机炉耦合系统。与低压省煤器相比，在空气预热器前分流一部分烟气，在空气预热器旁通烟道内依次加热机组高压给水与低压凝结水可获得更高节能效益。在相同的烟气余热回收量下，旁通烟道系统的节能效益约为低压省煤器系统的2 倍。旁通烟道系统虽已提出多年，但在工程实践中应用不多，主要原因是烟气与机组给水、凝结水通过管束换热时，含灰酸性烟气通过磨损或腐蚀使换热管泄漏的风险较大，对机组安全可靠运行不利。

为充分利用旁通烟道系统的节能优势并克服其在受热面运行安全性方面的不足，本文作者课题组提出了基于空气预热器热风再循环回收锅炉尾部烟气余热的机炉耦合发电系统。该系统充分利用回转式空气预热器蓄热式换热在抗磨损、抗腐蚀方面的优势，将烟气热量传递给清洁的空气，进而采用热风与机组的给水、凝结水换热，从而提高烟气余热回收系统的运行可靠性并节省受热面投资。

出于控制温室气体排放的目的，长远来看，火电机组将逐步向调节型电源转变，机组变负荷运行将成为常态。随机组负荷降低，锅炉空气预热器出口烟温降低，若控制不好，会导致空气预热器冷端受热面严重低温腐蚀和电除尘器积灰，影响机组安全运行。以往对旁通烟道系统或热风再循环机炉耦合发电系统的分析及研究都是基于机组额定出力工况，对此类机炉耦合系统的变负荷运行特性以及机组热力性能随负荷的变化仍不清楚。

为推进该发电系统付诸应用，本文以某在役600MW 烟煤机组为实例，通过Ebsilon 软件对不同负荷下的热风再循环机炉耦合发电系统进行仿真，分析负荷改变对该系统热经济性及受热面安全性的影响。进而以高效发电且受热面安全为目标，提出了该新型机炉耦合发电系统的优化方案，并给出了600MW 实例机组在不同负荷下应用该发电系统的热经济性。

1 负荷对热风再循环机炉耦合发电系统的影响分析

1.1 热风再循环机炉耦合发电系统

基于热风再循环回收烟气余热的机炉耦合高效发电（HAR）系统的工作原理如图1所示。与常规发电系统相比，该系统中锅炉空气预热器（空预器）二次风仓的空气量更多。二次风仓的空气在空预器中吸收烟气热量后在出口被分流，一部分作为助燃风（即二次风）进入炉膛以提供燃料燃烧所需氧气；另一部分热风作为烟气余热回收的中间换热介质，在再循环风道内依次流过高压省煤器（高省）、低压省煤器（低省），从而将烟气余热传递给汽轮机回热系统中的机组给水与凝结水，由此节省汽轮机抽汽。节省的抽汽在汽轮机中继续膨胀做功，使机组发电量增大。从发电系统全局看，HAR 系统使机组发电效率提高，而且因所节省抽汽的品质提高，其节能效益明显高于传统的低压省煤器。因此HAR 系统显示出优越的技术经济性，据分析，回收一600MW烟煤机组排烟从122℃降至90℃的余热时，余热回收系统初投资982 万元，年运行维护费39万元，年净节煤收益826万元，投资回收期仅1.34年。

图1 热风再循环机炉耦合发电系统原理

在常规电站锅炉中，降低排烟温度可减小排烟热损失从而提高锅炉热效率，但同时也要维持空预器冷端金属温度不低于70℃，从而保证受热面不发生严重低温腐蚀。烟气余热回收使锅炉排烟温度降低，余热回收量随排烟温度降低而增大，有利于提高电厂效率。另外，为维持灰的流动性，保证电除尘器内积灰顺利排出，排烟温度不宜低于90℃。因此余热回收系统的任务是在不同的机组负荷下，回收锅炉排烟由原有排烟温度降低至90℃所放出的热量。但此时需特别注意如何维持空预器冷端金属温度，从而在回收烟气余热高效发电的同时保证回转式空预器安全可靠运行。

在旁通烟道系统中，为维持合理的空预器冷端金属温度，回转式空预器的烟气侧下游增设了以水为中间换热媒介的前置式空预器。由图1 可知，HAR 系统中取消了前置式空预器，使得烟气余热回收系统工艺更简洁，换热设备投资也更小。为维持空预器冷端金属温度（即空预器的出口烟温与入口风温之和不低于140℃），HAR 系统在一次风机与空预器之间布置了由凝结水加热的暖风器以调节空预器一次风入口风温；空预器二次风入口风温为低省出口循环风与二次风机出口冷风混合后的温度，故通过调节高省、低省吸热量改变再循环风道出口风温予以控制。

1.2 负荷对HAR系统安全高效运行的影响分析

随机组负荷降低，锅炉燃煤量、送风量和烟气量相应减少，锅炉空预器入口烟温、排烟温度和热风温度均趋于降低。即锅炉换热总体上呈对流特性，排烟温度随负荷降低而降低。这意味着在低负荷下要更留意锅炉尾部受热面低温腐蚀控制。因此探明负荷对烟气余热回收系统内受热面安全性的影响，提出相应的低温腐蚀控制方法，对机组安全可靠运行具有重要意义。另外，由于锅炉排烟温度随负荷降低而降低，但排烟余热回收的温度下限（90℃）并不随负荷而改变，故对应于单位发电量的可回收烟气余热量随负荷降低而减少，即机炉耦合机组的节能效益随负荷降低而减小。但关于HAR 系统热经济性随负荷的变化程度目前仍不清楚。

由图1 可见，负荷对HAR 系统的影响与空预器、高省、低省等换热设备的变工况运行密切相关，也与原有锅炉与汽轮机组的众多热工参数相关。因此本文采用仿真方法，研究HAR 系统内工质流、热流的分配及温度变化特性，从而获得负荷对HAR系统运行安全性及其节能效益的影响。

2 实例机组与仿真模型

2.1 实例机组与仿真软件

本文以某一次再热超超临界燃烟煤600MW 机组为实例机组。该机组在热耗率验收（THA）工况下，锅炉燃煤量213.4t/h、空预器进口烟温356.4℃、排烟温度122℃，一次风和二次风温度分别为312℃和324℃，汽耗率2.70kg/(kW·h)、热耗率7424kJ/(kW·h)。

本文通过Ebsilon 热力系统仿真软件研究机组负荷对HAR 系统热力性能的影响。首先通过该软件对实例机组建立仿真模型并计算，从而验证仿真结果的准确性。结果表明，在THA 为50%、75%、100%三个不同负荷下，机组发电煤耗仿真结果与设计值的相对偏差均小于0.2%，排烟温度、一次风和二次风温度等相关参数的仿真结果与设计值的相对偏差小于0.5%，说明仿真模型具有较高精度。继而，采用热风再循环机炉耦合发电技术对实例机组进行余热回收，并建立相应的HAR 系统仿真模型，通过该软件中的off-design 模式研究负荷对HAR系统热力性能的影响。

2.2 锅炉及余热回收系统仿真模型

图2为锅炉及余热回收系统仿真模型。鉴于锅炉本体受热面与原锅炉相同，因此将炉膛、水冷壁、过热器、再热器、省煤器等部件简化至一个组件中，即图2 中的“炉膛与本体受热面”。在机组不同负荷下仿真时，该组件的出口烟温与原实例机组的省煤器出口烟温保持一致。在烟气余热回收系统中，改造或新增的受热面包括回转式空预器、高省、低省以及一次风暖风器等，这些受热面均采用单独的换热器组件，并通过工质流与上下游组件连接。

图2 HAR系统的锅炉及烟气余热回收系统仿真模型

机组负荷变化时，烟气余热回收系统中各受热面内冷、热工质的流量及温度均随之改变，因此仿真模型需准确反映已有换热装置在变工况运行时的换热性能。其中，回转式空预器的换热性能取决于烟气、空气分别与蓄热元件的对流换热，高省、低省和一次风暖风器的换热性能取决于空气横掠管束的对流换热。

根据锅炉机组热力计算标准方法，HAR系统中的管束式与回转式受热面的总传热系数分别由式(1)、式(2)确定。

式中，、分别为管束式、回转式受热面的总传热系数，W/(m·℃)；和、分别为空气横掠管束和烟气、空气冲刷蓄热板的对流换热系数，W/(m·℃)；、分别为回转式空预器受热面利用系数与修正系数，取0.9 和1.0；、分别为空预器中烟气与空气流通面积占总流通面积的份额，取0.52和0.48。

根据热力计算标准中的相关对流换热系数关联式，在变工况运行时，较之于机组THA 工况（即软件中的设计工况）下，非设计工况下余热回收系统内各受热面的对流换热系数与相关工质流量及工质物性的关系见式(3)、式(4)。

式中，、分别为管式、回转式换热装置的相对对流换热系数，量纲为1；为流体质量流量，t/h；为 流 体 密 度，kg/m；为 流 体 热 导 率，W/(m·℃)；为流体动力黏度，Pa·s；c为流体定压比热容，kJ/(kg·℃)；上角标d 与o 分别表示设计工况与非设计工况。

基于在设计工况下输入的受热面面积及对流换热系数等参数，由式(1)～式(4)可知，仿真模型可反映余热回收各受热面在变工况运行时的换热性能。

2.3 汽轮机及回热系统模型

图3为汽轮机及其回热系统的仿真模型。机组变负荷运行方式为滑压运行，滑压曲线采用软件内置的火电厂运行滑压曲线，此时各级抽汽压力由弗留格尔公式确定。

图3 HAR系统的汽轮机组仿真模型

3 HAR系统变负荷性能仿真

3.1 负荷对HAR系统热力性能的影响

图3 所示为现有的HAR 系统，其基本原理是利用热风再循环，回收锅炉排烟由原排烟温度降至90℃所放出的余热至汽轮机回热系统，从而提高发电系统的发电效率。本文首先对现有HAR 系统进行变负荷仿真。在THA 工况下，使空预器进口一次风、二次风的暖风温度均为50℃。保持现有HAR 系统在THA 工况下的热风再循环率、高省旁通水率、低省旁通水率及一次风暖风器抽水率均不变，获得机组热经济性随负荷的变化。结果表明，随负荷由100%THA 降至50%THA，机组标煤节煤效益由3.32g/(kW·h)降至2.74g/(kW·h)。

3.2 负荷对HAR系统受热面安全性的影响

仿真结果表明，随机组负荷减小，回转式空预器的排烟温度以及一、二次风入口温度均降低，如图4所示。这是因为随负荷减小，空预器入口烟温降低使得最终排烟温度下降，同时空预器出口热风温度也降低，致使循环风与二次风混合后的二次风入口风温下降，加热器出口凝结水温降低使得一次风入口风温下降。与THA 工况相比，在50%THA负荷下空预器的排烟温度与冷端金属温度降低了11.5℃和17.4℃。这说明随负荷减小，空预器冷端金属温度降低，空预器冷端受热面面临严重低温腐蚀与积灰风险。因此，如何在机组全负荷范围内保证锅炉尾部余热回收系统的受热面安全，是一个有待解决的重要问题。

图4 空预器冷端各介质温度随负荷的变化

若以排烟温度90℃为目标调节热风再循环率（循环风量占空预器入口二次风总风量的比率），以高省出口水温与锅炉给水温度相同为目标调节高省旁通水率（高省水量占给水泵出口水量的比率），以空预器入口一、二次风温度50℃为目标调节暖风器旁通水率（进入暖风器的水量占2加热器出口总水量的比率）、低省旁通水率（低省水量占3加热器出口总水量的比率），对现有HAR 系统进行仿真，获得的主要性能参数见表1。由表1 可知，随负荷降低，通过引入更多凝结水至一次风暖风器，能够将空预器一次风入口温度维持在50℃。但难将二次风入口温度提高至50℃，或者说，随负荷降低，低省旁通水率大幅减小，超出了管内能够带出气泡的工质流速安全下限。若进一步由调低高省旁通水率来提高再循环风道的出口风温，会使高省同样面临工质流速过低的问题，而且锅炉给水温度会升高，影响锅炉汽温特性。

表1 现有HAR系统变负荷调整运行时的主要参数

4 HAR系统优化及仿真

4.1 HAR优化系统

为保证HAR 系统在全负荷范围内安全高效运行，本文提出在余热回收系统中增设热量旁通管的优化方案，优化后的HAR 系统如图5 所示。通过增设热量旁通管，从二次风出口分流部分热循环风（调温风）至低省出口，定义调温风量占再循环风总量的比率为调温风率。通过调节调温风率，使空预器冷端的二次风入口温度始终保持与机组THA工况时一致，由此在全负荷范围内保证受热面安全可靠运行。此时高省与低省的出口水温均可保持与对应加热器出口水温一致，而且管内工质流速均可维持在0.5m/s以上。

图5 HAR优化系统

4.2 HAR优化系统的运行安全性

对HAR 优化系统进行建模与变负荷仿真，获得系统在不同负荷下的运行参数，如表2所示。由表2可知，随负荷减小，再循环风率和高省、低省旁通水率均随之降低，调温风率逐渐增大。总体结果是，使空预器冷端金属温度维持在腐蚀速率较低的70℃附近，高省与低省内工质流速不随负荷减小而大幅降低，从而使得余热回收系统内受热面在全负荷范围内安全可靠运行。

表2 HAR优化系统在不同负荷下的运行参数

4.3 HAR优化系统的热经济性

表3 为不同负荷下HAR 优化系统的热经济性仿真结果。由表3可知，机炉耦合发电系统的节能效益随机组负荷降低而减小。在50%～100%THA负荷范围，应用HAR 优化系统可使机组的标煤发电煤耗降低1.94～3.32g/(kW·h)。与原有HAR 系统相比，随机组负荷从100%THA 降至50%THA，HAR优化系统的节煤效益减小了0～0.80g/(kW·h)。虽然在低负荷下优化系统的节能效益有所减少，但优化系统在不同负荷下始终保证了余热回收系统各受热面的运行安全性，符合发电机组实际运行的要求。

表3 HAR优化系统在不同负荷下的热经济性

4.4 HAR优化系统的运行控制方法

机炉耦合余热回收系统连接发电机组的锅炉与汽轮机回热系统，其涉及众多受热面、换热工质及其参数变动。为在机组实际运行中实现受热面安全与高效节能的统一，需建立清晰的余热回收系统各参数控制方法。针对HAR 优化系统，本文提出控制目标与调节参数如下：①以空预器出口排烟温度保持90℃为目标调节热风再循环率；②以空预器二次风进口温度保持50℃为目标调节调温风率；③以高省、低省出口水温分别与8、4回热加热器的出口水温度一致为目标调节高省、低省的旁通水率。余热回收系统的具体调节控制原理如图6所示，其中，再循环风率调节器以及高省、低省旁通水量调节器均引入了前馈信号，以减小负荷改变时温度的波动。

图6 HAR优化系统的运行调节控制原理

5 结论

基于热风再循环回收烟气余热的机炉耦合高效发电（HAR）系统具有节能、受热面投资少、运行安全性高等优点。本文以某600MW 烟煤机组为实例，利用Ebsilon 软件对HAR 系统进行变负荷仿真研究，提出了新的HAR 优化系统，解决了其在全负荷范围安全高效运行的问题，主要结论如下。

（1）随机组负荷减小，机炉耦合余热回收系统的排烟温度降低，使余热回收系统内受热面面临严重低温腐蚀风险。若通过在高负荷下减小余热回收量来保证低负荷下余热回收受热面安全性，又使余热回收的热经济性及技术经济性明显降低。如何在全负荷范围内使余热回收系统高效又安全地运行，是火电机组节能升级改造前需明确的重要问题。

（2）针对现有HAR 系统在低负荷下无法保证受热面安全性的问题，本文提出在余热回收系统中增设热量旁通管的优化方案。优化后的HAR 系统保留了使烟气余热用于节省高品质抽汽从而明显提高发电效率的优点，且能方便地调节相关受热面的金属壁温从而控制低温腐蚀。并提出了该系统的运行控制方法，从而推进该技术付诸应用。

（3）仿真结果表明，在50%～100% THA 负荷范围，采用HAR优化系统可使所分析的600MW烟煤机组的标煤煤耗降低1.94～3.32g/(kW·h)，达到了使锅炉尾部烟气余热回收系统在机组全负荷范围保持显著节能效益的目的。