煤电升级改造背景下烟气余热利用节能效益对比评估

2024-03-05王华霆陈衡徐钢安吉振

发电技术 2024年1期

王华霆，陈衡，徐钢，安吉振

（热电生产过程污染物监测与控制北京市重点实验室(华北电力大学)，北京市昌平区102206）

0 引言

煤电行业是燃煤消耗的重点产业之一，是我国节能减排工作的重点管控产业。“十一五”到“十三五”时期，中国深入推进煤电节能减排提升技术改造，火电供电煤耗水平不断降低。2020年我国6 000 kW及以上的火电厂平均供电标准煤耗约为305.5 g/(kW⋅h)，比2015年、2010年、2005年分别降低9.9、27.5、64.5 g/(kW⋅h)。以2005年为基础年，2006—2020年，我国电力煤耗的降低累计削减CO2排放量66.7亿t，对我国电力行业CO2减排的贡献约为36%，从而有效降低了我国电力行业CO2排放量的增幅。目前我国仅供电行业与供热行业排放的CO2占我国排放量的比例就已经达到40%以上。所以，进一步提升能源利用效率的最有效措施之一是深入推动我国煤电机组节能降耗工作，这对于完成我国电力行业碳排放量达峰，乃至我国“碳达峰、碳中和”目标都有着重要意义[1-2]。

一次再热机组由于锅炉排烟温度高，排烟余热资源丰富，若能回收利用排烟余热，机组的节能潜力可进一步提高。国内的研究人员已经对燃煤电站余热利用技术展开了大量的研究[3-9]，无论是在一次再热机组还是二次再热机组领域都做了大量的研究工作[10-17]。

本文以某630 MW一次再热机组为例，模拟了低温省煤方案、二级低温省煤器方案、旁路烟道方案及机炉耦合方案4种余热利用方式的流程，并对4种方案的节能效果与经济效益进行对比，为我国电力行业节能减排的升级改造提供借鉴。

1 案例机组介绍

案例机组系统示意图如图1所示。表1为机组的热力参数。

表1 案例余热回收机组的基础参数Tab.1 Basic parameters of heat recovery unit in case

图1 案例机组系统示意图Fig.1 Case unit system diagram

2 余热利用方案

实际生产过程中，为提高朗肯循环的平均吸热温度，从而提高电站发电效率、降低能耗，通常燃煤电站都会设置回热系统，该回热系统可以将部分蒸汽抽取出来用以加热凝结水/给水。虽然回热系统抽取蒸汽加热凝结水提高了凝结水温度，但是抽取的蒸汽也会因此凝结成相应压力下的饱和水而失去做功能力，从而减少机组总出功。

2.1 低温省煤器方案

本方案主要通过在锅炉尾部布置低温省煤器的方式进一步降低锅炉排烟温度，回收排烟余热，将热量注入汽机侧回热系统中，替代加热凝结水，节约汽轮机抽汽，从而起到节能的效果，该方案系统示意图如图2所示。

图2 低温省煤器方案系统示意图Fig.2 Sschematic diagram of low temperature economizer scheme system

2.2 二级低温省煤器方案

本方案将低温省煤器分为2级布置，由于经过引风机会使烟气有一定的温升，所以节能效果略优于低温省煤器方案，该方案系统示意图如图3所示。

图3 二级低温省煤器方案系统示意图Fig.3 Schematic diagram of two-stage low temperature economizer system

2.3 旁路烟道方案

根据热力学第二定律，无论回收的烟气能量有多大，低温省煤器内的介质温度也无法超过锅炉排烟温度，因此至多能替代低温段的抽汽(提高排烟温度以提高系统节能效果的行为将导致锅炉效率下降，并不可取)，节能效果相对有限。若能提高可利用烟气的温度，便可将凝结水加热到更高温度，从而提升节能效果。由于回热系统的最高水温一般低于300 ℃，这刚好和空预器的烟气温度相差不大，在空预器设置旁路烟道形成旁路烟道方案，可进一步提高节能效果，该方案系统示意如图4所示。

图4 旁路烟道方案系统示意图Fig.4 Schematic diagram of bypass flue scheme system

旁路烟道系统将锅炉岛与汽机岛之间热质传递过程的流程壁垒打破，将烟气、空气、给水、凝结水和蒸汽等统一视为系统能量利用过程中的放热和吸热介质进行耦合集成，实现利用低品位蒸汽或凝结水热量置换出高品位烟气热量的效果。旁路烟道系统将省煤器出口之后的锅炉尾部分隔成主烟道和旁路烟道，主烟道中布置主空预器，预热进锅炉之前的冷空气，在旁路排烟口中布置有高、低温烟-水换热器，加热锅炉给水和凝结水。在主烟道中与旁路烟道出口的2股烟气汇合流入合流烟道，并在合流烟道中设有前置式空预器来预热冷空气，以补偿因烟气分流引起的空气吸热量不足。而旁路烟口系统则利用了省煤器出口的高温排烟热量，能够预热较高水温的锅炉给水和凝结水，从而排挤汽轮机的较高品位抽汽。

2.4 机炉耦合方案

该方案主要是在旁路烟道方案的基础上，通过进一步加强锅炉和汽机之间的耦合集成程度，从而引出部分低温凝结水对空气进行加热，进而将空气在高段升温时所需要的热能降低，排挤更多高温烟气流入旁路烟道，从而提高旁路烟道方案的节能效益。因此，相比于旁路烟道方案，该机炉耦合方案以多抽6号、7号低压抽汽的代价，置换出了前几级高压抽汽，而这部分高压抽汽可在汽轮机中继续做功，从而增加机组的总出功，进一步减少机组煤耗。

如前所述，旁路烟道方案中的前置式空预器处依旧有较大的换热温差，还能继续优化。因此抽引低温凝结水预热空气，排挤更多高温烟气进入旁路烟道，该方案系统示意如图5所示。

图5 机炉耦合方案系统示意图Fig.5 Schematic diagram of machine-furnace coupling scheme system

3 建模与分析方法

本文利用EBSILON软件进行热力建模[18]。以案例机组的汽水过程原则性热力图(平衡图)为基准，对此模型进行了精确性验证。该模型最终发电功率为630.10 MW，发电效率为46.35%，发电热耗率为7 767.48 kJ/(kW⋅h)。

模型参数误差分析如表2所示，其中THA工况指热耗率验收工况。从表2中可以看出，在以机组平衡图初始参数(压力、温度、流量、抽汽及管道压损)及再热蒸汽参数和排汽参数作为模型输入参数对机组进行验证，由模型计算得到的各项参数与设计值相差不大，各段抽汽压力和抽汽流量的误差都在可控的范围内。最终，机组发电功率误差为0.02%，热耗率误差为0.1%，相差很小。由此可知案例机组模型的计算结果基本可靠，可用于后续研究。

表2 案例机组THA工况模型检验Tab.2 Condition model test of case unit THA

4种余热利用方案的节能效果通过供电煤耗率b进行表征，其表达式为

式中：q为机组热耗率，kJ/(kW⋅h)；Lfcy为厂用电率。

4 结果与讨论

4.1 各余热利用方案参数

4.1.1 低温省煤器方案和二级低温省煤器方案参数

机组布置低温省煤器回收锅炉烟气余热实现节能。案例机组排烟温度设置为90 ℃，而引风机之后的烟气温度为127 ℃，与排烟温度有37 ℃的温差[19]，将8号低温加热器之前的凝结水抽引出来回收排烟余热，凝结水被烟气加热后返回6号低温加热器入口，这就等于用烟气的热量加热了8段抽汽，计算结果如表3、4所示。

表3 低温省煤器方案特性参数及节能效果Tab.3 Characteristic parameters and energy saving effect of low-temperature economizer scheme

表4 二级低温省煤器方案特性参数及节能效果Tab.4 Characteristic parameters and energy saving effect of secondary low temperature economizer

4.1.2 旁路烟道方案参数

由于低温腐蚀和空预器出口烟温等的限制，前2种方案节能效果并不是十分理想，而旁路烟道方案可以将烟气的利用范围扩大至空气预热器入口，从而替代更高品位的抽汽，取得更加理想的节能效果，计算结果如表5所示。

表5 旁路烟道方案主要换热器性能参数Tab.5 Main heat exchanger performance parameters of bypass flue scheme

从表5中数据可以得知，旁路烟道方案重新构建了锅炉空预器之前的烟气－空气换热流程，一、二次风先经过前置式空预器的预热再进入空预器。

4.1.3 机炉耦合方案

旁路烟道方案中的前置式空预器处依旧具有相当大的换热温差，还能够继续进行优化。因此可抽引低温凝结水预热空气，排挤更多高温烟气进入旁路烟道，表6为机炉耦合方案主要换热器性能参数。

表6 机炉耦合方案主要换热器性能参数Tab.6 Main heat exchanger performance parameters of machine-furnace coupling scheme

4.2 各种余热利用方案节能效果对比

4种方案的节能效果如表7所示，与案例机组相比，低温省煤器方案可以降低供电煤耗1.88 g/(kW⋅h)；二级低温省煤器方案可以降低供电煤耗2.16 g/(kW⋅h)。旁路烟道方案中，系统功率输出增加了6.12 MW，供电煤耗比案例机组下降2.29 g/(kW⋅h)；机炉耦合方案中，系统出功增加了7.16 MW，供电煤耗为279.07 g/(kW⋅h)，比案例机组下降2.66 g/(kW⋅h)，节能效果为4种方案中最优。