煙氣余熱利用在火力發電廠的應用與分析

孫海風 李國棟

摘 要：該文介紹了火力發電廠煙氣余熱回收系統的原理和現狀，著重討論了某火力發電廠的煙氣余熱回收系統。通過對系統安裝位置、溫度控制和經濟性三個方面進行分析，指出當煙氣余熱回收裝置在系統不同安裝位置時，對系統設備安全和經濟運行的影響；通過對換熱裝置出口水溫控制策略的闡述，指出在防止系統低溫腐蝕的同時，最大程度提高煙氣余熱裝置換熱效率的措施；同時得出結論：在濕法脫硫系統的機組中，設置煙氣余熱回收系統能夠有效的提升機組經濟效益。

關鍵詞：火力發電 煙氣 余熱利用 火電廠

中圖分類號：X773 文獻標識碼：A 文章編號：1674-098X（2015）03（a）-0097-02

近年來，隨著中國經濟的高速發展，全國火電裝機容量也不斷攀升。一些大容量、高參數、低排放、調峰性能好的燃煤機組相繼投運，同時國家對于新投產機組在提高效率、節能環保、降低成本等方面也提出了更高的要求。

縱觀幾十年來火力發電技術的發展，提升機組效率的主要途徑是提高蒸汽參數。這是因為火力發電廠利用的是水蒸氣熱力循環，而對于熱力循環來說，提高初始壓力或溫度能夠最直接，也最有效地提高循環熱效率[1-2]。從表1可以看出，20世紀50年代時，蒸汽參數為亞臨界，蒸汽溫度僅為538℃，而到90年代時，蒸汽參數已經提升到超超臨界，蒸汽溫度達到了600℃，目前國際上甚至已經有30MPa，700℃的超超超臨界實驗機組正在運行了。然而，靠提高蒸汽參數的方式提高火力發電機組的效率，對水冷壁、汽輪機葉片等等的材料性能提出了更高的要求，而且對于在運機組來說不具有立即應用的可能性。

為了能夠在短期內提高在運機組的效率，許多行之有效的技術改造被提出并付諸實踐。其中，煙氣余熱利用系統就是一種切實可行的方案。在火力發電廠中，鍋爐的排煙熱損失占鍋爐熱損失的70%～80%。在我國一些投運時間較長的火電機組，鍋爐排煙溫度最高可達200℃左右，新投機組的鍋爐排煙溫度也在120～140℃左右[3]。如果能利用新的技術和工藝降低鍋爐排煙溫度，回收利用煙氣余熱，將有效降低火力發電廠的煤耗，節約能源，減少排放[4]。本文將以某電廠的煙氣余熱利用裝置為例，分析煙氣余熱利用系統在火力發電廠中的應用，并對其經濟性進行簡要的分析。

1 煙氣余熱利用系統

1.1 煙氣余熱換熱器的放置

煙氣余熱利用換熱器視其放置位置不同，可以分為兩種情況。

（1）煙氣余熱換熱器放置于空氣預熱器出口、靜電除塵器入口前的煙道上。這種放置方式在顯著降低鍋爐排煙溫度的同時，可使煙氣體積流量減小，降低引風機電流，同時提高除塵器的效率。

飛灰的比電阻隨溫度的降低而升高，因此電除塵器的效率隨之升高。但是煙氣溫度的降低增加了電除塵器防腐蝕的難度，同時增加了除塵器內堵灰的可能性。目前，國內電除塵器的低溫防腐蝕技術還不成熟，一旦除塵器因堵灰或腐蝕嚴重需要檢修，就會影響到整個機組的運行。而且余熱換熱器內的煙氣含有大量飛灰，換熱器低溫側將會面臨較嚴重的磨損。因此，這種放置方案不適宜采用。

（2）煙氣余熱換熱器放置于引風機出口，脫硫塔入口前。這樣放置不僅使凝結水吸收煙氣中的熱量，還降低進入脫硫塔的煙氣溫度，既減少了煙氣蒸發水耗量，又保護塔的防腐內襯。

與前一種放置方式不同，此處煙氣中的絕大部分飛灰已被除塵器除去，對換熱器來說基本不存在磨損和堵灰的問題。對于采用濕式石灰石—石膏煙氣脫硫工藝的機組，需采用噴淋減溫或GGH降低進入脫硫塔煙溫約80℃。以某1000MW機組為例，該工程將煙氣余熱利用系統放置在引風機后脫硫塔前，有效降低脫硫塔入口煙氣溫度的同時，減少了噴水減溫耗水量，并且回收余熱加熱凝結水，使機組效率得到有效提高。

1.2 煙氣余熱利用系統的溫度控制

煙氣余熱換熱器從根本上說是一套煙氣—水換熱器，用煙氣的熱量加熱水介質，與鍋爐本體設計中省煤器設計是類似的。煙氣余熱換熱器煙氣側位于引風機出口和脫硫塔入口前，水側的位置如圖1所示。8號低加出口的凝結水分為兩路，一路經過7號低加，另外一路經過煙氣余熱換熱器，兩路凝結水在6號低加前匯合進入6號低加。

考慮到換熱器中放置于脫硫塔前，煙氣中的二氧化硫等腐蝕性氣體會對換熱器造成損害。因此出于防止低溫腐蝕的目的，需要對換熱器入口的溫度進行良好的控制。同時，為了提高系統整體效率，需要控制煙氣余熱換熱器出口的溫度與7號低加出口的溫度一致。為了實現這兩個目標，該機組采用了一系列的溫度控制措施。

1.2.1 凝結水再循環

目前，國內火電機組承擔著電網調峰的任務，機組有大量的時間工作在非滿負荷工況下。在低負荷下，煙氣溫度較低，容易在煙氣余熱換熱器中結露，造成低溫腐蝕。為了解決此問題，該機組添加了凝結水再循環系統：在煙氣回熱加熱器的出口引一部分水至加熱器入口，與較低溫度的凝結水混合，從而提高換熱器入口水溫（冷側溫度），使其高于結露最低溫度，從而降低低溫腐蝕的影響。

在實際使用中，當機組處于30%負荷以下時，由于煙氣溫度過低，不投入煙氣余熱利用系統，當負荷為30%～75%時，煙氣余熱利用系統投入，同時啟動凝結水再循環系統，控制換熱器入口水溫，當機組負荷大于75%時，不再投入凝結水再循環系統。

1.2.2 入口溫度控制

如圖1所示，該機組還在煙氣余熱換熱器前設置了一路減溫水。從軸加出口直接引至煙氣余熱換熱器入口，與8號低加出口水混合。設置這一路的目的在于提高換熱器的換熱效率。雖然換熱器入口水溫高有利于減少低溫腐蝕的危害，但是水溫高會導致氣水兩側溫差減小，換熱效果下降，達不到回收熱量的目的。所以，通過減溫水能夠使換熱器入口水溫不至于過高。

1.2.3 出口溫度控制

從換熱效率的角度考慮，由于7號低加和余熱換熱器是并聯的關系，因此在其出口水溫相等時，系統熱效率最高。

在系統設計中，7號低加出口處加裝了調節門，用以控制進入7號低加和余熱換熱器的水量，從而實現兩者出口水溫相等的目的。在系統運行中，當熱量回收裝置出水溫度低于7號低加出水溫度時，開打調節門開度，增加7號低加進入流量，減少熱量回收裝置進水流量，直至熱量回收裝置出水溫度和7號低加出水溫度相等；當熱量回收裝置出水溫度高于7號低加出水溫度時，減小調節門開度，減小7號低加進水流量，增加熱量回收裝置進水流量，直至熱量回收裝置出水溫度和7號低加出水溫度相等。

1.3 經濟性分析

同樣以某1000MW機組為例，吸收塔的入口煙氣溫度為約120℃，經過噴淋、脫硫，最終降低到50℃排出，在這個過程中浪費了大量的水和熱量。而加裝了煙氣余熱回收裝置后，換熱器煙氣側入口溫度120℃，出口溫度90℃，水側入口溫度50℃，出口溫度100℃。一方面脫硫塔入口煙溫降低，在脫硫塔內由于噴淋造成的熱損失和水損失大幅度減少；另外一方面，煙氣的余熱通過換熱器被凝結水回收，提高了機組的熱效率。

從圖1中還可以看出來，8號低加出口的凝結水只有部分進入7號低加，因此7號低加用于加熱凝結水的蒸汽量就減少了，即減少了從低壓缸的抽汽。所以采用了煙氣余熱換熱系統后，機組整體的耗汽量會得到減少。

某1000MW機組在增加了煙氣余熱換熱系統后，實現年節水30萬噸，煤耗從273g/kWh降低到272g/kWh，此兩項一年可節省190萬元。而煙氣余熱系統的改造費用為750萬元，因此，4年后可收回成本并實現持續性的利潤。

2 結語

文章從煙氣余熱利用系統的放置、溫度控制和經濟性分析三個方面進行討論，研究了煙氣余熱利用系統在使用過程中的特點。主要結論如下。

（1）從國內技術發展現狀看，煙氣余熱利用系統適合放置于引風機后、脫硫塔前。這樣放置主要是為了減少煙氣中粉塵對換熱器的磨損和堵塞。

（2）余熱換熱器實質是一個煙氣—水換熱器，為了防止煙氣低溫腐蝕，需要對換熱器的入口溫度進行控制。凝結水再循環是一種行之有效的控制方式。

（3）通過在7號低加出口添加調節門，可實現7號低加與煙氣余熱換熱器出口溫度的平衡，從而提高系統熱效率。

（4）煙氣余熱回收系統能夠減少系統的汽（水）用量，同時由于降低了機組熱損耗，從而降低了煤耗。以某機組為例，4年可回收煙氣余熱回收系統的改造成本。

參考文獻

[1] 劉堂禮.超臨界和超超臨界技術及其發展[J].廣東電力，2007，1（20）：19-22，50.

[2] 錢海平.火力發電技術的發展方向和優化設計[J]，浙江電力，2006（3）：23-26.

[3] 花曉峰，李曉明.火力發電廠煙氣余熱利用的分析與應用[J].節能，2011，11（12）：89-91，146.

[4] 趙恩嬋，張方煒，趙永紅.火力發電廠煙氣余熱利用系統的研究設計[J]，熱力發電，2008，10（37）：66-70.