火電廠煙氣余熱利用技術(shù)應(yīng)用

摘 要：本文在新環(huán)保強制要求、煤價上漲，發(fā)電成本增加的背景下，探討為減少鍋爐熱損失，提高發(fā)電企業(yè)的經(jīng)濟效益，降低煤炭用量的增長速度，提出增設(shè)低溫省煤器以達(dá)到煙氣余熱利用的途徑，并對增設(shè)低溫省煤器前后機組運行情況進(jìn)行了經(jīng)濟分析。

關(guān)鍵詞：鍋爐熱損失；低溫省煤器；煙氣余熱；凝結(jié)水

DOI：10.16640/j.cnki.37-1222/t.2018.05.141

1 概述

某火電新建工程為2×1000MW 超超臨界空冷機組，配套兩臺 3125t/h 的超超臨界鍋爐。汽輪機型式：高效超超臨界、一次中間再熱、四缸四排汽、單軸、單背壓、間接空冷、凝汽式、八級回?zé)岢槠Ｆ啓C主要參數(shù)：主蒸汽壓力：27MPa（a）；主蒸汽溫度：600℃；再熱蒸汽溫度：610℃；設(shè)計背壓：11kPa（a）；夏季背壓：28 kPa（a）；最終給水溫度：308.4℃。

2 鍋爐熱損失分析及熱量回收利用研究

鍋爐熱損失主要包括：排煙損失、化學(xué)未完全燃燒熱損失、機械未完全燃燒熱損失、散熱損失、灰渣物理熱損失、飛灰熱損失，以上熱量損失中排煙熱損失是最大的，可以對鍋爐熱效率產(chǎn)生4～6%的影響，約占所有鍋爐熱損失總量的70%～85%。所以研究利用煙氣攜帶的熱量是提高鍋爐效率、節(jié)約能源的非常重要的途徑。

煤粉鍋爐的排煙熱量損失占鍋爐總熱量損失的絕大部分。以往鍋爐的設(shè)計時，綜合考慮煙氣的低溫腐蝕、高合金鋼價格及燃煤價格后，大型火電廠煤粉鍋爐的排煙溫度一般在 120～130℃之間，燃燒高水份、硫份的燃煤時選取的排煙溫度會更高一些。另一方面，現(xiàn)在燃煤鍋爐因煙氣換熱設(shè)備存在漏煙、降低脫硫效率等弊端，已不設(shè)置GGH，而采用噴水對煙氣冷卻，煙溫從 120℃降至 90℃，在機組THA工況噴水量約 65t/h，耗水量較大，而且這部分排煙熱損失無法回收?？紤]到現(xiàn)在煤炭價格較高，如這排煙損失的熱量不進(jìn)行回收，不利于提高機組效率，降低煤耗，為提高機組運行經(jīng)濟性，本文章分析論述新建工程引風(fēng)機出口與煙氣進(jìn)脫硫塔之前設(shè)置低溫省煤器，對汽輪機的部分凝結(jié)水進(jìn)行加熱熱，從而降低脫硫煙氣溫度，回收余熱，提高機組效率。

3 低凝結(jié)水系統(tǒng)設(shè)置及換熱器的熱平衡計算

3.1 低溫省煤器系統(tǒng)

低溫省煤器引接凝結(jié)水，通過排煙加熱凝結(jié)水，凝結(jié)水流經(jīng)低溫省煤器吸收熱量，降低排煙溫度，凝結(jié)水被加熱、升高溫度后再返回汽輪機低壓加熱器系統(tǒng)，相當(dāng)于部分低壓加熱器的作用，是回?zé)峒訜嵯到y(tǒng)的一個組成部分。因此，利用低溫省煤器將節(jié)省汽輪機的回?zé)岢槠?，在汽輪機總進(jìn)汽量不變的情況下，減少的抽汽能在汽輪機中繼續(xù)膨脹做功，如發(fā)電功率不變，則可節(jié)約機組的能耗。同時考慮到堵灰、磨損和低溫腐蝕等不利因素，為保證運行可靠，減少維護(hù)成本，低溫省煤器布置在引風(fēng)機出口煙道上，脫硫塔入口之前。

3.2 熱平衡計算

以下按照本工程一臺機組燃用設(shè)計煤種的熱耗率驗收工況（THA 工況）計算。依本工程的設(shè)計階段的燃煤熱平衡計算書和汽輪機熱平衡圖，低溫省煤器將電除塵器出口煙氣溫度120℃降至90℃進(jìn)入脫硫吸收塔。熱平衡顯示，本機組TRL工況凝結(jié)水溫高，若按部分流量凝結(jié)水進(jìn)低溫省煤器考慮，則高溫側(cè)端差小，低溫省煤器換熱面積大，造價高，不經(jīng)濟；現(xiàn)階段按凝結(jié)水全流量與低溫省煤器換熱進(jìn)行設(shè)計。系統(tǒng)連接：從8#低加前后兩點取全部流量凝結(jié)水（夏季工況從8#低加前取水，其它工況從8#低加后取水），回水到7#低加前。低溫省煤器的型式可采用兩種形式逆流換熱（管式或板式）。低溫省煤器中的凝結(jié)水流量可由熱平衡計算出來。

凝結(jié)水在低溫省煤器內(nèi)所吸收的熱量抵消了其在7#低壓加熱器內(nèi)的部分吸熱量，用于7級的抽汽量于是相應(yīng)減少，減少的抽汽量在汽輪機內(nèi)繼續(xù)做功，使機組功率增加，進(jìn)一步提高了熱量利用效率。加設(shè)低溫省煤器后7、8 級抽汽流量發(fā)生了變化，變化量可由熱平衡計算重新確定。增加低溫省煤器后的熱平衡圖見圖1，通過與增設(shè)前的熱平衡圖對比，可知低壓缸各級抽汽流量發(fā)生了變化，而溫度和壓力沒有變化，在各級回?zé)峒訜崞鞯倪M(jìn)、出口處凝結(jié)水溫度也沒有發(fā)生變化。

根據(jù)煙氣在低溫省煤器的放熱量和凝結(jié)水進(jìn)水溫度及凝結(jié)水的流量，可計算得到低溫省煤器的凝結(jié)水的出水溫度。接下來根據(jù)熱平衡計算可分別算出各級低壓部分抽汽量。裝設(shè)低溫省煤器前后7、8 級抽汽量和低壓缸排汽量的對比見表1。

7級抽汽抽汽減少的部分在低壓缸中做功，從表 6-2計算出獲得的做功增量為5483kW，8級抽汽由于上游來的疏水量減小而使得抽汽量少量增加，折減發(fā)電能力約566kW，這些功率數(shù)值是在汽機進(jìn)汽量及鍋爐蒸發(fā)量不變得情況下獲得的。增加低溫省煤器后，煙氣側(cè)阻力增加約為490Pa，引風(fēng)機的功率隨之也要增加；由表1知低壓缸排汽量增加了49.2t/h，因此凝汽器循環(huán)水泵的功率也增加，以上兩項多耗用的能量將增加廠用電量約545KW?？鄢黾拥哪芎?，實際汽輪機做功增加值為4372kW。

不設(shè)置低溫省煤器時，機組原發(fā)電功率1000000kW，汽機熱耗率為7719kJ/kWh，管道效率按99%，鍋爐效率按94.3%，廠用電率3.3%，供電標(biāo)煤耗為292.1g/kWh。增加了低溫省煤器以后，汽機熱耗率7719×1000000÷（1000000+5483-566）=7681.2kJ/kWh，廠用電率 3.3%，

（下轉(zhuǎn)第149頁）

（上接第164頁）

發(fā)電標(biāo)煤耗290.8g/kWh。經(jīng)計算發(fā)電標(biāo)標(biāo)準(zhǔn)煤耗減少了1.3g/kWh。按機組發(fā)電功率不變，年利用小時 5000h計算，由于發(fā)電煤耗減少，每臺機組標(biāo)煤耗量每年減少 1000000×5000×1.3×10-6=6500t。

4 經(jīng)濟性分析

經(jīng)濟效益方面，每臺機組每年可節(jié)約標(biāo)煤6500t，假定標(biāo)煤價按照560元/t，每臺機組每年可節(jié)省燃料費用共計6500×560=364萬元。增加低溫省煤器回收煙氣熱量后，煙氣脫硫系統(tǒng)減少噴水量約65t/h，全年節(jié)約用水65×5000=325000t?？紤]煙氣脫硫系統(tǒng)工藝用水制備、噴淋設(shè)備投用等綜合成本，水價暫估2元/t計，每臺機組每年可節(jié)省水費65萬元。固定投資方面，對單臺機組，低溫省煤器設(shè)備本體費用約2500萬元，土建基礎(chǔ)費用約50萬；引風(fēng)機造價增加40萬元；增加的凝結(jié)水管道等投資約50萬元。總投資約2640萬元。

綜上，增設(shè)煙氣低溫省煤器的方案可減少排煙損失，節(jié)約用水。低溫省煤器投入運行，每臺機組每年可節(jié)省燃料費用和水費429萬元，既有經(jīng)濟效益又有社會效益。

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作者簡介：郭振華（1975-），男，山西大同人，本科，工程師，項目鍋爐主管，研究方向：電廠熱能動力工程。