300 MW煤粉鍋爐煙氣余熱利用改造

王 帥

(華電電力科學研究院， 杭州 310030)

為了更快地提升煤電高效清潔利用水平，國家發改委和國家能源局聯合制定《煤電節能減排升級與改造計劃(2014—2020)》，規定到2020年，現役燃煤發電機組改造后平均供電煤耗低于310 g/(kW·h)，其中現役600 MW及以上機組(除空冷機組外)改造后平均供電煤耗低于300 g/(kW·h)[1]。《“十三五”控制溫室氣體排放工作方案》規定到2020年，大型發電集團供電CO2排放控制在550 g/(kW·h)以內。提高鍋爐效率、降低機組的供電煤耗不僅能滿足國家對電廠節能提效的要求，而且可以實現CO2的超低排放。

在火電廠中，鍋爐效率是機組經濟性運行的重要指標，而排煙熱損失占鍋爐總的熱損失的一半以上[2-3]。研究表明，排煙溫度每下降30 K，鍋爐效率上升1%，機組標煤耗下降3 g/(kW·h)，因此有效地對煙氣余熱進行回收是提高鍋爐效率、降低機組的供電煤耗的關鍵[4-6]。很多學者對煙氣余熱回收技術進行了相應的研究，致力于得到一種高效穩定的鍋爐煙氣余熱回收利用方法。黃新元等[7]利用低溫省煤器技術，通過煙氣余熱加熱低壓加熱器(簡稱低加)回熱系統的凝結水，排擠了下一級低加的汽輪機抽汽，提高了汽輪機的做功功率，從而降低了機組的發電煤耗；崔占忠等[8]采用低低溫煙氣處理技術進行余熱回收，效果明顯；常海青等[9]提出了一種鍋爐煙氣余熱的深度回收利用及減排系統，已在某機組成功應用，節能效果顯著；宋景慧等[10]提出了一種新型電站鍋爐余熱利用綜合優化系統，該系統中煙氣-空氣換熱系統分高溫段和低溫段兩級布置，中間布置一級低溫省煤器，改善了機組余熱利用的節能效果。

筆者針對某300 MW煤粉鍋爐的排煙溫度和排煙熱損失較額定負荷(BRL)下的設計值偏高，提出了2種煙氣余熱回收的改造方案，以提高鍋爐效率，降低發電煤耗，滿足該電廠節能提效的要求，并且對這2種改造方案的經濟性和設備的穩定性進行了對比和分析，得到了一種最優的改造方案，可為煤粉鍋爐的煙氣余熱回收提供參考和輔助指導。

1 鍋爐概況

該鍋爐為亞臨界、自然循環、單爐膛、平衡通風、固態排渣、燃煤汽包鍋爐，型號為SG1025/17.53-M842，采用四角切圓燃燒、直流寬調節比擺動式燃燒器、倉儲制鋼球磨制粉系統、容克式三分倉回轉式空氣預熱器。再熱蒸汽溫度通過分隔煙道擋板調節，過熱蒸汽溫度通過一、二級噴水控制。鍋爐主要設計參數見表1(MCR為最大負荷)；設計煤種為50%登封貧煤和50%黃陵煙煤的混煤，其特性見表2。

表1 鍋爐主要設計參數

表2 鍋爐設計燃料特性

表2(續)

2 運行狀況

圖1為該鍋爐的實測排煙溫度、按進風溫度修正后排煙溫度和排煙熱損失隨鍋爐負荷變化的曲線。

圖1 改造前機組的排煙溫度和熱損失隨負荷的變化

從圖1可以看出：在270 MW、300 MW、315 MW負荷下，該鍋爐修正后排煙溫度分別為134.37 ℃、136.30 ℃、139.79 ℃， 而在BRL工況下設計排煙溫度為128.90 ℃，因此不同工況下修正后排煙溫度均比設計值高6～11 K；在270 MW、300 MW、315 MW負荷工況下，該鍋爐修正后排煙熱損失分別為6.10 %、5.94 %、5.64 %，經計算，該鍋爐在270 MW、300 MW、315 MW負荷下按進風溫度修正后鍋爐熱效率分別為90.52%、90.68%、90.36%，而在BRL工況下該鍋爐的設計熱效率為92.93%，因此該鍋爐實際運行效率偏低，存在一定的節能潛力。主要原因是較高的排煙溫度導致較大的排煙熱損失，而排煙熱損失作為鍋爐熱損失中最重要的組成部分，對鍋爐熱效率起著至關重要的作用，鍋爐的排煙熱損失越高，鍋爐的熱效率越低。

3 改造方案

降低鍋爐的排煙溫度和排煙熱損失、回收煙氣余熱是電廠節能提效的一項重要措施。鍋爐排煙余熱屬于低溫余熱，可作為回熱熱量引入蒸汽回熱系統，用于加熱汽輪機凝結水，稱為機側余熱利用(低溫省煤器)；或通過加熱空氣預熱器進口冷空氣以引入鍋爐，稱為爐側余熱利用(前置式空氣預熱器)[11-12]。

筆者結合現場實際情況，針對該鍋爐排煙溫度偏高和鍋爐熱效率偏低的問題，提出了2種改造方案。

3.1 方案1

考慮到該機組的除塵器為電袋復合式除塵器，在煙氣溫度過低時，飛灰會粘貼在布袋上，增加煙風系統阻力，影響機組的安全運行，故將低溫省煤器擬布置在鍋爐尾部引風機后、脫硫塔前的煙道。由試驗數據和運行數據可知：在夏季工況下，環境溫度較高，排煙溫度在130～140 ℃；而在冬季工況下，環境溫度較低，排煙溫度在120～130 ℃，利用低溫省煤器可以將煙氣溫度降低到85～90 ℃，達到脫硫反應的最佳溫度，節約脫硫降溫噴水量。

圖2為方案1的低溫省煤器(布置在引風機前)系統圖。

圖2 低溫省煤器系統圖

在熱耗保證(THA)工況下，8號低加進口和出口的冷凝水溫度分別為33.8 ℃、84.1 ℃，混合后低溫省煤器進口的冷卻介質的溫度為75 ℃。低溫省煤器換熱管道在煙道內呈蛇形管布置，冷卻介質與煙氣逆向換熱后，低溫省煤器出口冷卻介質的溫度為115 ℃、質量流量為250～300 t/h。低溫省煤器的進口煙氣溫度為130 ℃，出口煙氣溫度為90 ℃。凝結水在低溫省煤器中吸收鍋爐排煙余熱，降低排煙溫度，凝結水溫度升高后再返回低加系統，可代替部分低加的作用，排擠部分汽輪機的回熱抽汽，這部分排擠抽汽將從抽汽口返回汽輪機繼續做功，從而提高機組的經濟性。

低溫省煤器的換熱元件采用鎳基滲層零隙阻螺旋翅片管。根據經驗公式[13]計算，可以得到該鍋爐煙氣的酸露點為101 ℃，而冷卻介質的溫度為75～115 ℃，為防止換熱元件的低溫腐蝕，低溫省煤器分成兩段布置，其中換熱壁溫低于煙氣酸露點的管段材質采用ND鋼，高于煙氣酸露點的管段材質采用20鋼[14]，翅片材質為08Al，管子的直徑為32 mm、厚度為3 mm。由于低溫省煤器安裝在除塵器后，煙氣中的飛灰含量很少，管子磨損和堵灰現象不嚴重。

3.2 方案2

圖3為方案2的低溫省煤器(布置引風機前)與暖風器組合的煙氣余熱利用系統圖。該暖風器是采用水作為換熱介質的閉式循環系統，吸收煙氣余熱來加熱冷一、二次風，提高了空氣預熱器進口空氣的溫度，避免了空氣預熱器的低溫腐蝕，且提高了鍋爐熱效率。低溫省煤器布置在除塵器前，煙氣溫度較高，回收的煙氣余熱品位較高，排擠的抽汽品質得到了提升，總體經濟效益優于方案1。

圖3 低溫省煤器與暖風器組合的余熱利用系統

夏季投運暖風器后，空氣預熱器的進口風溫由25 ℃提高至65 ℃，同時空氣預熱器的出口煙溫提高至170 ℃左右，煙氣通過低溫省煤器換熱后溫度降低為130 ℃，低溫省煤器在此煙溫下避免了低溫腐蝕，可以正常運行。低溫省煤器的冷凝介質由6號低加的進口引入(溫度為105.7 ℃)，換熱完成后(溫度為146.0 ℃)進入5號低加出口，可以排擠除氧器、5號低加、6號低加的抽汽。冬季投運暖風器后，空氣預熱器的進口風溫由-5 ℃提高至35 ℃，空氣預熱器出口煙溫降至150℃左右，通過調節低溫省煤器冷凝介質的流量，將低溫省煤器出口的煙氣溫度下降至130 ℃。低溫省煤器的冷凝介質由6號低加的進口引入(溫度為105.7 ℃)，換熱完成后(溫度為146.0 ℃)進入5號低加出口，可以排擠5號低加、6號低加的抽汽。

降溫后的煙氣經除塵器、引風機后，與暖風器系統進行換熱，溫度繼續下降至90 ℃。夏季、冬季暖風器的進口煙溫均在130 ℃左右，夏季、冬季分別可將空氣預熱器進風溫度提高至65 ℃左右、35 ℃左右。

4 效益分析

利用等效焓降理論[15-16]分別對這2種改造方案進行熱經濟性分析，假設低溫省煤器回收的排煙余熱作為純熱量輸入系統，鍋爐產生1 kg蒸汽的能耗不變，則熱系統排擠抽汽所增加的功率，都會使汽輪機的效率提高。相應進入汽輪機的1 kg蒸汽，其全部做功稱蒸汽等效焓降H，所有減少抽汽所增加的功稱等效焓降增量ΔH，以及熱耗率降低值δq和發電標煤耗節省量δbs的計算公式為：

(1)

ΔH=β((hd2-h4)×η5+∑(τj×ηj))

(2)

(3)

(4)

式中：d為機組汽耗率，kg/(kW·h)；η為汽輪機效率與發電機效率的乘積；β為低壓省煤器流量系數；hd2為低壓省煤器出口水比焓，kJ/kg；h4為除氧器進水比焓，kJ/kg；τj為所繞過的各低加工質焓升(下標j為各低加)，kJ/kg；ηj為所繞過的各低加抽汽效率；q為機組熱耗率，kJ/(kW·h)；ηp、ηb分別為管道效率、鍋爐效率。

通過計算可知，方案1和方案2分別可以降低發電煤耗1.8 g/(kW·h)和3.5 g/(kW·h)。表3給出了2種方案的效益對比。

表3 2種方案的效益對比

通過這2種改造方案的效益對比可以看出：方案2的發電標煤耗節省量和年收益大約是方案1的2倍，而回收期相差不大，就經濟性而言，方案2較優。

5 結語

(1) 相比方案1，方案2中通過低溫省煤器和空氣預熱器的煙氣溫度較高，很好地抑制了低溫腐蝕，且回收的煙氣余熱品位較高，所能排擠的抽汽品質得到了提升。

(2) 方案1和方案2分別可以降低發電煤耗1.8 g/(kW·h)和3.5 g/(kW·h)，年收益分別為187.2 萬元和364 萬元，方案2較優。