基于600 MW超臨界鍋爐煙氣余熱利用改造研究

海潮峰，俆 啟

(1.華北水利水電大學，河南 鄭州 450045；2.華能沁北發電有限責任公司，河南 濟源 459000)

在火力發電廠中，煙氣的排放損失在鍋爐各項熱損失中所占比重最大。通常情況下，煙氣排放溫度每升高10 ℃，排放熱損失會增長0.6%～1.0%。目前，國內電站鍋爐普遍存在排煙溫度較高的問題，排煙溫度過高將影響機組熱經濟性，同時對空預器的安全運行造成嚴重威脅。因此，降低煙氣的排放溫度對于節約能源和提高鍋爐的可靠性具有重大的意義[1-4]。

鍋爐煙氣余熱利用是通過換熱器回收鍋爐排放煙氣的部分熱量，加熱凝結水或進入空預器的送風，降低排放煙氣的熱損失[5]。煙氣冷卻器的煙氣余熱回收工程是將煙氣冷卻器布置在鍋爐尾部煙道，將實際運行中偏高的排煙溫度降低到適宜于除塵器運行和脫硫的某個溫度值，進而實現機組節能降耗的目的。

1 煙氣冷卻器設置方案

目前常用的煙氣冷卻器布置方式有2種，即煙氣冷卻器布置在空預器出口與除塵器入口之間，或煙氣冷卻器分2級同時布置在除塵器前和引風機后脫硫塔前[6]。 2種布置方式都可以在一定程度上回收煙氣余熱，減少脫硫水耗，并具有各自的優缺點。

1.1 煙氣冷卻器布置在空預器與除塵器之間

煙氣冷卻器布置在空預器出口與除塵器入口之間，當煙氣流經煙氣冷卻器時，煙氣向冷卻器釋放低溫余熱，煙氣溫度降低，并且體積流量相應減少，因此可以減少除塵器的除塵面積以及除塵器的占地面積和用材。同時，飛灰的比電阻隨溫度的降低而降低，電除塵器的除塵效率隨之增高。 當煙氣溫度低于110 ℃(90～110 ℃)時，其攜帶的SO3粉塵很容易被電除塵器除去。一般灰硫比在100時，鍋爐排放煙氣中的 SO3去除率可以高達95%以上，此時鍋爐下游煙氣的露點溫度有很大程度降低，可以很大幅度減輕鍋爐尾部設備的低溫腐蝕[7]，見圖1。

圖1 煙氣冷卻器在空預器與除塵器之間布置圖

1.2 煙氣冷卻器分兩級布置

煙氣冷卻器分兩級布置在除塵器前和引風機后脫硫塔前，即在除塵器前端頭喇叭筒內設置第一級煙氣冷卻器，在脫硫塔前設置第二級煙氣冷卻器。正常運行時，第一級煙氣冷卻器加熱低溫的凝結水，在第二級煙氣冷卻器與二次風暖風器之間設置閉式水循環回路，利用閉式循環水作為介質將第二級煙氣冷卻器中的熱量傳遞至冷風，加熱進入空預器的冷二次風，節約高品質輔助蒸汽用量，并置換高品質煙氣[8]。

同時，由于冷二次風溫提高，空預器所需的煙氣量減少，減少的煙氣通過旁路煙道接至空預器后，這部分煙氣溫度較高，可在旁路煙道上依次設置空預器旁路一級煙氣冷卻器和空預器旁路二級煙氣冷卻器。其中空預器旁路二級煙氣冷卻器用來加熱被第一級煙氣冷卻器加熱后的凝結水，空預器旁路一級煙氣冷卻器加熱給水[9]，見圖2。

2 煙氣冷卻器改造方案設計

根據電站實際運行情況，空預器平均排煙溫度為130 ℃，設計排煙溫度為140 ℃，TRL工況平均排煙溫度為136 ℃，THA工況平均排煙溫度為130 ℃，75%THA工況平均排煙溫度為124 ℃，50%THA工況平均排煙溫度為118 ℃。考慮到空預器可能分步實施進行改造，煙氣冷卻器入口溫度選取140 ℃，兼顧空預器改造前后的出口煙氣溫度。

2.1 方案1

方案1采用煙氣冷卻器布置在空預器出口與除塵器入口之間，煙氣冷卻器布置在4個水平煙道內，一個煙道布置1臺，每臺爐共布置4臺，具體煙氣冷卻器熱力參數見表1。

煙氣冷卻器取水方案，采用同時從8號低加入口和7號低加出口取全部凝結水混合至70 ℃，經煙氣冷卻器加熱后回5號低加入口。通過調節與低加系統主管道并聯的調閥開度，實現煙氣冷卻器進水流量的調整，進而調控煙氣冷卻器出口煙溫。為避免因管道溫度較低而造成惡劣的低溫腐蝕，裝置內設有熱水再循環，控制煙氣冷卻器入口水溫在70 ℃以上。

圖2 煙氣冷卻器分兩級布置圖

表1 煙氣冷卻器熱力參數(單臺爐)

2.2 方案2

方案2采用煙氣冷卻器分兩級布置在除塵器前和引風機后脫硫塔前，分別在除塵器前端頭喇叭筒內設置第一級煙氣冷卻器，在脫硫塔前設置第二級煙氣冷卻器。煙氣冷卻器兩級布置系統數據如表2所示。

表2 煙氣冷卻器兩級布置系統數據

3 改造經濟性分析

3.1 初投資分析

在進行煙氣余熱改造后，方案1每臺爐增加了4臺ND鋼管煙氣冷卻器，包括設置的冷卻水旁路調溫系統和低負荷冷卻水升溫的再循環泵系統。方案2每臺爐設2級ND鋼管煙氣冷卻器以及二次熱媒水循環泵、閉式膨脹水箱，煙氣冷卻器設冷卻水旁路調溫系統及二次熱媒水閉式水熱交換等設備。

另外，增設煙氣冷卻器初投資費用還包括增加的土建費用，給水、凝結水和二次熱媒水系統管道和閥門費用，電氣開關及電纜費用，熱控部分投資，引風機揚程費用，引風機設備費用以及凝結水水泵設備費用，具體初投資匯總表如表3所示。

表3 初投資匯總表(單臺爐) 萬元

3.2 運行費用分析

3.2.1 煤耗分析

進行煙氣冷卻器余熱改造后，機組的煤耗也會有所變化。以機組THA工況為基礎，在保持發電量不變的情況下，其具體煤耗分析如表4所示。

表4 煤耗分析(單臺爐)

3.2.2 廠用電分析

進行煙氣冷卻器余熱改造后，水側和煙氣側阻力均增大，導致引風機揚程、電機軸功率增大，導致廠用電費增加，同時采用凝結水升壓泵或熱水循環泵也會使廠用電費增加，具體廠用電分析如表5所示。

表5 廠用電分析(單臺爐)

3.2.3 脫硫島用水量分析

進行煙氣冷卻器余熱改造后，脫硫島入口煙氣溫度降低，脫硫島用水量減少，相應的用水費用也會減少，具體如表6所示。

表6 脫硫島用水量分析(單臺爐)

注：年利用小時數按5 500 h。

3.2.4 年運行費用分析

運行費用包括燃煤費用、廠用電費用和用水費用等。由以上分析可知，對于單臺機組而言，方案1設置煙氣冷卻器比不設置煙氣冷卻器的年運行費用降低約308.4萬元，方案2設置兩級煙氣冷卻器比不設置煙氣冷卻器的年運行費用降低約493.1萬元。

3.3 經濟性分析

根據以上技術分析數據，按現行年實際貸款利率I=6.55%，償還年限n=15 a，年固定費率N=(1+I)n×I/((1+I)n-1)=0.106 7，進行經濟分析，如表7所示。

表7 經濟性分析(單臺爐)

由表7可見，進行煙氣冷卻器余熱改造后，方案1每年的經濟收益為152.6萬元，方案2每年的經濟收益為184.7萬元，2種方案的經濟收益基本相當。進行煙氣冷卻器余熱改造除了要降低熱耗率，達到節能效果，還要降低煙氣溫度，提高除塵器效率，減少煙塵排放量。同時，還要考慮環保效益以及系統簡單有效。因此，綜合考慮后建議采用方案1進行煙氣余熱節能改造。

4 結論

a.方案1煙氣冷卻器布置在空預器出口與除塵器入口之間的煙道上，可以提高電除塵器的除塵效率，使下游煙氣露點大幅度下降，但煙溫只能降到90～110 ℃，脫硫吸收塔節水量不大。方案2采用了兩級煙氣冷卻器和空預器旁路系統，可使煙氣溫度進一步降低，但系統相對復雜。

b.進行煙氣冷卻器余熱改造后，2種方案的初投資費用均有明顯增加。方案1煙氣冷卻器采用一級布置，系統較為簡單，初投資費用約增加1 460萬元；方案2煙氣冷卻器采用二級布置，增加的設備較多，系統較為復雜，前期初投資費用約增加2 890萬元。

c.改造完成后，綜合考慮燃煤電站的各運行費用，方案1和方案2分別單臺機組每年節省標煤量約5 326.2 t和9 956.1 t，全年節約燃煤費用約351.5萬元/a和657.1萬元/a；單臺機組每年增加耗電量約330 kW和950 kW，增加廠用電費約76.1萬元和219萬元；單臺機組每年節約用水量約30 t/h和50 t/h，全年節約水費約33萬元和55萬元。

d.改造完成后，方案1和方案2均能達到節能的效果，每年增加經濟收益分別約152.6萬元和184.7萬元，兩者效益相當。但進行煙氣冷卻器余熱改造除了要降低熱耗率，同時要考慮環保效益以及系統簡單有效。因此，建議采用方案1對電站進行煙氣余熱利用改造，環境和經濟效益顯著。