第三代煙氣余熱梯級利用方案的選擇與應用

神華國能天津大港發電廠有限公司 董 帥

隨著國家節能形勢日益嚴峻，國家發改委在《煤電節能減排升級與改造行動計劃(2014-2020)》中要求：全國新建燃煤發電機組平均供電煤耗低于300g/kWh；到2020年現役燃煤發電機組改造后平均供電煤耗低于310g/kWh，其中現役60萬千瓦及以上機組（除空冷機組外）改造后平均供電煤耗低于300g/kWh。經調研，目前在役的600MW等級以下火電機組除部分通過開拓供熱提高熱電比的方式降低煤耗外，其余大部分電廠都實施了不同程度的節能技術改造，其改造遵循改善設備技術指標，提高機、爐側效率和優化系統運行方式的原則。在具體的技術改造方面，又以給水泵變頻升級改造、汽輪機通流改造、汽輪機冷端優化和煙氣余熱利用改造為主流技術路線[1,2]。

1 改造機組基本情況

改造機組容量328.5MW，配套意大利進口的亞臨界壓力控制循環鍋爐。鍋爐型式：亞臨界參數、一次中間再熱、單爐膛、平衡通風，固態排渣，露天布置，全鋼構架、控制循環汽包爐。運轉層以下鍋爐鋼架范圍內封閉，爐頂設大罩殼。脫硫系統采用的工藝為石灰石—石膏濕法脫硫工藝，一爐一塔布置方式。鍋爐改造前在空預器出口至除塵器入口間的煙道內安裝有低溫省煤器系統，利用煙氣余熱加熱凝結水，低溫省煤器凝結水取自#4低加進口，回水至除氧器（表1、表2）。

2 改造機組存在的主要問題

由于鍋爐實際燃用煤種偏離設計煤種，導致鍋爐空預器出口的排煙溫度遠遠高于原設計值，使鍋爐排煙溫度冬季滿負荷工況下達到150℃，夏季基本達到160℃左右，嚴重影響了機組整體經濟性。另外，加裝的低溫省煤器布置空間不合理，磨損嚴重，泄露頻繁發生，投入率及經濟性均不能保證。

排煙溫度過高的原因：鍋爐一次風為室內取風，風機進口空氣溫度高于設計溫度20℃，導致空預器進口的冷風溫度升高，進而造成排煙溫度的上升；由于更換高揮發分煤種，為了保證制粉系統安全性，只能控制磨煤機出口溫度在60℃左右。在實際運行過程中，為了控制該溫度，制粉系統冷風量占到一次風總量的40%左右，導致流經空預器的空氣量下降，進而造成了排煙溫度的上升；改造機組在引風機出口設置了一組脫硫廢水換熱器，設入口煙氣溫度不低于113℃，煙氣余熱利用的排煙溫度不能降到113℃以下，避免造成廢水處理裝置出力不足。

3 煙氣余熱利用技術路線對比及結論

該機組的煙氣余熱利用受到引風機后脫硫廢水換熱器制約，排煙溫度的下限值已經被限定住了，因此，如何能夠在有限的降溫范圍內獲得最大的節能收益是該機組技術路線選擇的重要原則。對我國部分完成余熱改造火電廠進行了調查研究，發現有三種不同形式的煙氣余熱利用技術方案均適用于該機組的節能改造。

3.1 第一代：傳統低溫省煤器煙氣余熱利用系統

目前火電廠常用的煙氣余熱利用技術為：在空預器出口合適位置安裝低溫低壓省煤器，利用凝結水管道和凝結水增壓泵將低溫低壓省煤器與凝結水組成一整套系統，將煙氣余熱返回到凝結水側。一方面降低了排煙溫度，另一方面提高了凝結水的問題，減小了汽輪機側低壓加熱器的抽汽量。傳統煙氣余熱利用技術的優缺點如下。

表1 鍋爐效率及燃煤量

表2 空預器

節能效果有限。以該廠安裝的低溫省煤器為例，將排煙溫度由160℃降低至130℃，凝結水從85℃升高至147℃，共有12.01MW的熱量返回到汽機側，排擠了#4、#5低加的抽汽。由于#4、#5低加抽汽效率分別只有21%、13%，汽輪機做功能力有限，此時雖然有12.01MW的熱量但煤耗只能降低約1.46g/kWh；設備存在的問題較多。最常見的是低溫省煤器的磨損問題。低溫低壓省煤器通常安裝在空預器至除塵器間的水平煙道內，煙氣溫度在160℃左右。此處煙氣有兩個特點：煙氣中的灰粒偏硬、煙氣中含塵量大。同時此處的煙道截面積并不是很大，造成低溫省煤器的流場存在不均的現象。上述問題導致了低溫省煤器磨損嚴重，即使在采取了增加防磨假管、防磨瓦等技術措施的基礎上，使用時間基本不超過5年；系統煙氣阻力大。由于在空預器出口主煙道內增加低溫省煤器，而此處的煙氣溫度較低，傳熱溫差較小，為了滿足換熱能力的需求，需要加大低溫省煤器的管排數，這樣難免增加了煙風阻力，增加了引風機的負擔；該方案的優點是投資較低，改動量小。

3.2 第二代：低溫省煤器-凝結水聯合煙氣-空氣換熱余熱利用

與傳統煙氣余熱利用技術不同，低溫省煤器-凝結水聯合煙氣-空氣換熱余熱利用技術在原有技術的基礎增加了煙氣-空氣換熱系統[3]。該技術需要在空預器進口的二次風道內增加熱媒水暖風器，在空預器至脫硫塔入口間煙道的合適位置增加凝結水換熱器和熱媒水換熱器，通過閉式循環水將熱媒水換熱器和暖風器串聯組成煙氣-空氣換熱系統；凝結水換熱器的作用與低溫省煤器-凝結水煙氣余熱利用技術中的低溫省煤器一樣用于加熱凝結水，從而排擠汽輪機的抽汽，增加蒸汽在汽輪機內的做功，從而節省煤耗；熱媒水換熱器的作用在于吸熱煙氣熱量傳遞給閉式循環水，閉式循環水將熱量返回到暖風器；該技術一方面可以提高空預器進口的冷風溫度和空預器出口的排煙溫度，從而解決空預器低溫腐蝕的問題。另一方面使凝結水換熱器處的煙氣溫度能級升高，使凝結水換熱器的水源從更高一級的低加進口抽取，提高了汽輪機抽汽的級效率，節能效果增強。

優缺點：解決空預器低溫腐蝕。該技術利用部分煙氣余熱加熱空預器進口的冷空氣提高了空預器進口冷風溫度和出口的排煙溫度，從而提高了空預器冷端的溫度，徹底解決了空預器低溫腐蝕的問題；節能效果較好。由于提高了凝結水換熱器的煙氣熱量能級，因此與傳統煙氣余熱利用技術相比凝結水可取自更高一級的低加，從而排擠更高一級的汽輪機抽汽。以該廠參數為例，同樣12.01MW的熱量返回到汽機側，但是凝結水可以全部取自#5低加進口，級效率提高，煤耗降低值變為2.36g/kWh；投資較高，改動量較大；換熱器同樣位于水平煙道內，存在磨損和積灰的風險；增加了煙氣阻力，不利于引風機的運行。

3.3 第三代：空預器旁路梯級煙氣余熱利用

該技術需在SCR出口至空預器進口間的煙道之間增加旁路煙道，在旁路煙道內沿煙氣流向依次布置給水換熱器FGCA和凝結水換熱器FGCB，在空預器進口的二次風道內增加熱媒水暖風器，在空預器出口主路煙道內安裝熱媒水換熱器FGC1。由于給水換熱器FGCA的入口煙氣溫度相當于空預器進口煙氣溫度，煙氣溫度普遍在350℃以上，因此FGCA用于加熱給水泵出口的給水，被加熱后的給水返回到#10高加出口，與未被加熱的給水一同送往省煤器。FGCA相當于排擠汽輪機#7、#8、#9、#10高加的抽汽，級效率最高，節能效果最佳[4]。

凝結水換熱器FGCB位于給水換熱器FGCA的下游，由于煙氣溫度降低，該換熱器相當于低溫省煤器-凝結水煙氣余熱利用技術中的低溫省煤器，用于排擠汽輪機的低加抽汽。暖風器與熱媒水換熱器FGC1通過閉式循環水串聯在一起，將煙氣熱量返回到冷空氣側，避免了空預器的低溫腐蝕。

圖1 第三代煙氣余熱梯級利用系統示意圖

優缺點：抽取空預器進口的高溫煙氣（355℃左右）作為旁路煙氣，可用于直接加熱給水，大大提高了能量的利用效率；將煙氣溫度低于給水泵出口給水溫度的煙氣余熱可用于加熱凝結水，排擠汽輪機低加的抽汽，使熱量得到了梯級利用；提高了空預器進口冷風溫度，避免了空預器的低溫腐蝕問題；給水換熱器FGCA和凝結水換熱器FGCB布置在旁路垂直煙道內，相當于鍋爐現有的省煤器布置方式，不存在磨損的風險；節能效果顯著。以該參數為例，給水換熱器FGCA將煙氣溫度從355℃降低至210℃左右，吸收的煙氣熱量直接返回到給水側。凝結水換熱器FGCB將煙氣溫度從210℃左右降低至140℃左右，吸熱的煙氣熱量返回到凝結水側。同樣12.01MW的熱量返回到汽機側，但是煤耗降低值變為3.37g/kWh；旁路了部分煙氣，減小了主路的煙氣量，降低了空預器的煙氣阻力，進而使整個鍋爐的煙氣阻力下降，有利于引風機的運行；投資略高，改動量較大。

通過對比三種煙氣余熱利用方案，同時結合該廠的實際情況發現：目前該廠有低溫省煤器系統，現有的低溫省煤器位于除塵器之前。由于除塵器之前的煙氣含塵量較大，導致第一級低溫省煤器磨損嚴重，泄漏事故頻發。因此不建議恢復傳統的煙氣余熱利用系統；由于該廠目前供電煤耗過高，需盡可能降低煤耗值，同時分析對比聯合煙氣余熱利用技術和空預器旁路梯級煙氣余熱利用技術的投資及節煤量，空預器旁路梯級煙氣余熱利用的性價比是最高的，因此推薦其作為該廠煙氣余熱利用改造的方案。

4 第三代煙氣余熱梯級利用系統應用效果

SCR出口的煙氣部分從旁路煙道內流通，不經過主路空預器，降低煙道阻力；FGCA將旁路內的煙氣溫度降低，吸熱的煙氣熱量用于加熱給水泵出口的部分給水，被加熱后的給水與原給水混合后進入省煤器，被加熱的部分給水未經過#7～#10高壓加熱器的加熱，相當于排擠了#7～#10高壓加熱器的抽汽量，提高了汽輪機的做功能力，降低了煤耗；FGCB位于FGCA的下游，將煙氣溫度進一步降低，吸收的煙氣熱量用于加熱部分凝結水。凝結水取自#5低壓加熱器進口的混水，該部分凝結水相當于排擠了#5低壓加熱器的抽汽量，提高了汽輪機的做功能力，降低了煤耗；移位后的低溫省煤器與在預器進口二次風道內的熱媒水暖風器通過閉式循環水串聯，將煙氣溫度進一步降低至95℃，煙溫調節范圍為95～110℃，煙溫經過引風機葉輪摩擦，有3～5℃的溫升，引風機出口溫度基本滿足脫硫廢水系統運行要求，熱媒水吸收的熱量通過閉式循環水返回到冷風側，冷風溫度提高，避免空預器的低溫腐蝕。

改造完成后，通過DCS運行數據顯示主要性能指標為：塵器進口煙氣溫度在110～125℃之間，滿足設計（＜123℃）要求；系統出口煙氣溫度在95～110℃之間可調，滿足設計（＜110℃）要求；FGCA和FGCB換熱器水溫及煙溫可調，運行良好；旁路煙道煙氣側阻力＜600Pa（設計760Pa）；引風機進口煙氣阻力降低500～650Pa；引風機電流降低15～30A；86%THA工況下，FGCA將84.5t/h的給水由185℃加熱至274℃，FGCB將151.3t/h的凝結水由71℃加熱至98.9℃；60%THA工況下，FGCA將56.3t/h的給水由169.5℃加熱至257.3℃，FGCB將128.4t/h的凝結水由62.1℃加熱至87.5℃。

5 第三代煙氣余熱梯級利用系統的整體評估及改進方向

由于該廠暫未進行精準的第三方鑒定試驗，通過在現有DCS顯示數據基礎上進行效果評判，可得出如下結果：該機組選擇第三代煙氣余熱利用技術方案是正確的，改造結果各項參數達到或超過原定技術目標,供電煤耗降低4.6g/kWh；除塵器進口煙氣溫度＜123℃，煙塵比電阻降低，除塵器效率顯著提高；余熱系統出口煙氣溫度可長期維持在95℃～110℃（可調），滿足與脫硫廢水處理系統的匹配運行，達到最佳節能效果；脫硫塔出口凈煙氣溫度降低約2.7℃，有利于部分地方出臺的濕煙氣治理要求；受各廠不同的現場改造條件制約，建議給水加熱系統需要進行增容設計，以滿足更寬泛的節能要求；優化給水加熱系統供水管路和主給水管路設計，使其能夠滿足在鍋爐點火初期通過FGCA給鍋爐上水，回收啟動煙氣余熱，提搞給水溫度，節省機組啟動過程中的用油用電；通過動態試驗摸索系統最優節能負荷。向電網申請最優負荷點運行，以達到最佳節能效果；研究利用煙氣余熱梯級利用系統參與機組調頻，通過給水旁路流量的改變，增加或減少高壓加熱器的抽汽量，進而達到輔助機組調頻的作用。