大型火電廠余熱深度利用技術分析研究

鄒道安 ，光 旭

(1.中國能建工程研究院燃煤電廠環保技術應用研究所，浙江 杭州 310012；2.中國能源建設集團浙江省電力設計院有限公司，浙江 杭州 310012)

0 引言

在我國現役火電機組中，排煙熱損失是電站鍋爐各項熱損失中占比最大的一項，一般為5%～8%。影響排煙熱損失的最主要因素是鍋爐排煙溫度，而目前我國火電機組鍋爐排煙溫度普遍偏高，一般維持在110 ～150 ℃[1]。國內很多電廠采用低溫省煤器方案來降低排煙溫度，提高電廠經濟性[2]。主要煙氣余熱利用技術如下：

1)水媒式煙氣換熱器(media gas gas heate，MGGH)。利用鍋爐空預器出口高溫煙氣加熱熱媒水，再利用加熱后的熱媒水加熱脫硫后的凈煙氣的系統，包括MGGH 煙氣冷卻器和MGGH 煙氣再熱器。根據MGGH 布置位置的不同起到不同的作用：冷卻器布置在除塵器前、再熱器布置在脫硫塔后，或者冷卻器布置在引風機后、再熱器分別布置在脫硫塔后[3]。

2)低溫省煤器。類似于布置在除塵器前的MGGH 煙氣冷卻器，不同之處在于換熱介質為低溫加熱器系統的凝結水，將煙氣熱量傳遞給回熱系統，提高凝結水溫度，減少相應的低溫加熱器抽汽量，提高機組的熱效率[4]。經低溫省煤器后，煙氣也可以達到低低溫電除塵器所需的煙溫條件，有利于除塵。低溫省煤器回收的熱量分成兩路：一路用于加熱凝結水系統；另一路采用暖風器用于加熱冷風系統[5]。

3)熱泵技術。吸收式熱泵是一種利用低品位熱源，實現將熱量從低溫熱源向高溫熱源泵送的循環系統。是回收利用低品位熱能的有效裝置，具有節約能源、保護環境的雙重作用。其中第一類吸收式熱泵，也稱增熱型熱泵，是利用少量的高溫熱源(如蒸汽、高溫熱水、可燃性氣體燃燒熱等)為驅動熱源，產生大量的中溫有用熱能。即利用高溫熱能驅動，把低溫熱源的熱能提高到中溫，從而提高了熱能的利用效率[6]。

對電廠低品位余熱的深度挖掘，包括煙氣余熱、循環水熱量利用技術的研發設計，是大型燃煤發電機組進一步節能提效的有效途徑。

1 工程概況

本文以浙江省內某4×600 MW 火力發電機組進行余熱深度利用技術分析。4 臺機組分別于2006 ～2007 年陸續投產，運行至今。2015 年該電廠進行了增效擴容改造項目，在600 MW機組基礎上通過汽輪機通流改造使其容量達到660 MW，以提高機組運行效率，降低機組供電煤耗率。同時，2015 年該電廠也進行了超清潔排放改造，采用低低溫電除塵和濕式電除塵技術，實現了污染物的超清潔排放。

2 電廠余熱利用系統現狀

電廠采用MGGH ＋低低溫電除塵+兩電場濕式電除塵器實現煙塵的超清潔排放。MGGH煙氣冷卻器共4 組，布置在低低溫電除塵器入口的煙道上，在100%鍋爐最大連續蒸發量(boiler maximum continuous rating，BMCR)運行工況下，將煙氣溫度從127.6 ℃降到88 ℃；熱媒水從煙氣冷卻器的低溫段流入，高溫段流出，此時熱媒水溫度從70 ℃上升至98.8 ℃。MGGH 煙氣再熱器共2 組，布置在濕式電除塵器后的煙道上，熱媒水從煙氣加熱器的高溫段流入，低溫段流出，熱媒溫度從98.8 ℃降至70 ℃，煙氣溫度從47.5 ℃升至80 ℃，此時不需要投加輔汽。

機組低負荷運行時，由于煙氣冷卻器進口溫度較低，熱媒水吸收熱量不能保證將煙囪出口溫度抬升至80 ℃以上，此時需要通過輔助蒸汽來加熱熱媒水。熱媒水在煙氣冷卻器與煙氣再熱器之間的動力由熱媒水循環泵提供。

在合理選用煙氣冷卻器和煙氣再熱器材質的同時，電廠還在濕式電除塵器的出口設置水平煙道除霧器，將煙氣中霧滴含量由75 mg/Nm3降低至40 mg/Nm3，減輕煙氣對煙氣加熱器低溫段換熱管的腐蝕，進一步提高煙氣加熱器的防腐蝕性能。

3 余熱利用系統提效改造技術分析

基于電廠現有尾部煙氣凈化技術以及余熱回收系統，綜合分析如下：

1) 電廠已采用MGGH 煙氣冷卻器和MGGH 煙氣再熱器，一方面實現了低低溫電除塵，控制了電除塵器出口粉塵濃度；另一方面回收了煙氣的余熱來加熱進煙囪前的濕煙氣，解決了煙囪的腐蝕問題。

2)電廠已在脫硫塔出口增設煙道除霧器，有效控制吸收塔出口煙氣中的液滴含量，并且增設了濕式電除塵裝置，完全實現了超低排放。

根據上述分析，本文提出利用循環水作為低溫熱源，采用熱泵技術，對機組現有余熱利用系統進行深度優化。

3.1 電廠循環水系統

該電廠循環水系統采用二次循環，每臺機組均配有一座9 000 m2雙曲線自然通風冷卻塔，設計冷卻水量為76 150 m3/h，包括凝汽器冷卻水量72 000 m3/h 和開式水循環水量4 150 m3/h，冷卻塔進出水溫差9.38 ℃。冷卻塔總高度150 m，進風口標高10.33 m，塔底直徑118.85 m。

按照水的比熱容4.187 kJ/(kg·℃)，可以計算出冷卻塔的近似換熱功率為830.76 MW。如按發電負荷660 MW 計算，不考慮散熱等損失下的發電凈效率為44%，符合超臨界機組的普遍凈效率。

該電廠的循環水系統采用了兩機四泵的配置方式。循環水泵的運行方式根據季節、循環水進水溫度及凝汽器真空進行及時調整，同時循環水泵有高、低速兩種運行模式。

根據2014 全年的冷卻塔循環水進出口溫度報表，統計得到每個月的平均水溫見表1 所列；另據統計，2014 年度只有10%左右的時間冷卻塔的循環水進口溫度能達到40 ℃以上。

表1 電廠冷卻塔進出口平均水溫 ℃

3.2 循環水熱量回收與煙氣余熱利用組合技術路線

首先，利用吸收式熱泵可回收循環水熱量。從凝汽器出口的循環水管中引旁路至熱泵的低溫熱源進口，用熱泵來替代原冷卻塔降低循環水溫度，而后再作為冷卻介質進入凝汽器再次被加熱，形成新的循環，如圖1 所示。

圖1 采用熱泵回收循環水熱量示意圖

其次，結合電廠的實際運行情況，通過吸收式熱泵得到的中溫熱可用于以下兩個方面：

1)中溫熱用于提高鍋爐進風溫度

從技術角度分析，利用吸收式熱泵回收循環水廢熱以提高鍋爐進風溫度難度不大。鍋爐進風溫度與環境溫度接近，只要設置1 臺吸收式熱泵和相應的空氣—水換熱器即可實現。雖然隨著進風溫度的提高，鍋爐排煙溫度也將升高，但鍋爐效率得到了提高，已在其他工程的暖風器設計得到驗證。但由于中溫熱的溫度上限是95 ℃，經暖風器對于送風溫度的提高有限。

2)中溫熱用于降低超低排放系統能耗

此為吸收式熱泵與煙氣余熱利用的組合式技術，吸收式熱泵在超低排放系統的應用方式為斷開現有超低系統煙氣冷卻器和煙氣再熱器之間的熱媒水管道，將煙氣冷卻器和煙氣再熱器獨立開。一方面煙氣冷卻器作為低溫省煤器使用并回收熱量至凝結水系統，以替代部分低溫加熱器耗汽，根據其他660 MW 機組的工程設計經驗，對于660 MW 級機組可降低煤耗約1.5 g/kWh 左右；另一方面采用吸收式熱泵回收循環水廢熱后對煙氣再熱器中的熱媒水進行加熱，并用少量蒸汽(4級抽汽)作為驅動熱源，可在不改動機組超低排放系統設置的情況下降低機組的運行能耗。

由于吸收式熱泵內各工質的溫度差有一定限制，即被加熱的中溫熱源進口溫度與低溫熱源進口溫度的差值需小于35 ℃；系統運行時煙氣再熱器出口熱媒水溫度為75 ℃左右，與循環水的溫差大于35 ℃(見表1 所列，循環水入口溫度低于40 ℃)，因此熱泵不能正常運行。這一特點對直接使用熱泵進行煙氣再熱造成了較大困難，因此，本文進一步提出了下述兩種技術方案。

3.3 方案一循環水與煙氣余熱綜合回收技術

方案一是通過將煙氣再熱器出口熱媒水的熱量再利用，來降低進入熱泵的熱媒水溫度，從而保證熱泵的正常運行，可以通過提高鍋爐進風溫度的方式實現。具體流程為：將電廠現有煙氣冷卻器和煙氣再熱器解列，煙氣冷卻器的熱量用于加熱回熱系統的凝結水，凝結水從7 號低溫加熱器前抽出，經煙氣冷卻器換熱后返回6 號低溫加熱器前；從煙氣再熱器流出的72 ℃熱媒水先經一級換熱器降溫、將熱量用于加熱鍋爐送風，溫度降低后的熱媒水進入熱泵加熱后再以92 ℃的溫度送回煙氣再熱器；熱泵的驅動熱源可利用4 級抽汽，熱泵低位熱源為抽取的30 ℃的凝汽器出口循環水，經熱泵后以25 ℃返回凝汽器入口循環水管道。工藝流程圖如圖2 所示。

圖2 循環水與煙氣余熱綜合回收技術方案一工藝流程圖

根據電廠4 號機組實際運行的參數計算，100%熱耗率驗收(turbine heat acceptance，THA)工況下熱泵的總制熱功率為32 MW，從循環水中獲得13.2 MW 的廢熱，驅動蒸汽熱量為20 MW，熱泵制熱能效比(coefficient of performance，COP)為1.6。

方案一中熱泵產生的熱量除了可以滿足煙氣加熱器需要的熱量外，還有12 MW 的熱量可以用來加熱冷一次風和冷二次風，使得一次風和二次風的風溫提高約20 ℃，相應的鍋爐排煙溫度也提高約14 ℃。目前除塵器前的煙氣冷卻器布置空間非常緊湊，已經沒有改造空間，在不改變現有煙氣冷卻器換熱面積的前提下，電除塵器前入口的煙溫也提高約14 ℃。而現有低低溫電除塵設計入口煙氣溫度約90 ℃，因此加熱冷風后電除塵器入口煙溫將提高到約104 ℃，在酸露點以上，低溫電除塵出口煙塵排放濃度要比低低溫電除塵高一些。考慮到電除塵器后有濕法脫硫和濕式電除塵流程，經評估，最終的煙塵濃度可以控制在5 mg/Nm3以下。因此方案一不影響環保指標。

3.4 方案二循環水與煙氣余熱綜合回收技術

方案二采用復疊式熱泵，分步減少熱源溫差，實現熱泵在超低排放的直接應用。采用復疊式熱泵技術能有效的克服熱泵35 ℃的溫差限制，其技術原理是先采用一臺雙效吸收式熱泵(COP=2.4)在驅動蒸汽作用下回收循環水余熱制取55℃的熱水，獲得的熱水作為第二臺單效熱泵(COP=1.8)的余熱源，以實現將75 ℃的熱媒水加熱至90 ℃的目的。工藝流程如圖3 所示。

3.5 方案對比

兩種循環水與煙氣余熱綜合回收技術方案對比見表2 所列。

表2 兩種技術方案對比分析

從計算結果來看，由于兩個方案都將煙氣冷卻器作為低溫省煤器使用，均可降低5 ～8 級低溫加熱器抽汽耗量約41 t/h。在驅動蒸汽消耗方面，方案一需消耗蒸汽(4 級抽汽) 25.3 t/h，而方案二需要消耗蒸汽19.9 t/h (4 級抽汽)。從總體上看，兩種方案可分別降低蒸汽消耗17 t/h和20.9 t/h。

在熱泵總制熱量(即熱泵容量)方面，方案一所需的熱泵容量為32 MW，大于方案二的28.9 MW。同時方案二包含2 臺熱泵，系統布置相對復雜。方案一的熱泵COP可達到1.6以上，而組合方案二總COP 只有1.35 左右。

在回收循環水廢熱方面，方案一能回收的循環水廢熱量為13.2 MW，方案二只有5.2 MW。

此外，方案一中有12 MW 的熱量可用于提高鍋爐進風溫度，進一步降低機組煤耗。

根據以上分析，推薦采用方案一的循環水與煙氣余熱綜合利用技術。

3.6 方案一的節能效果

方案一將現有煙氣冷卻器和煙氣再熱器解列后，帶來的節能收益主要包括煙氣冷卻器加熱凝結水帶來的煤耗降低、熱泵系統回收的多余熱量加熱送風帶來的鍋爐效率提高，需要投入的是驅動蒸汽的損失；同時，采用方案一后，原有煙氣冷卻器實現的低低溫電除塵功能和煙氣再熱器實現的消除白煙、煙囪防腐功能都得到了保留。因此，采用方案一既能保持現有的環保效果，又能提高機組能效水平。

經估算，煙氣冷卻器加熱凝結水節約發電標煤耗約1.54 g/kWh，熱泵系統多余熱量加熱鍋爐送風節約發電標煤耗約0.5 g/kWh，熱泵系統驅動熱源增加的發電標煤耗約1.49 g/kWh，整體而言機組的發電標煤耗降低約0.55 g/kWh。

相比現有的MGGH 余熱利用方案，方案一的技術經濟性分析見表3 所列，可以看出，靜態投資回收期5 a，具有一定的經濟效益。

表3 方案一技術經濟性數據

4 結論

本文介紹了MGGH、低溫省煤器、熱泵等煙氣余熱利用技術，并結合循環水余熱、煙氣余熱等進行了余熱深度梯級利用的多種技術分析，提出了適合本工程實際情況的組合技術路線，主要結論如下：

1)結合本工程實際，分析了兩種循環水熱量回收與煙氣余熱利用組合技術方案，即煙氣冷卻器加熱凝結水+利用循環水余熱的熱泵加熱煙氣再熱器+熱泵多余熱量加熱送風的方案一，和煙氣冷卻器加熱凝結水+利用循環水余熱的兩級熱泵加熱煙氣再熱器的方案二。方案一的循環水余熱回收量大，是方案二的2 倍以上，且可加熱凝結水、提高鍋爐進風溫度，綜合能源利用率較高。因此本工程推薦組合技術方案一。

2)采用方案一后，煙氣冷卻器加熱凝結水節約標煤約1.54 g/kWh，熱泵系統多余熱量加熱鍋爐送風節約標煤耗0.5 g/kWh，熱泵系統驅動熱源增加的標煤約1.49 g/kWh，整體而言機組的發電標煤降低約0.55 g/kWh。