火电厂烟气余热利用技术应用

摘 要：本文在新环保强制要求、煤价上涨，发电成本增加的背景下，探讨为减少锅炉热损失，提高发电企业的经济效益，降低煤炭用量的增长速度，提出增设低温省煤器以达到烟气余热利用的途径，并对增设低温省煤器前后机组运行情况进行了经济分析。

关键词：锅炉热损失；低温省煤器；烟气余热；凝结水

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

1 概述

某火电新建工程为2×1000MW 超超临界空冷机组，配套两台 3125t/h 的超超临界锅炉。汽轮机型式：高效超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、单背压、间接空冷、凝汽式、八级回热抽汽。汽轮机主要参数：主蒸汽压力：27MPa（a）；主蒸汽温度：600℃；再热蒸汽温度：610℃；设计背压：11kPa（a）；夏季背压：28 kPa（a）；最终给水温度：308.4℃。

2 锅炉热损失分析及热量回收利用研究

锅炉热损失主要包括：排烟损失、化学未完全燃烧热损失、机械未完全燃烧热损失、散热损失、灰渣物理热损失、飞灰热损失，以上热量损失中排烟热损失是最大的，可以对锅炉热效率产生4～6%的影响，约占所有锅炉热损失总量的70%～85%。所以研究利用烟气携带的热量是提高锅炉效率、节约能源的非常重要的途径。

煤粉锅炉的排烟热量损失占锅炉总热量损失的绝大部分。以往锅炉的设计时，综合考虑烟气的低温腐蚀、高合金钢价格及燃煤价格后，大型火电厂煤粉锅炉的排烟温度一般在 120～130℃之间，燃烧高水份、硫份的燃煤时选取的排烟温度会更高一些。另一方面，现在燃煤锅炉因烟气换热设备存在漏烟、降低脱硫效率等弊端，已不设置GGH，而采用喷水对烟气冷却，烟温从 120℃降至 90℃，在机组THA工况喷水量约 65t/h，耗水量较大，而且这部分排烟热损失无法回收。考虑到现在煤炭价格较高，如这排烟损失的热量不进行回收，不利于提高机组效率，降低煤耗，为提高机组运行经济性，本文章分析论述新建工程引风机出口与烟气进脱硫塔之前设置低温省煤器，对汽轮机的部分凝结水进行加热热，从而降低脱硫烟气温度，回收余热，提高机组效率。

3 低凝结水系统设置及换热器的热平衡计算

3.1 低温省煤器系统

低温省煤器引接凝结水，通过排烟加热凝结水，凝结水流经低温省煤器吸收热量，降低排烟温度，凝结水被加热、升高温度后再返回汽轮机低压加热器系统，相当于部分低压加热器的作用，是回热加热系统的一个组成部分。因此，利用低温省煤器将节省汽轮机的回热抽汽，在汽轮机总进汽量不变的情况下，减少的抽汽能在汽轮机中继续膨胀做功，如发电功率不变，则可节约机组的能耗。同时考虑到堵灰、磨损和低温腐蚀等不利因素，为保证运行可靠，减少维护成本，低温省煤器布置在引风机出口烟道上，脱硫塔入口之前。

3.2 热平衡计算

以下按照本工程一台机组燃用设计煤种的热耗率验收工况（THA 工况）计算。依本工程的设计阶段的燃煤热平衡计算书和汽轮机热平衡图，低温省煤器将电除尘器出口烟气温度120℃降至90℃进入脱硫吸收塔。热平衡显示，本机组TRL工况凝结水温高，若按部分流量凝结水进低温省煤器考虑，则高温侧端差小，低温省煤器换热面积大，造价高，不经济；现阶段按凝结水全流量与低温省煤器换热进行设计。系统连接：从8#低加前后两点取全部流量凝结水（夏季工况从8#低加前取水，其它工况从8#低加后取水），回水到7#低加前。低温省煤器的型式可采用两种形式逆流换热（管式或板式）。低温省煤器中的凝结水流量可由热平衡计算出来。

凝结水在低温省煤器内所吸收的热量抵消了其在7#低压加热器内的部分吸热量，用于7级的抽汽量于是相应减少，减少的抽汽量在汽轮机内继续做功，使机组功率增加，进一步提高了热量利用效率。加设低温省煤器后7、8 级抽汽流量发生了变化，变化量可由热平衡计算重新确定。增加低温省煤器后的热平衡图见图1，通过与增设前的热平衡图对比，可知低压缸各级抽汽流量发生了变化，而温度和压力没有变化，在各级回热加热器的进、出口处凝结水温度也没有发生变化。

根据烟气在低温省煤器的放热量和凝结水进水温度及凝结水的流量，可计算得到低温省煤器的凝结水的出水温度。接下来根据热平衡计算可分别算出各级低压部分抽汽量。装设低温省煤器前后7、8 级抽汽量和低压缸排汽量的对比见表1。

7级抽汽抽汽减少的部分在低压缸中做功，从表 6-2计算出获得的做功增量为5483kW，8级抽汽由于上游来的疏水量减小而使得抽汽量少量增加，折减发电能力约566kW，这些功率数值是在汽机进汽量及锅炉蒸发量不变得情况下获得的。增加低温省煤器后，烟气侧阻力增加约为490Pa，引风机的功率随之也要增加；由表1知低压缸排汽量增加了49.2t/h，因此凝汽器循环水泵的功率也增加，以上两项多耗用的能量将增加厂用电量约545KW。扣除增加的能耗，实际汽轮机做功增加值为4372kW。

不设置低温省煤器时，机组原发电功率1000000kW，汽机热耗率为7719kJ/kWh，管道效率按99%，锅炉效率按94.3%，厂用电率3.3%，供电标煤耗为292.1g/kWh。增加了低温省煤器以后，汽机热耗率7719×1000000÷（1000000+5483-566）=7681.2kJ/kWh，厂用电率 3.3%，

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发电标煤耗290.8g/kWh。经计算发电标标准煤耗减少了1.3g/kWh。按机组发电功率不变，年利用小时 5000h计算，由于发电煤耗减少，每台机组标煤耗量每年减少 1000000×5000×1.3×10-6=6500t。

4 经济性分析

经济效益方面，每台机组每年可节约标煤6500t，假定标煤价按照560元/t，每台机组每年可节省燃料费用共计6500×560=364万元。增加低温省煤器回收烟气热量后，烟气脱硫系统减少喷水量约65t/h，全年节约用水65×5000=325000t。考虑烟气脱硫系统工艺用水制备、喷淋设备投用等综合成本，水价暂估2元/t计，每台机组每年可节省水费65万元。固定投资方面，对单台机组，低温省煤器设备本体费用约2500万元，土建基础费用约50万；引风机造价增加40万元；增加的凝结水管道等投資约50万元。总投资约2640万元。

综上，增设烟气低温省煤器的方案可减少排烟损失，节约用水。低温省煤器投入运行，每台机组每年可节省燃料费用和水费429万元，既有经济效益又有社会效益。

参考文献：

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[2]宋琳生.电厂金属材料[M].中国电力出版社，2006，8（01）.

[3]李勤道，刘志真.热力发电厂热经济性计算分析[M].中国电力出版社，2008，12（01）.

作者简介：郭振华（1975-），男，山西大同人，本科，工程师，项目锅炉主管，研究方向：电厂热能动力工程。