组合式余热利用系统

  0引言

 

  目前，大型电站锅炉的热效率普遍在90%～94%，其中排烟热损失占到全部热损失的一半以上，蕴藏巨大的余热资源。大型燃煤机组的锅炉排烟温度一般在120～140℃左右，大量低品位热能未经利用便直接排向环境。如果能有效降低电站锅炉的排烟温度至80～100℃，则可提高锅炉效率2%～5%，供电煤耗将下降2～4g/（kW·h），年节约标煤约700～1500万t。

 

  随着近年来能源价格的不断攀升以及节能减排要求的日益严格，电站锅炉尾部烟气余热的回收利用逐渐受到重视。

 

  利用锅炉尾部烟气余热加热凝结水，机组总出功增加，从而降低煤耗、提高机组效率。国内的华北电力大学、山东大学、西安交通大学等单位开展了低压省煤器的研究[3-5]。上海外高桥三电厂通过增设“广义回热系统”降低排烟温度，提高了0.7%的机组效率。德国基于自身火电技术的发展状况和主要燃用褐煤的特点，成功在Niederaussem电厂的K号机组中应用旁路烟道技术，通过多级换热器和多种途径回收烟气余热，节约供电煤耗约7g/（kW·h），机组效率约提高1.4%，是目前报道的烟气余热利用系统中节能效果最好的在运行系统。

 

  1集成旁路烟道技术的高效烟气余热利用系统

 

  1.1高效烟气余热利用系统

 

  从本质上说，Niederaussem电厂K号机组的烟气余热利用系统是在常规余热利用系统（加装低温省煤器）的基础上进行改进和创新，与传统低温省煤器的节能原理是一致的。考虑到锅炉燃烧褐煤时的排烟温度较高，为进一步提高烟气余热利用效率，该机组采用布置多台换热器，利用不同热量的低温烟气加热高、低压给水和空气预热器进口处的一、二次冷风。

 

  该机组锅炉共布置2台回转式空气预热器，其进出口烟气温度约为350 ℃和160 ℃。与低温省煤器布置在空气预热器之后的传统方式不同，该机组的尾部烟道在省煤器之后分成了主、旁路烟道两部分，主烟道内仍然布置空气预热器对空气进行加热，而新增设的旁路烟道中布置了高压给水换热器和低压凝结水换热器。由于旁路烟道并联于空气预热器，高压给水换热器入口的烟气温度将达到350 ℃，可以用来加热温度较高的高压给水，替代了部分高压回热器的抽汽；经过一次换热后的烟气温度将至231 ℃，再流经低压凝结水换热器，将余热通过一个水循环子系统进一步传递给温度较低的第五级回热器，替代了第五级回热器的部分抽汽。旁路烟道内的两组换热器都排挤了温度不同的回热抽汽，在进汽量不变的情况下可以增加汽轮机的总出功。

 

  旁路烟道出口处烟气温度约为160 ℃，与空气预热器出口的烟气温度相同。汇合烟道后面布置除尘器，然后是新增设的冷风预热器。布置在脱硫系统之前的冷风预热器采用水媒换热器，实现烟气与冷二次风的换热。烟气经过冷风预热器后，温度会降至110 ℃左右。至此，尾部烟气的余热依次全部传递给了锅炉给水和二次风。

 

  1.2 旁路烟道技术的高效节能原理  由于旁路烟道技术的应用，Niederaussem电厂K号机组平均节约供电煤耗约7 g/（kW·h），机组效率提高1.4%，实现了对电站锅炉尾部烟气余热的高效节能利用。其设计上的独特之处在于以下几方面。

 

  a）采用旁路烟道加前置冷风预热器的设计，提升了回收余热的烟气温度水平，流入换热器的凝结水或给水温度高，可排挤更高压力的抽汽，烟气余热的利用率也得到了提高。

 

  b）经改造后约有33%的烟气将会进入旁路烟道，主烟道内空气预热器的换热量将有所减少，因此在汇合烟道之后布置了冷风预热器，利用160℃以下的烟气余热对原先直接进入空气预热器的冷风进行预热，从而保证了整个空气升温过程需要的热量。不难发现，该机组余热利用效率较高的关键在于利用160 ℃以下的低温烟气余热加热温度很低的冷风空气（平均温度20 ℃左右），而置换出的高温烟气（350～160 ℃） 则用于加热温度更高的第五级回热器的凝结水和高压给水，从而实现了烟气余热的梯级利用，即高品位的高温烟气余热用于加热温度较高的给水和凝结水，排挤较高压力的回热器抽汽，更多地产生额外功率，而将低品质的低温热量用于低温空气（冷风）的预热等。

 

  2 针对我国机组特点的高效烟气余热回收系统设计  德国Niederaussem电厂K号机组的燃料是褐煤，排烟温度可达160 ℃以上，且烟气中水蒸气含量较高，烟气可回收余热量较多，因此其可以将约33%的烟气送入旁路烟道用于加热给水和凝结水。我国燃煤电厂除东北和内蒙外多采用无烟煤和烟煤作为燃料，排烟温度一般在120~140 ℃之间且水蒸气含量较少、烟气温度水平较低且可利用余热量较少[9，10]，我国典型燃煤发电机组的锅炉烟气成分、烟气余热可利用量及温度水平与德国Niederaussem电厂K号机组有较大区别。因此，基于旁路烟道新型余热利用系统在应用于我国的典型燃煤发电机组时，具体流程和参数应根据具体机组参数进行重新设计。

 

  2.1 案例的选取  设计煤种为烟煤，其收到基碳、氢、氧、氮、硫、水分份额分别为：56.25%、3.79%、12.11%、0.82%、0.17%、18.1%。当汽机机组处于最大连续出力TMCR（Turbine Maximum Continue Rate） 工况运行时，锅炉设计燃煤量为409.90 t/h，锅炉热效率94.08%，排烟温度132 ℃。系统主蒸汽压力为26.25 MPa，温度为600℃，主蒸汽流量达3 093 t/h。  再热蒸汽压力和温度分别为6 MPa和600 ℃。汽机背压为5.75 kPa，平均排汽焓为2 325.8 kJ/kg，排汽干度为0.904 0。

 

  2.2 采用常规余热利用系统时的性能分析  常规烟气余热利用技术一般采用在空气预热器出口之后的尾部烟道内增设低温省煤器来回收锅炉尾部的烟气余热、加热凝结水以减少回热抽汽。节省的抽汽将在后续汽轮机中继续膨胀作功，增加机组总出功，从而实现节能的目的。

 

  以案例电厂为例，在常规烟气余热利用系统中，低温省煤器布置于空气预热器之后，其入口烟气温度仅为132 ℃，由于低温省煤器的换热温差限制（本文选取换热器内最小节点温差为15 ℃以上），因此结合案例机组回热系统侧的汽水参数情况，回收的烟气余热最高只能与第7级回热器并联、排挤部分第7级抽汽。经过案例计算分析可知，在满足换热节点温差等工程约束条件下，当最终排烟温度为90 ℃时，采用余热利用系统后机组供电煤耗仅降低1.56 g/ （kW·h），节能效果远低于德国Niederaussem电厂的烟气余热利用效率。

 

  2.3 采用基于旁路烟道的新型余热利用系统的性能分析  针对我国典型百万kW机组实际数据，借鉴德国Niederaussem 电厂的烟气余热梯级回收利用方式，采用了基于旁路烟道的新型余热利用系统。

 

  由于德国电厂大多以褐煤作为燃料，锅炉排烟余热量很高，而国内烟煤锅炉的排烟温度一般在120~150 ℃之间，烟气温度水平相对较低，在应用上和德国电厂的实际情况有较大区别，因此在各关键设备和流程上必须重新设计。

 

  不同于德国燃用褐煤的发电机组，国内典型燃煤机组的总余热利用量较低，因此新型余热利用系统的低温换热器部分不使用水媒相变式换热器，而直接采用烟气—凝结水换热器，与第5、6级回热加热器并联。德国电厂的冷风预热器入口烟气为160 ℃，出口烟温在110 ℃左右，而案例机组冷风预热器入口的烟温仅为130 ℃左右，如果排烟温度也为110℃，则烟气温度仅降低20 ℃，余热回收量过少。因此，结合案例机组运行工况、煤种条件等因素，通过采用耐腐蚀材料、控制腐蚀速度等相关措施，最大限度降低余热利用装置的低温腐蚀。最终将允许的最低排烟温度设计为90 ℃。

 

  结合基准电站的热力系统参数，对采用常规低温省煤器和旁路烟道技术的两种余热利用方案分别进行系统设计。

 

  计算结果表明，案例机组采用旁路烟道技术的烟气余热利用系统后，可提高全厂效率1.81%，而采用常规的低温省煤器时全厂效率提高百分比仅为0.54%；采用优化方案后，全年平均供电标煤煤耗降低值由1.56 g/（kW·h）大幅度提高至5.19 g/（kW·h），经济性比传统的单一利用空气预热器出口烟气余热加热凝结水的常规方案有显著提高，经济优势明显。

 

  3 结论  采用旁路烟道技术的烟气余热利用系统能够明显地提高烟气余热利用系统的经济性，全年平均供电标煤煤耗降低值由1.56 g/（kW·h）大幅度提高至5.20 g/（kW·h），经济优势明显。通过借鉴德国Niederaussem电厂K号机组，针对我国典型燃煤发电机组实际情况而提出的基于旁路烟道的新型高效烟气余热回收系统，相对于传统余热利用系统节能效果更显著、经济优势明显，为我国燃煤发电机组的余热综合利用与深度节能提供了有价值的技术选项。