0引言

 

  目前，大型電站鍋爐的熱效率普遍在90%～94%，其中排煙熱損失占到全部熱損失的一半以上，蘊藏巨大的余熱資源。大型燃煤機組的鍋爐排煙溫度一般在120～140℃左右，大量低品位熱能未經(jīng)利用便直接排向環(huán)境。如果能有效降低電站鍋爐的排煙溫度至80～100℃，則可提高鍋爐效率2%～5%，供電煤耗將下降2～4g/（kW·h），年節(jié)約標(biāo)煤約700～1500萬t。

 

  隨著近年來能源價格的不斷攀升以及節(jié)能減排要求的日益嚴(yán)格，電站鍋爐尾部煙氣余熱的回收利用逐漸受到重視。

 

  利用鍋爐尾部煙氣余熱加熱凝結(jié)水，機組總出功增加，從而降低煤耗、提高機組效率。國內(nèi)的華北電力大學(xué)、山東大學(xué)、西安交通大學(xué)等單位開展了低壓省煤器的研究[3-5]。上海外高橋三電廠通過增設(shè)“廣義回?zé)嵯到y(tǒng)”降低排煙溫度，提高了0.7%的機組效率。德國基于自身火電技術(shù)的發(fā)展?fàn)顩r和主要燃用褐煤的特點，成功在Niederaussem電廠的K號機組中應(yīng)用旁路煙道技術(shù)，通過多級換熱器和多種途徑回收煙氣余熱，節(jié)約供電煤耗約7g/（kW·h），機組效率約提高1.4%，是目前報道的煙氣余熱利用系統(tǒng)中節(jié)能效果最好的在運行系統(tǒng)。

 

  1集成旁路煙道技術(shù)的高效煙氣余熱利用系統(tǒng)

 

  1.1高效煙氣余熱利用系統(tǒng)

 

  從本質(zhì)上說，Niederaussem電廠K號機組的煙氣余熱利用系統(tǒng)是在常規(guī)余熱利用系統(tǒng)（加裝低溫省煤器）的基礎(chǔ)上進行改進和創(chuàng)新，與傳統(tǒng)低溫省煤器的節(jié)能原理是一致的。考慮到鍋爐燃燒褐煤時的排煙溫度較高，為進一步提高煙氣余熱利用效率，該機組采用布置多臺換熱器，利用不同熱量的低溫煙氣加熱高、低壓給水和空氣預(yù)熱器進口處的一、二次冷風(fēng)。

 

  該機組鍋爐共布置2臺回轉(zhuǎn)式空氣預(yù)熱器，其進出口煙氣溫度約為350 ℃和160 ℃。與低溫省煤器布置在空氣預(yù)熱器之后的傳統(tǒng)方式不同，該機組的尾部煙道在省煤器之后分成了主、旁路煙道兩部分，主煙道內(nèi)仍然布置空氣預(yù)熱器對空氣進行加熱，而新增設(shè)的旁路煙道中布置了高壓給水換熱器和低壓凝結(jié)水換熱器。由于旁路煙道并聯(lián)于空氣預(yù)熱器，高壓給水換熱器入口的煙氣溫度將達(dá)到350 ℃，可以用來加熱溫度較高的高壓給水，替代了部分高壓回?zé)崞鞯某槠唤?jīng)過一次換熱后的煙氣溫度將至231 ℃，再流經(jīng)低壓凝結(jié)水換熱器，將余熱通過一個水循環(huán)子系統(tǒng)進一步傳遞給溫度較低的第五級回?zé)崞?，替代了第五級回?zé)崞鞯牟糠殖槠?。旁路煙道?nèi)的兩組換熱器都排擠了溫度不同的回?zé)岢槠?，在進汽量不變的情況下可以增加汽輪機的總出功。

 

  旁路煙道出口處煙氣溫度約為160 ℃，與空氣預(yù)熱器出口的煙氣溫度相同。匯合煙道后面布置除塵器，然后是新增設(shè)的冷風(fēng)預(yù)熱器。布置在脫硫系統(tǒng)之前的冷風(fēng)預(yù)熱器采用水媒換熱器，實現(xiàn)煙氣與冷二次風(fēng)的換熱。煙氣經(jīng)過冷風(fēng)預(yù)熱器后，溫度會降至110 ℃左右。至此，尾部煙氣的余熱依次全部傳遞給了鍋爐給水和二次風(fēng)。

 

  1.2 旁路煙道技術(shù)的高效節(jié)能原理  由于旁路煙道技術(shù)的應(yīng)用，Niederaussem電廠K號機組平均節(jié)約供電煤耗約7 g/（kW·h），機組效率提高1.4%，實現(xiàn)了對電站鍋爐尾部煙氣余熱的高效節(jié)能利用。其設(shè)計上的獨特之處在于以下幾方面。

 

  a）采用旁路煙道加前置冷風(fēng)預(yù)熱器的設(shè)計，提升了回收余熱的煙氣溫度水平，流入換熱器的凝結(jié)水或給水溫度高，可排擠更高壓力的抽汽，煙氣余熱的利用率也得到了提高。

 

  b）經(jīng)改造后約有33%的煙氣將會進入旁路煙道，主煙道內(nèi)空氣預(yù)熱器的換熱量將有所減少，因此在匯合煙道之后布置了冷風(fēng)預(yù)熱器，利用160℃以下的煙氣余熱對原先直接進入空氣預(yù)熱器的冷風(fēng)進行預(yù)熱，從而保證了整個空氣升溫過程需要的熱量。不難發(fā)現(xiàn)，該機組余熱利用效率較高的關(guān)鍵在于利用160 ℃以下的低溫?zé)煔庥酂峒訜釡囟群艿偷睦滹L(fēng)空氣（平均溫度20 ℃左右），而置換出的高溫煙氣（350～160 ℃） 則用于加熱溫度更高的第五級回?zé)崞鞯哪Y(jié)水和高壓給水，從而實現(xiàn)了煙氣余熱的梯級利用，即高品位的高溫煙氣余熱用于加熱溫度較高的給水和凝結(jié)水，排擠較高壓力的回?zé)崞鞒槠?，更多地產(chǎn)生額外功率，而將低品質(zhì)的低溫?zé)崃坑糜诘蜏乜諝猓ɡ滹L(fēng)）的預(yù)熱等。

 

  2 針對我國機組特點的高效煙氣余熱回收系統(tǒng)設(shè)計  德國Niederaussem電廠K號機組的燃料是褐煤，排煙溫度可達(dá)160 ℃以上，且煙氣中水蒸氣含量較高，煙氣可回收余熱量較多，因此其可以將約33%的煙氣送入旁路煙道用于加熱給水和凝結(jié)水。我國燃煤電廠除東北和內(nèi)蒙外多采用無煙煤和煙煤作為燃料，排煙溫度一般在120~140 ℃之間且水蒸氣含量較少、煙氣溫度水平較低且可利用余熱量較少[9，10]，我國典型燃煤發(fā)電機組的鍋爐煙氣成分、煙氣余熱可利用量及溫度水平與德國Niederaussem電廠K號機組有較大區(qū)別。因此，基于旁路煙道新型余熱利用系統(tǒng)在應(yīng)用于我國的典型燃煤發(fā)電機組時，具體流程和參數(shù)應(yīng)根據(jù)具體機組參數(shù)進行重新設(shè)計。

 

  2.1 案例的選取  設(shè)計煤種為煙煤，其收到基碳、氫、氧、氮、硫、水分份額分別為：56.25%、3.79%、12.11%、0.82%、0.17%、18.1%。當(dāng)汽機機組處于最大連續(xù)出力TMCR（Turbine Maximum Continue Rate） 工況運行時，鍋爐設(shè)計燃煤量為409.90 t/h，鍋爐熱效率94.08%，排煙溫度132 ℃。系統(tǒng)主蒸汽壓力為26.25 MPa，溫度為600℃，主蒸汽流量達(dá)3 093 t/h。  再熱蒸汽壓力和溫度分別為6 MPa和600 ℃。汽機背壓為5.75 kPa，平均排汽焓為2 325.8 kJ/kg，排汽干度為0.904 0。

 

  2.2 采用常規(guī)余熱利用系統(tǒng)時的性能分析  常規(guī)煙氣余熱利用技術(shù)一般采用在空氣預(yù)熱器出口之后的尾部煙道內(nèi)增設(shè)低溫省煤器來回收鍋爐尾部的煙氣余熱、加熱凝結(jié)水以減少回?zé)岢槠９?jié)省的抽汽將在后續(xù)汽輪機中繼續(xù)膨脹作功，增加機組總出功，從而實現(xiàn)節(jié)能的目的。

 

  以案例電廠為例，在常規(guī)煙氣余熱利用系統(tǒng)中，低溫省煤器布置于空氣預(yù)熱器之后，其入口煙氣溫度僅為132 ℃，由于低溫省煤器的換熱溫差限制（本文選取換熱器內(nèi)最小節(jié)點溫差為15 ℃以上），因此結(jié)合案例機組回?zé)嵯到y(tǒng)側(cè)的汽水參數(shù)情況，回收的煙氣余熱最高只能與第7級回?zé)崞鞑⒙?lián)、排擠部分第7級抽汽。經(jīng)過案例計算分析可知，在滿足換熱節(jié)點溫差等工程約束條件下，當(dāng)最終排煙溫度為90 ℃時，采用余熱利用系統(tǒng)后機組供電煤耗僅降低1.56 g/ （kW·h），節(jié)能效果遠(yuǎn)低于德國Niederaussem電廠的煙氣余熱利用效率。

 

  2.3 采用基于旁路煙道的新型余熱利用系統(tǒng)的性能分析  針對我國典型百萬kW機組實際數(shù)據(jù)，借鑒德國Niederaussem 電廠的煙氣余熱梯級回收利用方式，采用了基于旁路煙道的新型余熱利用系統(tǒng)。

 

  由于德國電廠大多以褐煤作為燃料，鍋爐排煙余熱量很高，而國內(nèi)煙煤鍋爐的排煙溫度一般在120~150 ℃之間，煙氣溫度水平相對較低，在應(yīng)用上和德國電廠的實際情況有較大區(qū)別，因此在各關(guān)鍵設(shè)備和流程上必須重新設(shè)計。

 

  不同于德國燃用褐煤的發(fā)電機組，國內(nèi)典型燃煤機組的總余熱利用量較低，因此新型余熱利用系統(tǒng)的低溫?fù)Q熱器部分不使用水媒相變式換熱器，而直接采用煙氣—凝結(jié)水換熱器，與第5、6級回?zé)峒訜崞鞑⒙?lián)。德國電廠的冷風(fēng)預(yù)熱器入口煙氣為160 ℃，出口煙溫在110 ℃左右，而案例機組冷風(fēng)預(yù)熱器入口的煙溫僅為130 ℃左右，如果排煙溫度也為110℃，則煙氣溫度僅降低20 ℃，余熱回收量過少。因此，結(jié)合案例機組運行工況、煤種條件等因素，通過采用耐腐蝕材料、控制腐蝕速度等相關(guān)措施，最大限度降低余熱利用裝置的低溫腐蝕。最終將允許的最低排煙溫度設(shè)計為90 ℃。

 

  結(jié)合基準(zhǔn)電站的熱力系統(tǒng)參數(shù)，對采用常規(guī)低溫省煤器和旁路煙道技術(shù)的兩種余熱利用方案分別進行系統(tǒng)設(shè)計。

 

  計算結(jié)果表明，案例機組采用旁路煙道技術(shù)的煙氣余熱利用系統(tǒng)后，可提高全廠效率1.81%，而采用常規(guī)的低溫省煤器時全廠效率提高百分比僅為0.54%；采用優(yōu)化方案后，全年平均供電標(biāo)煤煤耗降低值由1.56 g/（kW·h）大幅度提高至5.19 g/（kW·h），經(jīng)濟性比傳統(tǒng)的單一利用空氣預(yù)熱器出口煙氣余熱加熱凝結(jié)水的常規(guī)方案有顯著提高，經(jīng)濟優(yōu)勢明顯。

 

  3 結(jié)論  采用旁路煙道技術(shù)的煙氣余熱利用系統(tǒng)能夠明顯地提高煙氣余熱利用系統(tǒng)的經(jīng)濟性，全年平均供電標(biāo)煤煤耗降低值由1.56 g/（kW·h）大幅度提高至5.20 g/（kW·h），經(jīng)濟優(yōu)勢明顯。通過借鑒德國Niederaussem電廠K號機組，針對我國典型燃煤發(fā)電機組實際情況而提出的基于旁路煙道的新型高效煙氣余熱回收系統(tǒng)，相對于傳統(tǒng)余熱利用系統(tǒng)節(jié)能效果更顯著、經(jīng)濟優(yōu)勢明顯，為我國燃煤發(fā)電機組的余熱綜合利用與深度節(jié)能提供了有價值的技術(shù)選項。