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(yùn)藏巨大的余熱資源。大型燃煤機(jī)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(jià)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(jī)組總出功增加，從而降低煤耗、提高機(jī)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(jī)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(diǎn)，成功在Niederaussem電廠的K號機(jī)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(jī)組效率約提高1.4%，是目前報(bào)道的煙氣余熱利用系統(tǒng)中節(jié)能效果最好的在運(yùn)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(jī)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(jìn)行改進(jìn)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(shí)的排煙溫度較高，為進(jìn)一步提高煙氣余熱利用效率，該機(jī)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(jìn)口處的一、二次冷風(fēng)。

 

  該機(jī)組鍋爐共布置2臺回轉(zhuǎn)式空氣預(yù)熱器，其進(jìn)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(jī)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(jìn)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(gè)水循環(huán)子系統(tǒng)進(jìn)一步傳遞給溫度較低的第五級回?zé)崞鳎娲说谖寮壔責(zé)崞鞯牟糠殖槠Ｅ月窡煹纼?nèi)的兩組換熱器都排擠了溫度不同的回?zé)岢槠谶M(jìn)汽量不變的情況下可以增加汽輪機(jī)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(shí)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(jī)組平均節(jié)約供電煤耗約7 g/（kW·h），機(jī)組效率提高1.4%，實(shí)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(jì)上的獨(dú)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(jì)，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(jìn)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(jìn)入空氣預(yù)熱器的冷風(fēng)進(jìn)行預(yù)熱，從而保證了整個(gè)空氣升溫過程需要的熱量。不難發(fā)現(xiàn)，該機(jī)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(shí)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嗟禺a(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(jī)組特點(diǎn)的高效煙氣余熱回收系統(tǒng)設(shè)計(jì)  德國Niederaussem電廠K號機(jī)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(jī)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(jī)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(jī)組時(shí)，具體流程和參數(shù)應(yīng)根據(jù)具體機(jī)組參數(shù)進(jìn)行重新設(shè)計(jì)。

 

  2.1 案例的選取  設(shè)計(jì)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(jī)機(jī)組處于最大連續(xù)出力TMCR（Turbine Maximum Continue Rate） 工況運(yùn)行時(shí)，鍋爐設(shè)計(jì)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(jī)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(shí)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(jī)中繼續(xù)膨脹作功，增加機(jī)組總出功，從而實(shí)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(diǎn)溫差為15 ℃以上），因此結(jié)合案例機(jī)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(jì)算分析可知，在滿足換熱節(jié)點(diǎn)溫差等工程約束條件下，當(dāng)最終排煙溫度為90 ℃時(shí)，采用余熱利用系統(tǒng)后機(jī)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(jī)組實(shí)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(shí)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(jì)。

 

  不同于德國燃用褐煤的發(fā)電機(jī)組，國內(nèi)典型燃煤機(jī)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(jī)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(jī)組運(yùn)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(jì)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(jìn)行系統(tǒng)設(shè)計(jì)。

 

  計(jì)算結(jié)果表明，案例機(jī)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(shí)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(jì)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(jì)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(jì)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(jì)優(yōu)勢明顯。通過借鑒德國Niederaussem電廠K號機(jī)組，針對我國典型燃煤發(fā)電機(jī)組實(shí)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(jì)優(yōu)勢明顯，為我國燃煤發(fā)電機(jī)組的余熱綜合利用與深度節(jié)能提供了有價(jià)值的技術(shù)選項(xiàng)。