1 000 MW机组锅炉余热利用方案对比
摘 要：基于低温省煤器可有效回收锅炉尾部的烟气余热，提高机组效率，以某电厂1 000 MW机组为工程应用背景，根据能源梯级利用原则，优化烟气余热利用系统，提出了4种不同的余热利用方案。利用矩阵法，计算得到各方案的汽耗降低值。通过对比分析，相对于低温省煤器布置于空预器出口的传统方案，采用空预器烟气旁路的方案，可使得供电煤耗降低值由1.85 g/kWh提高至3.14 g/kWh，机组节能降耗效果显著。
关键词：电站锅炉;烟气余热利用;低温省煤器;节能降耗
0 引 言
目前，我国电站锅炉的排烟温度在120～150 ℃，烟气余热损失占锅炉总热损失的60%～70%。因此，有效利用烟气余热、降低排烟温度、提高电站的经济性具有重要意义。在锅炉尾部烟道增设低压省煤器是利用烟气余热最为有效、节能效果最为显著的方式之一[1-2]。在国外，德国黑泵电厂(Schwarze Pumpe)、德国科隆电厂(Niederaussem)和日本常陆那珂电厂等，都对烟气余热进行了有效利用，带来了经济效益[3-4]。在国内，西安交通大学、华北电力大学和山东大学等都在相关方面进行了研究[5-9]。上海外高桥电厂三期1 000 MW机组在脱硫塔前安装了汽水换热器，利用汽轮机的凝结水吸收烟气余热，将烟温降低至80～85 ℃，可以使得机组热耗降低0.7%[10-11]。
目前，烟气余热利用系统方案较多，如低温省煤器可以设置于除尘器前、除尘器后等[5,12-13]。本文将对几种常见的余热利用方案进行计算，同时提出空预器烟气旁路的方案，并对这几种方案进行对比。
1 烟气余热利用方式
1)在常规电站机组系统中，利用烟气余热加热凝结水，可以排挤部分从汽轮机抽取的回热抽汽，相应地，被排挤的部分抽汽可以返回汽轮机继续膨胀做功。因此，在没有增加锅炉额外输入能量的情况下，增加了机组的总出力，提高了机组的经济性。
2)在空预器前设置暖风机，可以利用温度较低的低品位烟气来加热进入空预器前的冷空气，即由空预器和暖风机共同加热冷空气，相应地减少空预器的换热量，使得空预器出口的排烟温度升高，减轻空预器的堵塞[6]。
3)德国科隆电厂发电机组在空预器设置烟气旁路，抽取部分的烟气加热高压给水，减少了高压加热器的抽气。
总之，只要遵循“温度对口，梯级利用”的原则，有效利用余热，就可以创造性地选取冷源，选择适宜的利用方案。
2 烟气余热利用方案
以某电厂1 000 MW机组为工程应用背景，提出在锅炉尾部烟道不同位置加装低温省煤器的方案，基于矩阵法，计算得到改造前后的汽耗，分析各个方案的经济性。该电站机组采用的是八级回热系统，设计煤种为神华准2煤，在设计工况下，锅炉的排烟温度125.6 ℃。该电站锅炉型号为DG3033/26.25-II1，为超超临界参数直流炉，前后墙对冲燃烧，一次中间再热，单炉膛平衡通风，固态排渣，尾部双烟道布置，锅炉的设计参数见表1。
2.1 方案1
设置一级低温省煤器。该方案将低温省煤器设置于静电除尘器入口处。拟分别从7、8号低压加热器入口分别引出凝结水，通过1号低温省煤器后，送至6号低压加热器入口。低温省煤器出口烟温为90 ℃;低压省煤器进口烟温135.6 ℃;7号低加抽水量636.2 t/h;8号低加抽水量348.4 t/h;汽轮机热耗7 214.7 kJ/kWh;节约热耗55.4 kJ/kWh;等价节约供电煤耗1.85 g/kWh，其示意如图1所示。方案1可节约煤耗1.85 g/kWh。
方案1的主要优点：易于实行，烟气温度降低后，烟气密度降低，相应的烟气流量减少，可以减少烟气比电阻;同时，电除尘器和引风机的用电量都将减少，节约厂用电。缺点：节能效果一般，省煤器布置在除尘器之前，通过的烟气未经除尘，粉尘浓度较高，使得省煤器容易磨损、积灰和拥堵。因此需要对省煤器结构和布置进行合理的设计，以保证机组安全可靠的运行。
表1 锅炉主要设计参数
Table 1 Main design parameters of the boiler
图1 方案1烟气余热利用示意
Fig.1 First proposed system for waste heat recovery from flue gas
2.2 方案2
设置2级低温省煤器。该方案将低温省煤器分别设置于静电除尘器入口和脱硫塔入口。拟分别从7、8号低压加热器入口分别引出凝结水，先后通过脱硫塔入口2号低温省煤器和除尘器入口1号低温省煤器后，送至6号低压加热器入口。低温省煤器出口烟温为90 ℃;低温省煤器进口烟温135.6 ℃;7号低加抽水量为748.3 t/h;8号低加抽水量为409.8 t/h;汽轮机热耗7 205 kJ/kWh;节约热耗65.1 kJ/kWh;等价节约供电煤耗2.17 g/kWh，其示意如图2所示。方案2利用了引风机的温升，这部分热量被利用到给水系统。但由于低温腐蚀和低温省煤器进口水温的限制，可节约煤耗2.17 g/kWh。
图2 方案2烟气余热利用示意
Fig.2 Second proposed system for waste heat recovery fram flue gas
方案2的优点：采用了2级布置方案，即一级布置在除尘器入口，另外一级布置在引风机出口，兼顾了方案1的优点，同时充分利用了引风机的温升(5～8 ℃)，并且引风机一般布置在地面，其出口烟道中心较低，便于余热利用管道的布置。缺点：省煤器布置在引风机出口处，使得引风机出口烟气阻力增大，同时，省煤器布置于脱硫塔之前，造成腐蚀及堵塞。
2.3 方案3
在除尘器进口处设置1、2号低温省煤器，设置3号低温省煤器用以加热进入锅炉空预器入口冷空气。拟从7号低压加热器入口引出凝结水，通过1号低温省煤器后，送至5号高压加热器入口。2、3号低温省煤器，采用冷却水中间介质吸收烟气余热，用以加热锅炉空预器入口冷空气，将冷空气温度提高至设计温度，相应的空预器出口排烟温度亦将提高。低温省煤器出口烟温为90 ℃;空预器出口烟温161.8 ℃;暖风器进口烟温120.3 ℃;二次风进口温度80.0 ℃;省煤器抽水量767.8 t/h;一次风出口温度298.8 ℃;二次风出口温度298.6℃;汽轮机热耗7 203.1 kJ/kWh;节约热耗67.0 kJ/kWh;等价节约供电煤耗2.23 g/kWh，其示意如图3所示。方案3可节约煤耗2.23 g/kWh。
图3 方案3烟气余热利用示意
Fig.3 Third proposed system for waste heat recovery fram flue gas
方案3的优点：采用烟气温度加热冷空气，提高空预器入口风温，相应地提高空预器出口排烟温度，可以减轻空预器的堵灰等问题。缺点：多增加一台循环水泵，增加厂用电和运行费用。
2.4 方案4
方案1、2和3为传统的烟气余热利用方案，在空预器后增设省煤器。此外，德国科隆电厂采用在空预器烟气旁路的方案，利用旁路烟气加热高加凝结水;国内，有学者提出利用旁路的烟气加热高加凝结水和低加凝结水。传统的余热利用方案，节能效果有限;科隆电厂的方案中不考虑利用余热加热低加凝结水;国内学者提出的利用旁路烟气同时加热高加凝结水和低加凝结水，需要抽取的烟气量较多，容易造成流经空预器的烟气量不足，使得二次风温达不到设计温度，造成空预器出口温度较低。
针对此类问题，提出方案4，即利用旁路烟气加热高加凝结水，旁路与主烟气混合后再加热低加凝结水，有效利用烟气余热加热高加凝结水和低加凝结水，同时，避免改造后二次风温的变动，使其与改造前保持一致。
在计算过程中，为了避免改造后二次风温的变动，需要准确得到改造前后二次风温。因而，本文对三分仓空预器建立计算模型[14]。
设置1～4号低温省煤器。该方案从省煤器出口抽8%的烟气量加热1号低温省煤器，然后抽取的8%烟气与主烟气混合后加热2号省煤器、3号省煤器。拟从3号高压加热器入口引出凝结水，通过1号低温省煤器后，送至1号高压加热器出口;拟从7号低压加热器入口抽出凝结水，通过2号低温省煤器后，送至6号低压加热器出口;3、4号低温省煤器，采用冷却水中间介质吸收烟气余热，用以加热锅炉空预器入口冷空气，将冷空气温度提高至设计温度，相应的空预器出口排烟温度亦将提高。低温省煤器出口烟温为90 ℃;1号省煤器进口烟温375.0 ℃;1号省煤器出口烟温240.0 ℃;2号省煤器进口烟温156.9 ℃;2号省煤器出口烟温120.2 ℃;1号省煤器抽水量87.4 t/h;2号省煤器抽水量684.0 t/h;汽轮机热耗7 176.9 kJ/kWh;节约热耗94.2 kJ/kWh;等价节约供电煤耗3.14 g/kWh，其示意如图4所示。这个方案可节约煤耗3.14 g/kWh。
图4 方案4烟气余热利用示意
Fig.4 Fourth proposed system for waste heat recovery fram flue gas
方案4的优点：兼顾了方案3的优点，同时抽取部分的高温烟气旁路用于加热高加抽取的凝结水，节能效果显著。缺点：改造初期投入费用较高，同时增加了循环水泵和冷却水，增加厂用电和运行费用。
在烟气余热利用过程中，应避免改造后二次风温的变动，使其与改造前保持一致。例如，在方案4中，8%旁路烟气是以保持二次风温不变为前提，通过三分仓计算模型，对比改造前后二次风温的变化(表2)。如果抽取烟气量为总烟气量的6%时，二次风温为300.8 ℃，高于改造前运行风温298.9 ℃;如果抽取烟气量为总烟气量的10%时，二次风温为297.2 ℃，低于改造前运行风温298.9 ℃;二次风温高于或者低于改造前运行温度，都会影响锅炉的经济安全运行。
在4种改造利用方案中，方案4的效果最为显著，节省供电煤耗3.14 g/kWh。方案1为传统的余热利用方案，仅能节省供电煤耗1.85 g/kWh，这主要是由于传统低温省煤器所在位置的烟气温度范围较低，烟气的品味较差而造成的[15]。因而，回收的烟气余热只能用于加热低加抽取的凝结水，节省了做功能力偏差的回热抽汽，使得节能效果不理想。方案4中，回收温度较高的烟气余热用于加热高加抽取的凝结水，高温的烟气为凝结水的焓升提供了高品位的热量，节省了做功能力较好的回热抽汽;低温的烟气余热用于预热温度较低的冷空气，遵循了“温度对口，梯级利用”的原则，使得节能效果显著。
表2 方案4不同抽汽量及一、二次风温的变化
Table 2 Changes of the temperature for the primary and secondary air concerning the extracted steam on the fourth proposed system
3 结 论
1)以某1 000 MW电厂机组为工程应用背景，根据“温度对口，梯级利用”的原则，增设低温省煤器对烟气余热进行回收利用。
2)对4种不同的余热回收方案，通过矩阵法计算各方案的节能情况，发现空预器烟气旁路的方案效果显著，节省供电煤耗为3.14 g/kWh。
3)从能源利用过程来看，在保证机组安全运行的前提下，利用低温省煤器回收的烟气余热排挤能级更高的抽汽时，能够获得更好的节能降耗效果。
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Comparison of different systems for waste heat recovery from flue gas in a 1 000MW power plant
Abstract:To recover the waste heat from flue gas and lower the temperature of the flue gas,four systems are proposed by using a low temperature economizer for energy saving based on the energy cascade utilization principle in a 1 000 MW power plant.The efficiencies of these systems are obtained by using the matrix method.Comparing the typical system of waste heat recovery that the economizer is located after the air preheater;the system of flue gas bypass of the air preheater has advantages and the standard coal consumption reduction is increased from 1.85 g/kWh to 3.14 g/kWh.
Key words:boiler;waste heat recovery;low temperature economizer;energy-saving and consumption-reducing
中图分类号：TQ534;TK11
文献标志码：A
文章编号：1006-6772(2017)06-0124-05
收稿日期：2017-06-10;责任编辑孙淑君
DOI:10.13226/j.issn.1006-6772.2017.06.023
基金项目：国家重点研发计划资助项目(2016YFB0600605);国家自然科学基金资助项目(91544108)
引用格式：杨富鑫，谭厚章，张俊杰，等.1 000 MW机组锅炉余热利用方案对比[J].洁净煤技术，2017，23(6)：124-128.
YANG Fuxin,TAN Houzhang,ZHANG Junjie,et al.Comparison of different systems for waste heat recovery from flue gas in a 1 000 MW power plant[J].Clean Coal Technology，2017，23(6)：124-128.
