锅炉排烟余热高能级深度利用研究

摘要： 本文对1000MW级超超临界机组加装低温烟气换热器方案做了简单的介绍，通过除尘器入口及引风机出口设置低温烟气换热器的方式，采用凝结水换热，降低吸收塔入口烟气温度，同时减少了低加回热抽汽量，实现高效节能、节水。

Abstract： This paper does a simple introduction for 1000MW Ultra Supercritical Unit with low temperature flue gas heat exchanger scheme. To set the way of low-temperature flue gas through the precipitator entrance and the draft fan outlet heat exchanger， transfer heat by condensation， reduce the absorption tower entrance flue gas temperature， while reduce the low regenerative steam quantity can achieve high efficiency energy saving and water saving.

关键词： 低温烟气换热器；烟气温度；回热抽汽

Key words： low temperature flue gas heat exchanger；the flue gas temperature；regenerative steam

中图分类号：TK223 文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2014）16-0063-02

0 引言

本文依托我院设计的1000MW级超超临界燃煤机组工程，对加装低温烟气换热器方案做了深入的研究。经测算，设置低温烟气换热器后，进入脱硫吸收塔的烟气温度由120℃降为85℃，降低汽轮机热耗37kJ/kwh，发电标准煤耗降低约1.354g/kWh，单台1000MW机组年节标煤量约0.745万吨；进入吸收塔烟气温度降低，所以吸收塔喷水量相应减少约68.26t/h，单台1000MW机组年节水量约37.5万吨，将有效实现节能、节水。

1 烟气换热器工艺系统

1.1 节能优化意义 随着我国经济的发展以及环保要求的提高，越来越多的大型火力发电厂投入使用，给社会带来很大的效益。但由于资源的日趋紧张以及用户的燃料费用大幅提高，提高发电机组的效益日趋迫切，而且国家又新出台节能政策和标准，对节能提出了新的要求，节能降耗日益成为主要研究课题。为了达到节约资源的目的，首先从设计上应做到按最佳经济性原则拟定热力系统和选择设备，做到工艺系统流程合理，设备技术先进，节能效果明显，施工安装方便，运行安全经济，从而实现节能目标。

1.2 工艺必要性 排烟热损失是锅炉各项热损失中最大的一项，一般约为5%～12%，占锅炉热损失的60%～70%。影响排烟热损失的主要因素是排烟温度，一般情况下，排烟温度每增加10℃，排烟热损失增加0.6%～1.0%。所以，降低排烟温度对于节约燃料、降低污染具有重要的实际意义。本文按采用石灰石湿法脱硫系统，由引风机出口来的烟气要经喷淋、脱硫等工艺从吸收塔入口的120℃左右最终降低到50℃左右从脱硫系统排出，这一工艺系统浪费了大量的水和能源。在吸风机出口烟道加装烟气余热回收装置，将来自回热系统的凝结水加热后回至凝结水回热加热系统。采用凝结水回收烟气余热，可以显著降低汽轮机热耗，降低发电煤耗，提高电厂热效率。

1.3 工艺流程 机组BMCR工况运行时，空预器出口排烟温度为120℃，过高的排烟温度损失了大量的热量，降低了机组效率。为实现节能减排目标，根据电厂烟道的布置情况及节能要求，拟在机组空预器后至脱硫塔前的烟道内加装烟气冷却器，冷却水采用凝结水，以降低烟气温度，充分利用烟气余热，提高机组能源利用效率。根据设计经验并结合电厂实际情况，低温省煤器的设置可以采用两级方案：第一级低温省煤器设置在除尘器前，由于排烟温度降低，烟气体积减小，飞灰比电阻降低，可大大提高除尘器的收尘性，对新建机组除尘器设计上可采用较小的除尘器规格、较少的能耗、较低的占地，对于改造机组可实现更高的除尘效率，降低排放烟气中的含尘量；但由于烟气酸露点的计算温度为84.9℃，需保证低温受热面金属壁温高出烟气酸露点温度10℃左右，才能避免产生低温腐蚀，烟气冷却器换热面也能避免出现粘性积灰，因此第一级低温省煤器排烟温度控制在95℃。第二级低温省煤器设置在引风机后，这样可以进一步利用烟气的余热量，并节约脱硫用水，此时烟气温度可降至85℃。

凝结水的接出及接入位置，根据排烟温度及热平衡图中的凝结水温度来确定。本文暂按排烟温度为85℃，8号低加出口凝结水温度为83.5℃，因此烟气余热利用效率最高的方案为凝结水从9号低加之后抽出一部份流量至低温省煤器，经过烟气加热后接入8号低压加热器出口，即与8号低加的凝结水流程并列的形式。具体工艺流程见图1。

2 低温烟气换热器技术方案

2.1 设计参数 根据烟风系统计算和原则性热力系统图，引风机出口烟气温度为85℃；8号低加水侧压力1.328MPa，入口温度58.8℃，出口温度83.5℃，凝结水量约1787t/h。根据烟气与凝结水换热平衡计算，低温烟气换热器设计烟气侧入口烟气温度为120℃，烟气侧出口温度为85℃，烟气温度降低约35℃，可以将1337t的凝结水由58.8℃加热至83.5℃。每台炉设置一台低温烟气换热器装置。低温烟气换热器设计数据见表1。

根据汽机厂热平衡图，利用steam-pro软件对增加了低温省煤器后的汽机热耗进行了计算，结果见图2，经过计算可降低热耗37kJ/kWh，发电标煤耗降低1.354g/kWh。按照年利用小时数5500小时计算，单台1000MW机组年节约标煤耗0.745万吨。

2.2 设备运行方式 由热平衡图THA工况，1台机组额定工况下凝结水量约1787t/h，而进入低温烟气换热器的凝结水为1337t/h，所以低温烟气换热器和8号低加并联运行。在系统设计中，低温省煤器后至8号低加出口管道上加装调节阀。在系统运行中，当热量回收装置出水温度低于8号低加出水温度时，减小调节阀开度，增加8号低加进水流量，减少低温烟气换热器进水流量，直至低温烟气换热器出水温度和8号低加出水温度相等；当热量回收装置出水温度高于8号低加出水温度时，增大调节阀开度，减少8号低加进水流量，增加热量回收装置进水流量，直至热量回收装置出水温度和8号低加出水温度相等。

2.3 材质选择及设备形式 由于烟气冷却器的传热温差小，为使受热面结构紧凑以减小体积，并减少材料耗量，传热管必须采用扩展受热面强化传热。

目前较为常用的扩展受热面是H翅片管和螺旋翅片管。在火电厂实际运行过程中，发现螺旋翅片管换热器容易积灰、磨损等缺点，而H翅片管较螺旋翅片管来说，其阻力小、积灰轻、易清灰、耐磨损、寿命长，由于换热器结构紧凑，体积较小便于布置，其应用广泛。因此，本项目中烟气冷却器的传热管采用H型翅片管。

由于烟气深度冷却器工作介质的传热温差小，为使受热面结构紧凑以减小体积，并减少材料耗量，传热管必须采用扩展受热面强化传热。H翅片管作为换热元件，由于其制造工艺简单，能增大管外换热面积，强化传热，因而在常规锅炉设计与改造、利用中低温余热的余热锅炉以及其它燃汽锅炉换热设备中得到了广泛的应用。

3 经济效益分析

3.1 投资分析 设备的初投资费用列表如表2（单台机组）。

3.2 资源节约量分析 采用该装置的节煤和节水情况，年利用小时数按5500考虑，详细的数据见表3。

3.3 运行维护费用 烟道加装低温烟气换热器后，系统阻力增大，引风机运行功耗会相应增加。因此设备年运行费用包括系统设备的年维护费用、烟道加装烟气换热器增加系统阻力带来的引风机运行功耗增加的年费用等。设备年运行维护费用列表如表4。

3.4 收益分析（见表5）

4 结论

据本文测算，采用低温省煤器方案，进入脱硫吸收塔的烟气温度由120℃降为85℃，因而单台1000MW机组吸收塔喷水量相应减少约68.26t/h，年节水量约37.5万吨；发电标准煤耗降低1.354g/kWh，年节标煤量约0.745万吨。另外，低温省煤器可以与除尘器相结合，对除尘效果有利。

在煤炭和水资源日益宝贵的今天，如何实现资源的最高效利用是国家和企业面临的重要难题。低温烟气换热器烟气余热回收装置同时节约了宝贵的煤炭和水资源，并且本工艺其工程实施的可行性好，节能、节水效果显著，具有巨大的环境效益、资源效益和企业效益。

参考文献：

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[2]李秀平，李博，谢津伦.燃煤锅炉低温余热利用技术应用分析[J].中国电力，2011（12）.

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