某2×1000MW超超临界燃煤空冷机组锅炉排烟余热高能级深度利用的分析研究

摘 要 提出了1000MW超超临界燃煤空冷机组“锅炉排烟余热高能级深度利用”的新方案，通过对锅炉排烟各能级段之间热量转换的计算分析，在保证系统可靠性的前提下，提出了高效利用锅炉排烟余热的方案，并进行了该方案的经济性分析。该方案应用后节能效果显著：可降低锅炉排烟温度30℃。降低机组发电标准煤耗2.67g/kwh，两台机组年节标准煤3.08万吨。此外还可以大大减少脱硫吸收塔系统的蒸发水量。

关键词 超超临界机组；排烟余热；高能级；深度利用

中图分类号：TK263 文献标识码：A 文章编号：1671-7597（2014）15-0162-02

锅炉效率（尤其是超超临界机组）是影响热力发电厂经济性的重要因素，影响锅炉效率的因素众多，包括各种热损失，其中排烟损失是锅炉热损失中最大的一项，约占锅炉热损失的70-80%[1]。因此，近年来国内外众多专家学者对锅炉尾部烟气的余热利用进行了大量的研究工作[2-4]，尤其是传统的低压省煤器技术[5-7]，可大大降低锅炉的排烟温度，从而提高机组的经

济性。

山东大学孙奉仲等人等对锅炉排烟温度深度利用做了研究工作[8-9]，获得了深度降低排烟温度的理论。研究表明：与传统排烟余热利用系统相比，如果排烟温度降低35℃，能级提升系统利用烟气的能级提升了1倍，机组火用效率提高了0.75%。可见采用能级提升系统对锅炉排烟温度进行深度利用经济效益显著。

本文即针对该新型方案，结合实际的2×1000MW超超临界燃煤空冷机组进行技术经济评价，分析该机组采用排烟余热高能级深度利用的可行性及经济性。

1 工程简介

本2×1000MW机组为扩建工程，本期工程拟建设2×1000MW超超临界燃煤间接空冷机组，同步建设烟气脱硫装置、脱硝装置，预留2×1000MW间接空冷机组的条件。该机组锅炉采用超超临界参数变压直流炉、单炉膛、一次再热、平衡通风、前后墙对冲燃烧（暂定）、紧身封闭布置、固体排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型（暂定）锅炉。采用等离子点火节油技术。在锅炉BMCR工况下，过热蒸汽量、压力及温度分别为：3125t/h、29.4Mpa和605℃。

2 排烟余热高能级深度利用方案

2.1 该系统方案介绍

该技术方案核心是通过排烟余热利用系统设备的合理组合，从系统的角度把回收利用的低能级烟气通过热量转移置换等手段，提高用于加热回热系统的余热能级，以获得更大的经济效益。其基本原理如图1所示。

锅炉排烟余热高能级深度利用系统有如下几部分组成。

1）在引风机后设置传统的低压省煤器，降低进入脱硫系统的排烟温度。

2）在空预器上游设置前置式空预器装置，通过传统的低压省煤器回收锅炉排烟余热，加热进入空预器的冷空气。

图1 锅炉排烟余热高能级深度利用系统原理图

3）空预器前主烟道上设置空预器的旁通烟道，在旁路上设置二级烟气换热器，分别为旁路一级高温加热器、旁路二级低温加热器。一级高温加热器加热给水，二级低温加热器加热凝结水。

2.2 该方案的技术特色

前置空预器装置利用锅炉烟气余热加热冷空气，使空预器进口空气温度升高，会减小空预器的传热温差，使空预器换热量减小，热风温度升高，排烟温度升高，所以只存在前置空预器装置，锅炉烟气余热绝大部分没用利用。而通过设置烟气旁路，减少通过空预器的烟气量，可将过高的热风温度降下来，空预器出口烟温降至原排烟温度，将旁路烟气热量利用于凝结水和给水，烟温也降至原排烟温度。由于旁路流出的这部分烟气远比传统意义的排烟温度高，所以其加热的凝结水与给水的出口温度就会得到大幅度提高，可以越过高加直接进入省煤器。这就是将低能级热量通过能级提升，使得烟气余热在高能级下得到深度利用。

该2×1000MW超超临界燃煤空冷机组工程中的烟风系统和汽水系统布置方式的特点如下所述[10]。

烟风系统：该工程中，从省煤器出来的高温烟气，经过脱硝装置后，分成两个支路，两路并联运行。其中约82%高温烟气进入空气预热器，约18%高温烟气进入空气预热器旁通烟道，依次流过新增的高温段加热器与低温段加热器，经过换热后的烟气温度与空预器出口烟温相等。两条并联支路在空预器出口汇合后，进入除尘器。

汽水系统：来自给水泵出口的给水，分成两个支路，两路并联运行。其中回路一为正常高压加热器管路系统管路，回路二为旁路一级高温加热器回路，其进水来自于给水泵出口，流入旁通烟道后，与来自省煤器的高温烟气逆流换热，旁路一级高温加热器出口水温与1#高加出口水温相同，取水量为128.5t/h。旁路二级低温加热器的进水取自于两路，分别来自7#低加的进出口。系统设计取水温度为THA工况下7#低加进水温度85.8℃，此时7#低加出口取水电调阀关闭，取水量为114.7t/h。

计算表明：本工程应用该方案后，可带来以下显著效果。

1）降低锅炉排烟温度30℃。

2）降低机组发电标准煤耗2.67g/kwh，折供电标准煤耗2.73g/kwh，年节标准煤3.08万吨（两台机组）。

3）年减少二氧化碳排放量为10.56万吨（两台机组）。

4）可以大大减少脱硫吸收塔系统的蒸发水量。据初步核算，本工程两台机组脱硫蒸发水量可降低至175t/h，比不设置低温省煤器减少蒸发水量约80t/h。

锅炉排烟余热同时加热凝结水、冷风与给水，将低温烟气能级提升，大幅度提高余热利用效率。此项技术在国外已经成功应用于德国科隆Nideraussem等多家电厂，运行实践表明，设备可靠性高，可提高全厂效率超过1个百分点。

表1 该方案应用于2×1000MW机组的经济性分析（单台机组）

序号 项目 单位 无低温省煤器 本方案

一、热经济性分析

1 电厂发电标煤耗 g/kW・h 基准 -2.67

2 年节省标煤 万吨 基准 1.54

3 标煤价格 元/吨 536

4 年节省燃煤费用 万元 基准 825.44

二、初投资

1 旁路一级高温加热器 万元 基准 700

2 旁路二级低温加热器 万元 基准 300

3 低温省煤器 万元 基准 1200

4 一次风前置空预器 万元 基准 400

5 二次风前置空预器 万元 基准 400

6 水泵 万元 基准 30

7 管道及阀门 万元 基准 120

8 烟道 万元 基准 100

9 总初投资 万元 基准 3250

三、年运行维护费用 万元 基准 48.75

四、经济评价数据

1 年节省运行费用 万元 基准 776.69

2 回收年限 年 基准 6.44

3 该方案的经济性分析

针对该2×1000MW超超临界燃煤空冷机组，对该方案的热经济性、初投资、年运行维护费用和经济性进行了评价分析，如表1所示。从表1可知，本方案需要增加投资3250万元/台机组，经过经济评价，可在6.44年内收回投资，全寿命期（按20年折现）综合收益为5274.17万元（两台机组）。

4 结论

锅炉排烟余热高能级深度利用技术是通过排烟余热利用系统设备的合理组合，从系统的角度把回收利用的低能级烟气通过热量转移置换等手段，提高用于加热回热系统的余热能级，以获得更大的经济效益。该方案综合了低温省煤器技术用于加热送风及凝结水的优势，同时又避免了他们的不足，与常规低温省煤器设置技术相比，减少了除尘器前设置低温省煤器导致积灰和腐蚀的风险，更加有效提高了机组效率，是实现电厂深度节能并安全可靠运行的有效技术手段。

该技术应用于2×1000MW超超临界燃煤空冷机组后，需要增加投资3250万元/台机组，可在6.44年内收回投资，全寿命期（按20年折现）综合收益为5274.17万元（两台机组）。

参考文献

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[4]赵恩婵，张方炜，赵永红.火力发电厂烟气余热利用系统的研究设计[J].热力发电，2008，37（10）：66-70.

[5]黄新元，孙奉仲，史月涛.火电厂热系统增设低压省煤器的节能效果[J].热力发电，2008，37（3）：56-58.

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[9]黄新元，孙奉仲.电站锅炉深度降低排烟温度的理论分析与计算[J].华电技术，2010，32（10）：28-30.

[10]山东电力工程咨询院有限公司、锅炉排烟余热高能级热量回收专题报告[R].2013.