关于烟气余热利用的研究

摘要：本文依托新疆某国产超临界燃煤间接空冷供热机组，对烟气加热凝结水回收烟气余热展开讨论，并且通过计算得出增加烟气余热利用装置提高了机组热效率，节能节水。

关键词：超临界间接空冷机组；烟气余热利用换热器

Abstract: this paper based on a domestic supercritical coal in xinjiang indirect air-cooled heat supply unit, discuss esflue gas heating recovered flue gas condensate, and by the calculations increase flue gas waste heat utilization device enhancing the power generator unit thermal efficiency, saving energy and water.

Keywords: supercritical indirect air cooling units; Smoke waste heat using heat exchanger

中图分类号：TU834.6+34文献标识码：A 文章编号：

0. 概述

众所周知，排烟热损失是锅炉各项热损失中最大的一项，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，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。

针对新疆某国产超临界燃煤间接空冷供热机组，烟气余热利用的思路是：在冬季供热期间，回收烟气余热用于加热热网循环水系统；在机组非采暖期，回收烟气余热用于加热凝结水。

1. 烟气余热利用换热器布置位置的选取

烟气余热利用换热器视其设置位置不同，又可分为以下两种情况：

1）烟气余热利用换热器设置于空气预热器出口、静电除尘器入口前的烟道上。在显著降低锅炉排烟温度的同时，可以使烟气体积流量减小，引风机的电流降低，保证了引风机的负荷。同时还可以提高除尘器的效率。

但是烟气温度的降低增加了电除尘器防腐蚀的难度，同时增加了除尘器内堵灰的可能性。考虑到国内电除尘器的低温防腐技术尚未成熟，尚无低温电除尘器投运的实例，而除尘器又是烟气处理中不可缺少的环节，一旦除尘器因堵灰或腐蚀严重需要检修就可能影响整个机组的运行。而且烟气余热利用换热器内的烟气含有大量飞灰，换热器低温侧将会面临较严重的的磨损和堵灰问题。因此本文不采用这种布置方案。

2）烟气余热利用换热器设置于引风机出口即脱硫塔入口前，烟气余热利用换热器设于脱硫塔前，不仅使凝结水或热网循环水吸收了烟气中的热量得到升温，还降低进入脱硫塔的烟气温度，既减少烟气蒸发水耗量，又保护塔的防腐内衬。

此处烟气中的绝大部分飞灰已被除尘器除去，对换热器来说磨损和堵灰的问题大大降低。此布置方案的运行可靠性和维护成本都优于第一种方案，而且占用的空间少。本文推荐此布置方案。

2. 烟气温降的选取

低温换热面金属壁温需高于烟气露点温度，以避免产生低温腐蚀，但烟气换热器出口的烟温较高，将影响排烟余热利用的经济性。

考虑到低温腐蚀的影响，本工程引风机出口处烟气温度110.7℃，经过烟气余热利用换热器后温度可降到87℃，保证出口烟气温度在露点以上，并考虑5℃以上的裕量。

最终可以利用的烟气热量，计算见下表：

名称 单位 数据

烟气流量 kg/h 1730488

换热器入口烟温 ℃ 110.7

换热器出口烟温 ℃ 87

烟气比热 kJ/(kg·K) 1.068

换热效率（考虑管道散热） % 95

可以利用的烟气热量 GJ/h 41.6

3 烟气余热利用的系统流程

系统流程如图1所示。

图1 烟气余热利用系统图

利用烟气余热，在冬季供热期间将烟气余热用于加热热网循环水系统，在机组非采暖期将烟气余热用于加热凝结水。推荐采用热网软化水作为吸热介质。而凝结水系统与吸热介质的传热通过水—水换热器实现。

4 增加烟气余热利用后的收益与投资比较

设置烟气余热利用换热器后，可以按照两种思路计算烟气余热利用的收益：

思路一：

在燃煤量不变的情况下，在冬季供热期间，回收烟气余热用于加热热网循环水系统，可减少机组的采暖抽汽；在机组非采暖期，回收烟气余热用于加热凝结水，减少机组7级抽汽量。机组出力增加，发电量增加，效益提高。

思路二：

在供电量不变的情况下，在冬季供热期间，回收烟气余热用于加热热网循环水系统，机组的供热量增加，供热收益提高；在机组非采暖期，回收烟气余热用于加热凝结水系统，机组煤耗降低。

下面分别按照两种思路进行经济性计算。需要综合考虑冬季额定供热工况（450t/h）与夏季纯凝工况的热经济性。机组铭牌功率暂按350MW，发电设备年利用小时按5700小时/年。采暖期为150天，即3600小时。由于冬季供热发电不足350MW，因而按照工况出力计算，夏季纯凝发电时间折算为2643小时。

4.1 按照机组供电量增加计算收益

根据汽机厂热平衡图计算，采用烟气余热利用换热器后的发电效益见下表：

考虑到装设换热器后，烟气阻力约增加600Pa，引风机能耗将增加；低压缸排汽量增加，增加的低压缸排汽将增加凝汽器循环水泵的能耗；烟气换热循环水泵也需要消耗能量。具体数据见下表：

发电量增加量与厂用电的增加量的差值即为供电量的增加量，每台机组年供电量增加=（979-241）×104kWh=738×104kWh。上网电价按照0.212元/kWh（不含税），年供电收益增加156万元。

4.2 按照冬季多供热、纯凝工况节煤计算收益

设置烟气余热利用换热器后，单台机组的冬季供热收益见下表：

在机组非采暖期，回收烟气余热用于加热凝结水系统，机组煤耗降低。纯凝工况节煤收益见下表：

按照这一思路计算，也需扣除厂用电增加引起的运行费用，每台机组年厂用电量增加241×104kWh，成本电价按0.15元/kWh计算，厂用电费用增加36.2万元。

综合计算，设置烟气余热利用换热器后，每台机组每年供热和节煤收益增加172.8万元。

4.3 脱硫节水收益

设置烟气余热换热器后，由于脱硫塔入口烟温降低，烟气蒸发水耗量减少。每台机组脱硫节水收益计算见下表：

4.4 初始投资费用增加

设置烟气余热利用换热器所增加的初始投资费用包括以下几个方面：

1)每台机组烟气余热利用换热器本体造价在400万元左右（含控制系统及平台扶梯）；

2)每台机组水水换热器本体造价在200万元左右；

3)引风机按0.05万/kW的造价估算，需要增加14万元引风机造价；

4)烟气换热循环水泵、相关阀门及增加500m左右的管道，同时需要对其进行保温处理，以及相应的安装费用，增加约250万元；

5)烟气余热换热器增加的进出口烟道长度以及支撑换热器和烟道所增加的土建基础费用总共约40万元。

综上所述，设置烟气余热利用换热器初始投资增加约904万元。

4.5 投资回收年限计算

投资回收年限按下面的公式进行计算：

A=P·I (1+I)n/((1+I)n-1)+R

A—年费用 P—初投资R—年运行费

I—基准收益率取7.05%n—计算年限

当采用烟气余热利用的年费用与年收益持平时，设备的投资收回。

1、在燃煤量不变的情况下，机组出力增加，按可增加上网电量的思路进行计算，设置烟气余热利用换热器后，需6.6年可收回初投资。

2、在供电量不变的情况下，按冬季多供热、纯凝工况节煤计算收益，需5.9年可收回初投资。

注：以上计算未考虑每年的检修费用，以及换热器的使用寿命，因为国内烟气余热利用起步较晚，未有长期运行经验。

5 结论

设置烟气余热利用换热器的方案有效的降低了烟气进入脱硫塔的温度，并且回收了烟气的余热。

根据前面的论述，本期2×350MW机组采用烟气余热利用换热器后降低烟气进入脱硫塔的温度，有效地降低脱硫耗水量，每台机组年节水量约11.2万吨，节水效果明显。

同时，烟气加热凝结水回收烟气余热，提高机组热效率。在燃煤量不变的情况下，机组供电量增加，每台机组年供电收益增加156万元；在供电量不变的情况下，每台机组每年冬季供热收益增加188.7万元，纯凝工况节煤收益20.3万元，扣除厂用电增加费用36.2万元，每台机组每年供热和节煤收益增加172.8万元。

根据上述计算，设置烟气余热利用换热器后，节能节水并可较快收回初投资。

注：文章内所有公式及图表请以PDF形式查看。