火力发电厂烟气余热利用的分析与应用

4 增加烟气余热利用后的收益与投资比较
4. 1 脱硫收益 由于脱硫塔入口烟温大幅度降低 ， 导致水蒸发 量减少， 水耗指标大大减少。设置烟气换热器后脱 硫收益如表 5 所示。
表5
项目
烟气换热器设置影响差异比较表
未设置烟气冷却器 设置烟气冷却器 差值 186 22 36200 112 21 33600 74 1 2600
摘要：在火力发电厂中， 锅炉的排烟余热问题即锅炉的排烟温度高一直是困扰人们的一个难题 。因为 仅此一项损失所造成的能源消耗就相当可观 。在电厂设计中， 优化系统设计， 合理地利用电厂的烟气 提高机组效率， 节约用水， 减少煤耗， 是节能的重要措施之一 。针对某院某工程， 对烟气余热利 余热， 用的可行性情况进行了分析 。 关键词：烟气余热； 应用； 优化设计； 收益
2011 年第 11 ， 12 期 节 能 ENERGY CONSERVATION （ 总第 351 期） — 89 —
火力发电厂烟气余热利用的分析与应用
花秀峰， 李晓明 （ 国核电力规划设计研究院， 北京 100094 ）
表7
数据 14 × 12 3. 5 翅片管 30000 600 0. 3 500
图1
烟气余热利用系统流程图
3. 4 烟气换热器的技术参数（ 见表 4 ）
表4 烟气换热器技术参数表
项目 截面尺寸（ 高 × 宽） / m 烟气流动方向长度 / m 传热管形式 换热面积 / m 烟气侧流动阻力 / Pa 水侧流动阻力 / MPa 设备重量 / t
2 ） 烟气回热加热器设置于引风机出口即脱硫 不仅使 塔入口前。烟气回热加热器设于脱硫塔前， 还降低进入 凝结水吸收了烟气中的热量得到升温 ， 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 ， 对换热器来说基本不存在磨损和堵灰的问题 。 目 前火电厂烟气脱硫已成为环保强制要求 ， 其中以湿 式石灰石 － 石膏烟气脱硫工艺最为常用。 湿式石 灰石 － 石膏脱硫烟气进入脱硫塔的温度约 80℃ ， 锅炉空气预热器出口的烟气通常经过喷淋减温或 GGH 后进入脱硫塔。 其中回转式 GGH 由于存在 影响脱硫效率等缺陷已较少采用 。对于脱硫 漏烟， 电除尘器出口烟气温度约 岛不设置 GGH 的机组， 125℃ ， 如果采用喷水对烟气减温至 80℃ 进入脱硫 塔， 耗水量较大， 而且还损失烟气减温的热量。 本 文参考外高桥三期工程低温省煤器的设计思路 ， 探 讨该工程烟气进脱硫塔之前与部分凝结水进行换 热， 从而降低脱硫烟气温度， 并利用余热提高机组 效率的可行性与经济性。 3. 2 烟气温降的选取 烟气换热器金属壁温需高于烟气露点温度 ， 以 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， 该工程引风机出口处 烟气温度 136℃ ， 经过烟气换热器后温度可 降 到 95℃ ， 保证出口烟气温度在露点以上。 经计算， 最 终被凝结水利用的余热约 190GJ / h。 3. 3 烟气换热器进出口水温的选取 换热器水侧进出口温度的确定需综合考虑传 热经济性和低温腐蚀对换热器的影响。 根据换热 模型， 传热管金属壁温基本与水侧温度相同， 凝结 水进口温度过低容易在传热管金属壁面形成酸液 凝结， 造成腐蚀的产生。 根据外高桥三期工程烟气换热器的运行经验 ， 为保证换热器的长期使用， 金属壁温取 80℃ 可有 效避免低温腐蚀现象。 因此该工程烟气换热器进 口水温暂按 80℃ 考虑。 7 低加 根据汽机厂提供 TMCR 工况热平衡图， 入口凝结水温度 50. 4℃ ， 出口凝结水温度 97. 9℃ 。 需要按照一定的比例分别从 7 低压加热器的进出 口引出一部分凝结水， 混合为 80℃ ， 经烟气换热器
2011 年第 11 ， 12 期 节 能 ENERGY CONSERVATION （ 总第 351 期） — 91 — 加热到 102℃ 后， 重新汇入 7 低压加热器出口凝结 。 水管路 根据汽机厂提供的热平衡图， 采用这种配置方 案， 热经济性最高， 因为这种方案既减少了 7 级抽 汽量， 又减少了 6 级抽汽量。原则性系统流程如图 1 所示。
2
设置烟气换热器前后的设备耗电差异表
未设置烟气换热器 基准 基准 基准 基准 基准
kW
项目 引风机 凝结水升压泵 循环水泵 脱硫塔 厂用电量
设置烟气换热器 + 1400 + 325 + 301 － 300 + 1726
发电量增加量减掉厂用电增加量即为供电量 的增 加 量， 供 电 量 增 加 5383kW。 供 电 价 格 按 照 0. 2137 元 / kWh（ 不含税） ， 年供电 5500h， 年供电收 益增加 633 万元。 4. 3 初始投资费用增加 1 ） 每台机组换热器本体造价在 1100 万元左右 （ 含控制系统及平台扶梯） ； 2 ） 引风机造价增加 70 万元； 3 ） 凝结水升压泵、 相关阀门及凝结水管道， 增 加费用约 400 万元。 由于采用余热利用， 进入脱硫塔的烟气温度降 低， 体积流量降低， 脱硫塔体积减小， 投资减少约 56 万元。 综上所述， 设置烟气换热器后， 初始投资增加 1514 万元。 4. 4 投资回收年限计算 投资回收年限按下面的公式进行计算 ： （ 下转第 146 页）
－1
设置烟气换热器前后的机组参数表
未设置烟气换热器 设置烟气换热器 7668 42. 99 286. 08 1058586 基准 7617 43. 28 284. 21 1065695 + 7109
· kWh － 1 发电标准煤耗 / g 发电功率 / kW 发电量增加 / kW
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； 低压缸排汽增加 76t / h， 增加的低压缸排汽将增加凝汽器循环水泵的能耗 ； 换热器凝结水升压泵也需要消耗能量。 具体数据 如表 7 所示。
［3 ］Baidu Nhomakorabea
加热热网水、 采暖制冷等。 凝结水、
2 工程项目情况介绍
1） 工程简介。本期工程建设 2 × 1000MW 超超 临界燃煤空冷机组， 同步建设烟气脱硫、 脱硝设施。 2 ） 锅炉特点。锅炉为超超临界参数变压直流 炉， 一次再热， 四角切向燃烧或前后墙对冲燃烧 ， 平 衡通风， 全封闭布置， 固态排渣， 全钢构架直流锅 炉。主要技术参数如表 1 所示。
3 ） 汽轮机型式。 超超临界， 一次中间再热， 四 缸四排汽， 单轴， 间接空冷机组。 给水泵汽轮机排 汽进入主机凝汽器。 额定转速 3000r / min， 给水加 热级数 7 级。 煤质特性分析如表 2 所示。 烟气参数如表 3 所示。
3 烟气余热利用换热器的设置
3. 1 烟气换热器布置位置的选取 烟气回热加热器视其设置位置不同 ， 可分为以 ［6 － 8 ］ ： 下两种情况 1 ） 烟气回热加热器设置于空气预热器出口 、
# #
表3
名称
烟气参数
数据 136. 02 92. 29 39. 50 4927512
吸风机出口处烟温 / ℃ 烟气酸露点 / ℃ 水蒸气露点温度 / ℃ · h －1 烟气质量流量（ 1 台炉） / kg
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， 可使烟气体积流量减小， 引风机的 电流降低， 保证引风机的负荷， 同时还可以提高除 尘器的效率。 根据相关研究， 飞灰的比电阻随温度的升高而 降低， 电除尘器的除尘效率随之增高， 此类低温电 除尘器在国外已有成功的应用。 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。 而且余热换热器内的烟气含有 换热器低温侧将会面临较严重的磨损和 大量飞灰， 堵灰问题。因此不推荐采用这种布置方案。
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4. 2 供电收益 由于烟气的热量加热了部分凝结水， 减少了 7 和 6 # 低压抽汽量， 在燃煤量不变的情况下， 提高
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机组出力， 发电量增加， 效益提高。 以 TMCR 工况为基础， 保证进汽量不变的情况 下， 设置烟气换热器前后的机组参数如表 6 所示。
表6
项目 · kWh 汽轮机热耗率 / kJ 全厂热效率 / %
2011 年第 11 ， 12 期 （ 总第 351 期） — 90 —
ENERGY CONSERVATION 表2
特性指标 收到基碳 C ar / % 收到基氢 H ar / % 收到基氧 O ar / % 收到基氮 N ar / % 收到基硫 S t， ar / % 收到基灰分 A ar / % 全水分 M t / % 空气干燥基水分 M ad / % 干燥无灰基挥发分 V daf / % · kg － 1 低位发热量 Q net， ar / kJ 可磨系数（ 哈氏） / HGI 灰变形温度 DT / ℃ 灰软化温度 ST / ℃ 灰溶化温度 FT / ℃ 二氧化硅 SiO2 / % 三氧化二铝 Al2 O3 / % 三氧化二铁 Fe2 O3 / % 氧化钙 CaO / % 氧化镁 MgO / % 氧化钾 K2 O / % 氧化钠 Na2 O / % 三氧化硫 SO3 / % 二氧化钛 TiO2 / % 二氧化锰 MnO2 / %
数值 3182t / h 27. 56MPa（ a） 605℃ 603℃ ～ 92. 5%
1 烟气余热利用的状况
目前， 国外已经把火电机组的排烟温度设计值 排烟温度为 100℃ 左右 大大降低，
［4 － 5 ］
。
德国近几年来新建火电厂的共同特点： 1 ） 增 加了烟气热量回收环节， 即在电除尘器和烟气脱硫 装置之间的烟道上安装了烟气冷却器， 回收的热量 用于加热凝结水。2） 烟气的最后排放不是通过常见 的专用烟囱， 而是通过自然通风冷却塔排入大气。 俄罗斯自 20 世纪 90 年代以来， 在 300MW ～ 500MW 机组改造时， 大力推行在锅炉尾部增加旁路 “烟气加热器” 技术， 省煤器加热给水（ 或凝结水） 的 以降低锅炉排烟温度和提高锅炉及电除尘器效率。 我国火力发电厂的很多锅炉排烟温度都超过 设计值较多。结合电厂设计， 烟气余热利用的方向 预热并干燥燃料、 加热 大体可分为预热助燃空气、
表1
参数 最大连续蒸发量（ B － MCR） 过热器出口蒸汽压力 过热器出口蒸汽温度 再热器出口蒸汽温度 锅炉热效率
， 新投机组的锅炉排烟温度也在
120 ～ 140℃ 左右。 如果能利用新的技术和工艺降 低锅炉排烟温度， 回收利用烟气余热， 将有效降低 节约能源， 减少排放。 火力发电厂的煤耗，
锅炉参数
+ 中图分类号：TK11 5
文献标识码：B
文章编号：1004 － 7948 （ 2011 ） 11 － 0089 － 03
doi：103969 / j． issn． 1004 － 7948． 2011． 11． 021
引言
据统计， 在火力发电厂中， 锅炉的排烟热损失 占锅炉热损失的 70% ～ 80% 。 受热面污染程度随 排烟温度要比设计温度高 着锅炉运行时间而加剧， 20 ～ 30℃［1 － 2］。在我国， 存在大批锅炉排烟温度较 投运时间较长的火电机组， 锅炉排烟温度最高 高、 可达 200℃ 左右
节
能
设计煤种煤质特性
数值 41. 57 2. 76 11. 45 0. 57 0. 54 19. 11 24. 0 12. 59 45. 18 14530 49 1270 1280 1300 48. 29 23. 91 7. 99 7. 97 2. 01 1. 46 2. 06 3. 70 1. 67 0. 011