馬有福，楊麗娟

（上海理工大學能源與動力工程學院，上海 200093）

褐煤鍋爐冷端優(yōu)化熱力系統(tǒng)技術經(jīng)濟性比較

馬有福，楊麗娟

（上海理工大學能源與動力工程學院，上海 200093）

對電站鍋爐排煙余熱進行回收，使一部分鍋爐冷端煙氣熱能梯級利用于汽輪機回熱系統(tǒng)，是燃煤電廠增效減排的重要途徑。以某600MW超臨界燃褐煤機組為例，對低溫省煤器、送風分段預熱和旁通煙道3種鍋爐冷端優(yōu)化熱力系統(tǒng)進行了熱經(jīng)濟性與技術經(jīng)濟性比較。結(jié)果表明，由上述 3種系統(tǒng)回收鍋爐排煙由 148℃降溫至90℃余熱，機組供電標準煤耗率分別減小4.43g/(kW·h)、5.84g/(kW·h)和6.48g/(kW·h)，項目投資分別為2562萬元、2348萬元和2261萬元。以機組在THA工況下年運行5500h計，3種系統(tǒng)每年由節(jié)煤增加凈收益994萬元、1350萬元和1514萬元，動態(tài)投資回收期分別為3.13年、2.00年和1.71年?？梢姾置哄仩t排煙余熱回收可明顯提高電廠效率。3種冷端優(yōu)化熱力系統(tǒng)中，旁通煙道系統(tǒng)展示出最優(yōu)的熱經(jīng)濟性和技術經(jīng)濟性，建議對其進一步研究和應用。

褐煤；火力發(fā)電廠；煙道氣；余熱利用；技術經(jīng)濟性分析

截止2015年年底，全國火電裝機9.9×108kW（其中煤電 8.8×108kW），占總裝機容量 65.7%。2015年全國用電量5.55×1012kW時，其中火電供應4.10× 1012kW時，占總發(fā)電量73.9%。可見火電在我國電力系統(tǒng)中的基礎性地位在短時期內(nèi)難以改變。據(jù)統(tǒng)計，2015年全國6000kW及以上電廠火電機組供電標準煤耗為315g/(kW·h)[1]。

為進一步提高火電機組的能效水平，新建機組主要考慮采用蒸汽初參數(shù)更高的超超臨界發(fā)電技術以及二次再熱等。但對大量現(xiàn)役機組，需進一步挖掘其節(jié)能潛力，探索可行的節(jié)能增效途徑。其中，對電站鍋爐排煙余熱進行回收，將一部分鍋爐冷端煙氣熱能梯級利用于汽輪機回熱系統(tǒng)，是火電廠增效減排的重要方向之一。

在這方面，目前已被廣泛研究并已實際應用的方案是在鍋爐尾部布置低溫省煤器，回收排煙余熱至低壓加熱器排擠汽輪機抽汽，從而使機組發(fā)電效率提高[2-6]。為進一步提高鍋爐省煤器出口以后冷端煙氣熱能的利用效率，近年來又提出了旁通煙道和送風分段預熱方案[7-10]。旁通煙道和送風分段預熱使得鍋爐冷端煙氣熱能的梯級利用更優(yōu)，在相同的排煙余熱回收量下，可以獲得比低溫省煤器更高的節(jié)煤效益。

然而，判斷一種節(jié)能方案的優(yōu)劣需通過技術經(jīng)濟性分析才能得出，而已有研究大多僅專注于不同排煙余熱回收方案間的熱經(jīng)濟性指標比較。而且，以往相關研究多是以常規(guī)煙煤機組為背景，對褐煤機組排煙余熱回收從而高效發(fā)電的關注很少。常規(guī)煙煤鍋爐的排煙溫度 125℃左右，鍋爐排煙熱損失約5%；而褐煤鍋爐的排煙溫度150℃左右，鍋爐排煙熱損失約 8%。所以對褐煤鍋爐排煙余熱進行回收利用，會獲得更加顯著的節(jié)煤效益。

為此，本文以某在役600MW超臨界燃褐煤機組為對比機組，對低溫省煤器、送風分段預熱和旁通煙道這3種鍋爐冷端優(yōu)化熱力系統(tǒng)的熱經(jīng)濟性與技術經(jīng)濟性進行計算和比較，所得結(jié)果可為褐煤機組采用合適的鍋爐冷端優(yōu)化方案提供指導。

1　三類鍋爐冷端優(yōu)化熱力系統(tǒng)

1.1低溫省煤器

在鍋爐空氣預熱器之后設置低溫省煤器，利用機組凝結(jié)水吸收鍋爐排煙余熱從而冷卻排煙至約90℃，已被目前新建火電機組廣泛采用，許多現(xiàn)役機組也采用該方案進行了改造。圖1為實際應用中較典型的低溫省煤器布置。這種布置具有多方面的優(yōu)點：①提高發(fā)電效率，常規(guī)煙煤機組可節(jié)煤2.0g/(kW·h)左右[2-4]；②降低飛灰比電阻，提高除塵器效率[11]；③減少脫硫塔噴淋降溫水耗，一臺600MW 機組節(jié)水約 30t/h[4]；④因引風機處煙氣體積減小，節(jié)余的風機電耗可克服低溫省煤器新增的煙氣流阻，廠用電變化不大。

在燃煤鍋爐中低溫省煤器多選用抗磨性能較好的H形鰭片管。為確保低溫省煤器不發(fā)生過快的低溫腐蝕，目前仍是以控制冷端換熱管壁溫不低于70℃（同時也不高于 100℃）從而使腐蝕速度在可接受范圍為主要措施。實際應用中一般取低溫省煤器進口水溫為75℃，該水溫由兩股凝結(jié)水混合予以調(diào)節(jié)和控制，如圖1所示。

圖1　低溫省煤器系統(tǒng)

1.2旁通煙道

旁通煙道方案是在鍋爐尾部設置與空氣預熱器并聯(lián)的旁通煙道，在旁通煙道內(nèi)布置高壓和低壓省煤器，如圖2所示。由于一部分煙氣被分流至旁通煙道，空氣預熱器內(nèi)煙氣量和空氣預熱器出口煙溫可按需設計，特別適用于排煙溫度偏高的褐煤機組。該方案已于20世紀90年代在德國Niederaussem電廠1000MW褐煤機組上實際應用。

圖2　旁通煙道系統(tǒng)

據(jù)報道，褐煤機組應用旁通煙道使鍋爐排煙由160℃降至100℃，節(jié)煤7.0g/(kW·h)[7,10]；煙煤機組應用旁通煙道使鍋爐排煙由130℃降至90℃，節(jié)煤3～5g/(kW·h)[8,10,12]；煙煤機組聯(lián)合應用旁通煙道與抽汽暖風器，節(jié)煤4.0g/(kW·h)[13]?？梢娕酝煹赖墓?jié)煤效益明顯高于低溫省煤器，但應用旁通煙道后，給鍋爐尾部空氣預熱器帶來何種變化，系統(tǒng)中各受熱面的鋼耗分布如何，目前仍不清楚。

1.3送風分段預熱

在低溫省煤器基礎上，人們提出了將低溫省煤器外部的煙溫區(qū)間上移、鍋爐送風分兩段預熱的構(gòu)想，從而提高低溫省煤器所排擠抽汽的品級，增大系統(tǒng)的節(jié)煤效益。例如，將低溫省煤器所處煙溫區(qū)間由130～95℃上移至175～140℃，后連接一煙溫由140℃降至95℃的前置空氣預熱器，可使系統(tǒng)節(jié)煤效益由1.23g/(kW·h)提高至2.49g/(kW·h)[9]。

常規(guī)煙煤機組的排煙溫度為 125℃左右，所以前置空氣預熱器若采用空氣與煙氣直接換熱，受熱面必然面臨嚴重低溫腐蝕。因此，前置空氣預熱器仍需采用以水為中間換熱媒介的間接換熱方式，通過控制中間循環(huán)水的溫度，實現(xiàn)對受熱面壁溫及低溫腐蝕的控制。但這種水媒式空氣預熱器的換熱溫差較低，受熱面鋼耗和投資會明顯增加。

因褐煤機組排煙溫度較高，故在控制前置空氣預熱器冷端腐蝕可接受的前提下，由送風分段預熱余出高溫段煙氣熱能去排擠高壓抽汽成為可能。因此本文提出了煙氣余熱分兩段回收、不采用水媒式空氣預熱器的送風分段預熱系統(tǒng)，如圖3所示。

2　對比機組與相應高效機組

2.1對比機組介紹

以某600MW超臨界燃褐煤機組為對比機組，以其THA工況為計算工況，對3種余熱回收系統(tǒng)進行比較。對比機組設計煤種的煤質(zhì)分析如表 1。在THA工況下，鍋爐燃煤量423.62t/h、鍋爐效率91.0%、排煙溫度148℃，發(fā)電標準煤耗率284.3g/ (kW·h)。

圖3　送風分段預熱系統(tǒng)

對比機組的熱力系統(tǒng)如圖4。在THA工況下，機組發(fā)電功率600MW、汽耗率2.774kg/(kW·h)、汽輪機熱耗率7510.23kJ/(kW·h)。

對比機組回熱系統(tǒng)的主要參數(shù)如表2。

2.2高效機組設計

在對比機組基礎上，應用3種余熱回收系統(tǒng)進行高效機組設計時，共同遵循以下原則。

表1　設計煤種的煤質(zhì)分析（質(zhì)量分數(shù)）

圖4　對比機組的熱力系統(tǒng)

表2　回熱系統(tǒng)主要參數(shù)

（1）空氣預熱器入口煙溫 365℃和熱風溫度344℃保持不變，因此，由于鍋爐系統(tǒng)內(nèi)送風回熱量未變，鍋爐熱效率亦不變。

（2）通過鍋爐冷端優(yōu)化，使煙氣溫度統(tǒng)一降至90℃，也即回收的煙氣熱量均為排煙由 148℃降至90℃的放熱量。

（3）為控制低溫腐蝕，低溫或低壓省煤器進水溫度均取75℃，水媒式空氣預熱器內(nèi)循環(huán)水的冷端溫度也取75℃，回轉(zhuǎn)式空氣預熱器的冷端金屬平均溫度不低于70℃。

（4）在每個余熱回收方案下，所回收煙氣熱能在機組回熱系統(tǒng)中的利用和分配以盡量排擠高品質(zhì)抽汽、熱功轉(zhuǎn)換效率最大為原則，冷、熱介質(zhì)之間的換熱端差取20℃。

由此，低溫省煤器系統(tǒng)的參數(shù)如圖5所示。

旁通煙道系統(tǒng)的參數(shù)如圖6所示。設計取旁通煙道與主空氣預熱器的出口煙溫相同。鑒于水媒式空氣預熱器體積較大、造價較高，故以盡量減少水媒式空氣預熱器換熱量，同時保證主空氣預熱器冷端金屬溫度不低于70℃為原則，確定出旁通煙道內(nèi)的煙氣量和出口煙溫。

圖5　低溫省煤器系統(tǒng)參數(shù)

圖6　旁通煙道系統(tǒng)參數(shù)

送風分段預熱系統(tǒng)的參數(shù)如圖7所示。

圖7　送風分段預熱系統(tǒng)參數(shù)

為滿足冷端金屬壁溫不低于70℃的要求，低溫級空氣預熱器出口煙溫取 120℃，故高壓省煤器內(nèi)煙氣由 148℃降溫至 120℃。為提高排擠抽汽的品質(zhì)，設計時盡可能提高高壓省煤器入口煙溫。但高壓省煤器入口煙溫受到低溫級空氣預熱器熱端換熱端差的限制，本文取該端差20℃，從而確定出高壓省煤器的煙氣溫降區(qū)間。

3　熱經(jīng)濟性比較

3.1熱經(jīng)濟性計算方法

由2.2節(jié)所述高效機組設計原則，可知本文熱經(jīng)濟分析不涉及鍋爐效率變化，主要涉及鍋爐冷端煙氣熱能利用于汽輪機回熱系統(tǒng)對汽輪機輸出功率的影響。因此，采用等效焓降法[14]分析不同余熱回收系統(tǒng)的熱經(jīng)濟性。經(jīng)整理，機組回熱系統(tǒng)各級抽汽的等效焓降及抽汽效率如表3。新蒸汽等效焓為1317.5kJ/kg。

根據(jù)等效焓降理論，機組效率相對提高量見式(1)。

表3　各級抽汽的等效焓降和抽汽效率

因此，系統(tǒng)的發(fā)電節(jié)煤量見式(2)。

3.2熱經(jīng)濟性計算結(jié)果及分析

熱經(jīng)濟性計算結(jié)果如表4和圖8所示。

由表4和圖8可知，對褐煤機組實施排煙余熱回收可獲得非?？捎^的節(jié)煤效益。以低溫省煤器系統(tǒng)為例，對比機組的節(jié)煤效益達 4.43g/(kW·h)，明顯高于常規(guī)煙煤機組約2.0g/(kW·h)的節(jié)煤效益。這是因為褐煤鍋爐排煙溫度高、排煙量大，所以煙氣余熱回收量大，而且因煙溫較高使其所排擠抽汽品級也有所提高的綜合結(jié)果。

表4　3種系統(tǒng)的熱經(jīng)濟性計算結(jié)果

圖8　3種系統(tǒng)的熱經(jīng)濟性比較

在相同的排煙余熱回收量下，通過鍋爐冷端優(yōu)化，可使發(fā)電系統(tǒng)的效率得到明顯提高。如圖8所示，送風分段預熱和旁通煙道的節(jié)煤效益比低溫省煤器再提高1.61g/(kW·h)和2.41g/(kW·h)。這是因為在送風分段預熱和旁通煙道中，所回收煙氣熱量的49%和61%被用于排擠做功能力更強的高壓抽汽，因而使余熱回收系統(tǒng)的熱功轉(zhuǎn)換效率明顯提高。

在循環(huán)吸熱增量以及低壓省煤器做功增量方面，送風分段預熱與旁通煙道二者相當。但在高壓省煤器做功增量方面，旁通煙道比送風分段預熱高出1.47MW，這是旁通煙道中高壓省煤器被分配的煙氣熱量較多所致。因此旁通煙道的熱經(jīng)濟性優(yōu)于送風分段預熱，節(jié)煤量比后者高出0.80g/(kW·h)。

4　技術經(jīng)濟性比較

4.1技術經(jīng)濟性計算方法

在鍋爐排煙余熱回收項目中，初投資主要用于換熱設備制造、運輸及安裝，運行費用主要源于換熱設備內(nèi)流體介質(zhì)的輸運功耗，收益來自發(fā)電系統(tǒng)效率提高所帶來的燃料成本降低。

4.1.1受熱面投資計算

在3種余熱回收系統(tǒng)中，涉及了煙氣與水換熱的高壓、低壓（低溫）省煤器，煙氣與空氣間接換熱的水媒式空氣預熱器，以及常規(guī)回轉(zhuǎn)式空氣預熱器。在工程應用中這些受熱面的傳熱元件各不相同，需分別用相應的傳熱計算方法預測其換熱面積和鋼耗，再由相應傳熱元件的市場價格得出其傳熱元件投資。為計及設備運輸、安裝及管道閥門等附件的成本，本文估取傳熱元件投資為相應受熱面投資的70%，即：受熱面投資=傳熱元件投資/0.70。

（1）省煤器傳熱元件投資 采用單H形鰭片管作為高壓、低壓（低溫）省煤器的換熱管[15]。該鰭片管翅化比4.83，單位管長換熱面積0.675m2/m，單位管長重量11.70kg/m，價格0.85萬元/t。省煤器煙氣側(cè)平均流速取7m/s，煙氣側(cè)對流換熱系數(shù)按文獻[15]中實驗關聯(lián)式計算，鰭片效率按文獻[16]計算，按鍋爐機組熱力計算標準（73版）[17]考慮熱有效系數(shù)0.65，最終得總傳熱系數(shù)28W/(m2·℃)。由此可按煙氣放熱量和傳熱溫壓得出省煤器傳熱元件的換熱面積、鋼耗量及投資。

（2）回轉(zhuǎn)式空氣預熱器傳熱元件投資 假定回轉(zhuǎn)式空氣預熱器的總傳熱系數(shù) 12W/(m2·℃)保持不變，由傳熱溫壓變化得到冷端優(yōu)化后空氣預熱器新增換熱面積，再由冷/熱段面積比例（0.4/0.6）得出各段蓄熱板面積增量、鋼耗量及投資。熱段為 DU型蓄熱板，單位面積質(zhì)量 1.963kg/m2[18]，價格 0.7萬元/t；冷段為 NF型蓄熱板，單位面積質(zhì)量4.710kg/m2[18]，價格0.95萬元/t。

（3）水媒式空氣預熱器傳熱元件投資 水媒式空氣預熱器包括煙氣放熱及空氣吸熱兩部分。煙氣放熱部分仍以H形鰭片管為傳熱元件，其計算與前述省煤器相同。空氣吸熱部分采用鋼/鋁軋制復合螺旋翅片管：基管外徑25mm，翅片外徑50mm，翅化比17.52，單位管長換熱面積1.3755m2/m，單位管長質(zhì)量2.30kg/m，價格1.70萬元/t?？諝鈧?cè)平均風速取7m/s，按Briggs公式[19]計算翅側(cè)換熱系數(shù)，按文獻[16]計算翅片效率，得出基于翅側(cè)全面積的總傳熱系數(shù)25W/(m ·℃)。同理，按空氣吸熱量和傳熱溫壓獲得其換熱面積、鋼耗量及投資。

4.1.2運行費用與維護成本計算

（1）運行費用估算 因高壓、低壓（低溫）省煤器內(nèi)冷卻水均以并聯(lián)方式連接在給水或凝結(jié)水管路中，可利用管路引出、引入點原有的壓差實現(xiàn)水在省煤器內(nèi)流動，故本文不再考慮省煤器內(nèi)冷卻水的輸運功耗。

在估算引風機和送風機電耗變化時，主要按如下原則：①考慮因引風機處煙氣體積減小所帶來的電耗減?。虎谝蚧剞D(zhuǎn)式空氣預熱器面積增大而引起的煙氣側(cè)及空氣側(cè)阻力增大，認為與其面積增量成正比，在原空氣預熱器煙、風側(cè)阻力的基礎上通過修正得出；③假定低溫省煤器系統(tǒng)中的低溫省煤器煙氣側(cè)阻力為 500Pa，其他系統(tǒng)中高壓、低壓省煤器及水媒式空氣預熱器煙氣部分的阻力均按其換熱面積/低溫省煤器換熱面積×500Pa確定；④水媒式空氣預熱器空氣側(cè)阻力取 300Pa，循環(huán)水量為700t/h，循環(huán)水總阻力取1.0MPa；⑤風機與水泵的效率均取0.85。

經(jīng)計算，低溫省煤器系統(tǒng)中廠用電基本不變。送風分段預熱和旁通煙道中廠用電分別增大0.44MW 和 0.78MW，相當于使節(jié)煤量分別減少0.20g/(kW·h)和 0.36g/(kW·h)。按 600MW 機組在THA工況下年運行5500h計，因廠用電增加上述兩種系統(tǒng)每年新增運行費用50萬元和89萬元。

（2）受熱面維護成本估算 取受熱面投資的4%作為每年維護費。

4.1.3收益計算

一臺機組每年因節(jié)煤帶來的毛收益計算見式(3)。

每年凈節(jié)煤收益計算見式(4)。

4.1.4經(jīng)濟性指標計算

（1）動態(tài)投資回收期[20]動態(tài)投資回收期（Pt）表征項目的盈利能力，回收期越短，則項目盈利能力越強，其計算式為式(5)。

（2）凈現(xiàn)值[20]凈現(xiàn)值（NPV）是按設定的折現(xiàn)率，把項目使用期內(nèi)各年的凈現(xiàn)金流量折算到項目建設期的現(xiàn)值之和。凈現(xiàn)值越大則項目經(jīng)濟性越好，其計算式為式(6)。

4.2技術經(jīng)濟性計算結(jié)果及分析

4.2.1傳熱元件鋼耗及投資計算結(jié)果

傳熱元件的鋼耗及投資見表5。

由表5可見，對一臺600MW褐煤機組實施煙氣余熱回收，需消耗1700～2100t傳熱元件。3種余熱回收系統(tǒng)的傳熱元件鋼耗及投資均為低溫省煤器＞送風分段預熱＞旁通煙道。與低溫省煤器相比，旁通煙道的傳熱元件鋼耗減少17%，傳熱元件投資減少12%。

在低溫省煤器中，所有傳熱元件鋼耗均為省煤器鰭片管，鍋爐回轉(zhuǎn)式空氣預熱器未受影響。而在送風分段預熱中，既新增高壓、低壓省煤器，同時回轉(zhuǎn)式空氣預熱器也需增加換熱面積。在其傳熱元件鋼耗中，省煤器鰭片管占絕大部分（86%），回轉(zhuǎn)式空氣預熱器新增蓄熱板只占14%。

表5　3種系統(tǒng)的傳熱元件鋼耗及投資

在旁通煙道中，傳熱元件鋼耗包括高壓/低壓省煤器（46%）、水媒式空氣預熱器（37%）及回轉(zhuǎn)式空氣預熱器新增蓄熱板（17%）3部分。如果將主要仍是鰭片管的水媒式空氣預熱器的鋼耗并入高壓/低壓省煤器，則旁通煙道的鋼耗分布與送風分段預熱是相似的。

可以看出，旁通煙道和送風分段預熱利用低溫段煙氣熱能預熱送風，從而置換出高溫段煙氣熱能去排擠高壓抽汽，使發(fā)電系統(tǒng)效率進一步提高，但同時也因煙氣/空氣換熱溫壓降低，鍋爐原有的回轉(zhuǎn)式空氣預熱器需增加換熱面積。與對比機組相比，旁通煙道與送風分段預熱中回轉(zhuǎn)式空氣預熱器的換熱面積分別需增大45%和36%。

4.2.2技術經(jīng)濟性計算結(jié)果

技術經(jīng)濟性計算結(jié)果如表6和圖9所示。

由表6和圖9可知，對褐煤機組實施排煙余熱回收具有顯著的經(jīng)濟效益。即便采用常規(guī)低溫省煤器，每年凈收益達1000萬元。由于節(jié)煤效益更優(yōu)，旁通煙道和送風分段預熱的每年凈收益可比低溫省煤器分別高出510萬元和350萬元。

3種系統(tǒng)的受熱面投資為低溫省煤器＞送風分段預熱＞旁通煙道，在2200萬元～2600萬元范圍；動態(tài)投資回收期亦為低溫省煤器＞送風分段預熱＞旁通煙道，在1.7～3.1年之間。相應地，3種系統(tǒng)的十年期凈現(xiàn)值為旁通煙道＞送風分段預熱＞低溫省煤器，在3500萬元～7000萬元范圍。

可見在3種余熱回收系統(tǒng)中，旁通煙道展示出最優(yōu)的技術經(jīng)濟性，其十年期凈現(xiàn)值為低溫省煤器的2倍。從工程可行性角度，旁通煙道不具有特殊的難點，可利用已有的低溫省煤器運行經(jīng)驗實現(xiàn)其安全可靠運行。雖然送風分段預熱的技術經(jīng)濟性與旁通煙道接近，但在送風分段預熱中需串聯(lián)布置兩臺回轉(zhuǎn)式空氣預熱器，對此目前仍未有相似的工程經(jīng)驗可供參考，是一個仍有待討論的應用難點。

表6　3種系統(tǒng)的技術經(jīng)濟性計算結(jié)果

圖9　3種系統(tǒng)的技術經(jīng)濟性比較

5　污染物減排與節(jié)水效益

隨著發(fā)電系統(tǒng)效率提高，除了獲得發(fā)電燃料成本減少的經(jīng)濟效益外，發(fā)電機組的污染物（如SO2、NOx、PM2.5等）和CO2排放也相應減少，獲得意義更大的環(huán)保效益。以600MW對比機組采用旁通煙道并且年運行5500h為例，一臺機組可節(jié)約標準煤2.26萬噸/a，減少CO2排放7.08萬噸/a。

排煙余熱回收還具有節(jié)水效益。以600MW對比機組為例，脫硫塔入口煙溫由148℃降至90℃，可減少噴淋降溫水耗67t/h，年節(jié)水量達37萬噸。另外，與低溫省煤器相似，進入除塵器的煙溫降低，對提高電氣除塵器的除塵效率也有利。

6　結(jié) 論

以某600MW超臨界燃褐煤機組為例，對3種典型鍋爐冷端優(yōu)化熱力系統(tǒng)的熱經(jīng)濟性與技術經(jīng)濟性進行了計算和比較，獲得以下結(jié)論。

（1）褐煤鍋爐排煙溫度高、排煙量大，對其排煙余熱進行優(yōu)化回收，可獲得非常顯著的節(jié)煤減排和經(jīng)濟效益。

（2）分別由低溫省煤器、送風分段預熱和旁通煙道回收對比機組排煙由 148℃降溫至 90℃的余熱，可使機組供電標準煤耗率減小 4.43g/(kW·h)、5.84g/(kW·h)和6.48g/(kW·h)，單臺機組每年因燃料成本降低新增凈收益994萬元、1350萬元和1514萬元。

（3）分別由低溫省煤器、送風分段預熱和旁通煙道回收對比機組余熱，需消耗傳熱元件2110t、1933t和1744t，投資2562萬元、2348萬元和2261萬元。動態(tài)投資回收期分別為3.12年、2.00年和1.71年。

（4）3種余熱回收系統(tǒng)中，旁通煙道展示出最優(yōu)的熱經(jīng)濟性和技術經(jīng)濟性，其節(jié)煤效益及十年期凈現(xiàn)值均大幅高于常規(guī)低溫省煤器，而且工程可行性良好，建議對其進一步研究和應用。

符 號 說 明

bs——對比機組發(fā)電標準煤耗率，g/(kW·h)

Δbs——發(fā)電節(jié)煤量，g/(kW·h)

Cb——標準煤價格，取0.075萬元/t

(CI–CO)t——第t年的凈現(xiàn)金流，即為Sn，萬元

Ga——空氣預熱器出口空氣量，t/h

Gg——空氣預熱器入口煙氣量，t/h

Gw——凝結(jié)水流量，t/h

ΔH ——新蒸汽等效焓降增量，kJ/kg

ic——折現(xiàn)率，取10%

NPV——凈現(xiàn)值，萬元

n——項目使用期，取10年

P ——機組發(fā)電功率，kW

Pt——動態(tài)投資回收期，年

Δq ——循環(huán)吸熱變化量，kJ/kg

Sc——毛節(jié)煤收益，萬元

Si——受熱面投資，萬元

Sn——凈節(jié)煤收益，萬元/a

So——余熱回收系統(tǒng)新增運行費用，萬元/a

T——年運行小時數(shù)，取5500h

ηi——汽輪機絕對內(nèi)效率，本文中為48.66%

δ(ηi)——機組發(fā)電效率相對提高量

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Techno-economic comparison of the thermodynamic system at lignite-fired boiler’s cold-end for recovering waste heat of exhaust gases

MA Youfu，YANG Lijuan
（School of Energy and Power Engineering，University of Shanghai for Science and Technology，Shanghai 200093，China）

It is an important way to increase the efficiency of a thermal power plant by recovering the waste exhaust gas heat at boiler cold-end with a stepwise integration with the heat regenerative system of steam turbines. In this paper，an in-service 600MW lignite-fired supercritical power unit was used as a reference unit to calculate and compare the thermal economy and techno-economic performances of three kinds of typical heat recovery processes at boiler cold-ends：low-temperature economizer，segmented air heating and bypass flue. The results showed that，with the recovery of boiler exhaust heat from 148℃ to 90℃，the three above-mentioned processes can make the net standard coal consumption rate reduced by 4.43g/(kW·h)，5.84g/(kW·h) and 6.48g/(kW·h) ,respectively. Meanwhile，25.62 million CNY，23.48 million CNY and 22.61 million CNY are needed as the initial costs of the three heat recovery projects. If the 600MW unit runs 5500 hours per year with the rated load，the three processes can annually increase the earning of the unit by 9.94 million CNY，13.50 million CNY and 15.14 million CNY from coal savings，meaning that their dynamic payback periods are 3.12 years，2.00 years and 1.71 years，respectively. Those results indicate that the efficiency of a lignite-fired power unit can be significantly increased via an exhaust heat recovery process. Among the three processes，the bypass flue process shows the best thermal economy and techno-economic performance，therefore，it is recommended for preferential applications.

lignite；thermal power plant；flue gas；waste heat recovery；techno-economic analysis

O 656.22；TE 8

A

1000–6613（2016）12–4088–08

10.16085/j.issn.1000-6613.2016.12.050

2016-05-10；修改稿日期：2016-07-08。

及聯(lián)系人：馬有福（1978—），男，工學博士，副教授。E-mail imayoufu@163.com。