李洪泉

（華電萊州發(fā)電有限公司，山東 萊州 261400）

0 引言

以煤炭為燃料進行發(fā)電轉(zhuǎn)換的機組是我國電力系統(tǒng)能源格局中極為重要的組成部分，隨著社會經(jīng)濟的發(fā)展，采用節(jié)能高效的燃煤發(fā)電機組成為必然趨勢。據(jù)測算，燃煤機組燃燒釋放熱量只有約1／3 直接轉(zhuǎn)化為電能，其余熱量均以煙氣與其他散熱形式進入大氣環(huán)境中，因此研究煙氣余熱利用對于燃煤機組節(jié)能降耗、降低發(fā)電煤耗、提高經(jīng)濟與社會效益具有重要意義［1］。

目前煙氣余熱利用研究較多，基本可以概括為利用相應(yīng)的加熱設(shè)備對工質(zhì)進行加熱，以此獲取熱量的再利用。上述加熱設(shè)備的布置形式及裝置中加熱的工質(zhì)不同，熱量回收效率及機組經(jīng)濟效益也不同。同時由于燃煤發(fā)電機組煙氣余熱所含熱量基數(shù)較大，提高其熱量回收效率經(jīng)濟效益可觀。

1 煙氣余熱回收裝置布置

由于燃煤機組的特性及燃燒特點，一般選取低溫省煤器作為煙氣余熱回收裝置，依據(jù)其布置的位置不同，共有4 種不同方案［2］。

方案Ⅰ為電除塵器前水平煙道布置低溫省煤器。方案回收裝置位置如圖1 所示，此種布置方式可降低電除塵入口煙溫，提高除塵率，但由于煙氣露點溫度的限制，此種布置方式對煙氣熱量回收效果并不好，同時由于煙溫的降低，容易造成低溫省煤器堵灰，同時為保證送、引風(fēng)機穩(wěn)定運行，還需對相應(yīng)設(shè)備進行低溫防腐處理，故不推薦使用。

方案Ⅱ裝置布置位置如圖2 所示，此種方式雖可解決低溫省煤器堵灰等問題，但無法降低煙溫，無法提高電除塵率，同時此種布置方式危險系數(shù)較高，一旦低溫省煤器發(fā)生泄漏，加熱介質(zhì)進入風(fēng)機，對機組安全運行不利，故也不能使用［3-4］。

圖1 低溫省煤器布置方案Ⅰ

圖2 低溫省煤器布置方式案Ⅱ

方案Ⅲ如圖3 所示，低溫省煤器布置在兩臺引風(fēng)機出口煙道匯合之后，脫硫塔入口之間，此種低溫省煤器布置方式，優(yōu)點在于可通過特殊結(jié)構(gòu)的板材來提高熱量回收效果，進行余熱回收，同時由于煙氣中的堿性顆粒幾乎被除塵器捕捉，低溫省煤器不易堵灰，但由于回收裝置靠近吸收塔，電除塵入口煙溫?zé)o法適當(dāng)降低，與方式一相比除塵率有所下降［5］。

圖3 低溫省煤器布置方案Ⅲ

綜合比較上述低溫省煤器布置方案優(yōu)缺利弊，借鑒上述方案的成功之處，將低溫省煤器分兩級進行布置，兩級低溫省煤器分別位于電除塵前與引風(fēng)機后，此種布置方式視為方案Ⅳ，連接方式如圖4 所示。該方案既可降煙溫提高除塵率，又可對煙氣余熱進行充分回收［6-7］。雖然此種低溫省煤器布置方式造價相對較高，但是煙氣相比之前的熱值有所下降，此時低溫省煤器中氣體通流量也會呈現(xiàn)同樣趨勢，同樣由于上述低溫省煤器的布置導(dǎo)致尾部煙氣流動受到限制，風(fēng)煙系統(tǒng)的出力會降低，可節(jié)約廠用電，與造價成本進行對沖，因此采用上述方法對尾部煙道煙氣進行回收，既可提高除塵率又可充分回收煙氣余熱。

圖4 低溫省煤器布置方案Ⅳ

2 低溫省煤器加熱介質(zhì)選擇

在確定煙氣余熱回收裝置—低溫省煤器進行分級布置的方案后，為進一步研究煙氣余熱回收，還需對煙氣余熱回收裝置的加熱介質(zhì)進行對比，以便確定最佳余熱回收方案。

2.1 加熱凝結(jié)水進行煙氣余熱回收分析

在電除塵器前余熱脫硫吸收塔前的兩級低溫省煤器中均通入凝結(jié)水，作為加熱介質(zhì)，此種煙氣余熱回收方案比較常見。依據(jù)機組實際運行參數(shù)作為計算參考，電除塵前的一級低溫省煤器，汽輪機熱耗保證工況下進入一級低溫省煤器的煙氣溫度，經(jīng)過凝結(jié)水吸收熱量后，電除塵出口煙溫分別為116 ℃、105 ℃，在脫硫吸收塔前的二級低溫省煤器，考慮除塵器溫降及引風(fēng)機溫升后且兼顧煙氣脫硫效果，一般其出口煙溫控制在85 ℃。

上述兩個低溫省煤器均通入凝結(jié)水以進行熱量傳遞，可提高熱量回收效果，經(jīng)計算，兩級低溫省煤器所回收熱量約為136 GJ／h，可節(jié)約燃煤消耗1.2 g／kWh，同時單元機組用于脫硫耗水相比之前可節(jié)省50 t／h，如圖5 所示。

圖5 加熱凝結(jié)水結(jié)構(gòu)

2.2 水—風(fēng)混合加熱節(jié)能分析

布置的一級低溫省煤器加熱機側(cè)給水，脫硫吸收塔前二級低溫省煤器加熱風(fēng)煙系統(tǒng)，由于第二級省煤器加熱鍋爐進風(fēng)，此時會導(dǎo)致汽輪機熱耗保證工況下空預(yù)器出口煙溫升高24 ℃。上述回收裝置的第一級低溫省煤器，汽輪機熱耗保證工況下進口煙溫約為140 ℃，出口煙溫105 ℃，由于在第二級省煤器之前相應(yīng)設(shè)備對煙溫的影響后煙溫升高為110 ℃，同時考慮脫硫效果，煙溫應(yīng)控制85 ℃。

此種煙氣余熱回收方案，在電除塵器前加熱凝結(jié)水以回收部分熱量，進而降低機組熱耗，脫硫前二級低溫省煤器加熱送風(fēng)機冷風(fēng)，提高空預(yù)器進口冷一次風(fēng)溫度，鍋爐頂部出煙溫度在汽輪機熱耗保證工況下比116 ℃升高24 ℃，這樣煙氣余熱與凝結(jié)水熱量的交換量會得到提高，進而增加能量的能級。

試驗表明，吸收塔前低溫省煤器交換的熱能約為100 GJ／h，此部分熱量與鍋爐送風(fēng)在進行交換可提高其溫度；電除塵前低溫省煤器交換的熱量相比二級省煤器更高一些到達132 GJ／h，通過上述余熱回收與交換可以進行一步節(jié)約機組煤耗約為1.56 g／kWh，脫硫耗水相比也會得到相應(yīng)下降，此種煙氣余熱回收方式結(jié)構(gòu)如圖6 所示。

圖6 加熱水—風(fēng)結(jié)構(gòu)示意

3 煙氣余熱回收裝置投資與收益比較

水—風(fēng)混合加熱相對凝結(jié)水及給水加熱，節(jié)能效果較為明顯。以同等發(fā)電量作為衡量標尺，此方案更加節(jié)煤。脫硫最佳效率與入口煙溫是否合理有直接關(guān)系，由于上述分級省煤器對煙氣的吸收與氣體阻力，脫硫吸收塔的入口煙溫也會呈現(xiàn)下降趨勢，顯著減少了脫硫煙溫減溫水的使用量，所以此方案節(jié)水，可降低機組耗水量。

3.1 脫硫系統(tǒng)節(jié)水比較

脫硫吸收塔最佳反應(yīng)溫度在45～50 ℃，THA 工況下，引風(fēng)機出口煙溫可達到116.4 ℃，因此為提高脫硫反應(yīng)效果，需在煙氣入口側(cè)進行噴水降溫，此過程會消耗較多用水。通過設(shè)置二級低溫省煤器，降低引風(fēng)機出口煙溫，進而達到脫硫節(jié)水的目的，進行測算時以機組年利用小時數(shù)5 500 h 進行計算，水—風(fēng)混合加熱節(jié)能方案對于脫硫節(jié)水統(tǒng)計如表1所示。

表1 水—風(fēng)混合加熱方案脫硫節(jié)水統(tǒng)計

設(shè)置低溫省煤器后，1 臺機組年節(jié)水27.5 萬t，可從用水方面每年節(jié)約成本約50 多萬元。

3.2 水—風(fēng)混合加熱節(jié)能方案節(jié)煤統(tǒng)計

煙氣余熱回收后對凝結(jié)水及給水進行加熱，降低了機組各段蒸汽的使用量，同時降低了機組單位煤耗。在汽輪機熱耗保證工況下且對標同等發(fā)電量，機組節(jié)煤收益如表2 所示。

表2 兩種不同節(jié)能方案節(jié)煤對比

從表2 對比可以看出，水—風(fēng)混合加熱節(jié)能方案對于機組煤耗的降低較為明顯，年節(jié)煤費用600.6 萬元。因此使用此方案進行煙氣余熱回收，機組節(jié)煤節(jié)水效果明顯。

3.3 節(jié)能設(shè)備投資與成本回收

3.3.1 節(jié)能設(shè)備投資統(tǒng)計

由于低溫省煤器的存在，增加煙氣阻力約800 Pa，單位時間內(nèi)引風(fēng)機的耗電量同比增加，由于煙溫降低，需對引風(fēng)機進行防低溫腐蝕處理，此部分費用為65 萬元。設(shè)備花費如表3 所示。

表3 兩種不同節(jié)能方案硬件初始投資

3.3.2 成本回收年限計算

煙氣余熱回收成本

式中：A 為年節(jié)省費用；P 為初始投資；I 為年利率；n為投資回收年限。兩種不同節(jié)能方案花費與收益對比見表4，從表4 可以看出水—風(fēng)混合加熱技能方案從節(jié)能費用、投資回報年限均具有優(yōu)勢。

表4 兩種不同節(jié)能方案花費與收益對比

4 結(jié)語

煙氣余熱利用是火力發(fā)電企業(yè)節(jié)能減排的一個重要課題。為深入研究此問題，首先確定煙氣余熱回收裝置—低溫省煤器的分級布置方案，然后通過對分級省煤器各加熱介質(zhì)節(jié)能分析，確定了水—風(fēng)混合加熱節(jié)能方案，與其他方案相比較，此方案在節(jié)水效果大致相同的情況下，更加節(jié)煤。同時投資回報年限也更短，因此水—風(fēng)混合加熱節(jié)能方案是火力發(fā)電企業(yè)中煙氣余熱利用的一個切實可行的方案。