0引言

 

  目前，大型電站鍋爐的熱效率普遍在90%～94%，其中排煙熱損失占到全部熱損失的一半以上，蘊藏巨大的余熱資源。大型燃煤機組的鍋爐排煙溫度一般在120～140℃左右，大量低品位熱能未經利用便直接排向環境。如果能有效降低電站鍋爐的排煙溫度至80～100℃，則可提高鍋爐效率2%～5%，供電煤耗將下降2～4g/（kW·h），年節約標煤約700～1500萬t。

 

  隨著近年來能源價格的不斷攀升以及節能減排要求的日益嚴格，電站鍋爐尾部煙氣余熱的回收利用逐漸受到重視。

 

  利用鍋爐尾部煙氣余熱加熱凝結水，機組總出功增加，從而降低煤耗、提高機組效率。國內的華北電力大學、山東大學、西安交通大學等單位開展了低壓省煤器的研究[3-5]。上海外高橋三電廠通過增設“廣義回熱系統”降低排煙溫度，提高了0.7%的機組效率。德國基于自身火電技術的發展狀況和主要燃用褐煤的特點，成功在Niederaussem電廠的K號機組中應用旁路煙道技術，通過多級換熱器和多種途徑回收煙氣余熱，節約供電煤耗約7g/（kW·h），機組效率約提高1.4%，是目前報道的煙氣余熱利用系統中節能效果最好的在運行系統。

 

  1集成旁路煙道技術的高效煙氣余熱利用系統

 

  1.1高效煙氣余熱利用系統

 

  從本質上說，Niederaussem電廠K號機組的煙氣余熱利用系統是在常規余熱利用系統（加裝低溫省煤器）的基礎上進行改進和創新，與傳統低溫省煤器的節能原理是一致的。考慮到鍋爐燃燒褐煤時的排煙溫度較高，為進一步提高煙氣余熱利用效率，該機組采用布置多臺換熱器，利用不同熱量的低溫煙氣加熱高、低壓給水和空氣預熱器進口處的一、二次冷風。

 

  該機組鍋爐共布置2臺回轉式空氣預熱器，其進出口煙氣溫度約為350 ℃和160 ℃。與低溫省煤器布置在空氣預熱器之后的傳統方式不同，該機組的尾部煙道在省煤器之后分成了主、旁路煙道兩部分，主煙道內仍然布置空氣預熱器對空氣進行加熱，而新增設的旁路煙道中布置了高壓給水換熱器和低壓凝結水換熱器。由于旁路煙道并聯于空氣預熱器，高壓給水換熱器入口的煙氣溫度將達到350 ℃，可以用來加熱溫度較高的高壓給水，替代了部分高壓回熱器的抽汽；經過一次換熱后的煙氣溫度將至231 ℃，再流經低壓凝結水換熱器，將余熱通過一個水循環子系統進一步傳遞給溫度較低的第五級回熱器，替代了第五級回熱器的部分抽汽。旁路煙道內的兩組換熱器都排擠了溫度不同的回熱抽汽，在進汽量不變的情況下可以增加汽輪機的總出功。

 

  旁路煙道出口處煙氣溫度約為160 ℃，與空氣預熱器出口的煙氣溫度相同。匯合煙道后面布置除塵器，然后是新增設的冷風預熱器。布置在脫硫系統之前的冷風預熱器采用水媒換熱器，實現煙氣與冷二次風的換熱。煙氣經過冷風預熱器后，溫度會降至110 ℃左右。至此，尾部煙氣的余熱依次全部傳遞給了鍋爐給水和二次風。

 

  1.2 旁路煙道技術的高效節能原理  由于旁路煙道技術的應用，Niederaussem電廠K號機組平均節約供電煤耗約7 g/（kW·h），機組效率提高1.4%，實現了對電站鍋爐尾部煙氣余熱的高效節能利用。其設計上的獨特之處在于以下幾方面。

 

  a）采用旁路煙道加前置冷風預熱器的設計，提升了回收余熱的煙氣溫度水平，流入換熱器的凝結水或給水溫度高，可排擠更高壓力的抽汽，煙氣余熱的利用率也得到了提高。

 

  b）經改造后約有33%的煙氣將會進入旁路煙道，主煙道內空氣預熱器的換熱量將有所減少，因此在匯合煙道之后布置了冷風預熱器，利用160℃以下的煙氣余熱對原先直接進入空氣預熱器的冷風進行預熱，從而保證了整個空氣升溫過程需要的熱量。不難發現，該機組余熱利用效率較高的關鍵在于利用160 ℃以下的低溫煙氣余熱加熱溫度很低的冷風空氣（平均溫度20 ℃左右），而置換出的高溫煙氣（350～160 ℃） 則用于加熱溫度更高的第五級回熱器的凝結水和高壓給水，從而實現了煙氣余熱的梯級利用，即高品位的高溫煙氣余熱用于加熱溫度較高的給水和凝結水，排擠較高壓力的回熱器抽汽，更多地產生額外功率，而將低品質的低溫熱量用于低溫空氣（冷風）的預熱等。

 

  2 針對我國機組特點的高效煙氣余熱回收系統設計  德國Niederaussem電廠K號機組的燃料是褐煤，排煙溫度可達160 ℃以上，且煙氣中水蒸氣含量較高，煙氣可回收余熱量較多，因此其可以將約33%的煙氣送入旁路煙道用于加熱給水和凝結水。我國燃煤電廠除東北和內蒙外多采用無煙煤和煙煤作為燃料，排煙溫度一般在120~140 ℃之間且水蒸氣含量較少、煙氣溫度水平較低且可利用余熱量較少[9，10]，我國典型燃煤發電機組的鍋爐煙氣成分、煙氣余熱可利用量及溫度水平與德國Niederaussem電廠K號機組有較大區別。因此，基于旁路煙道新型余熱利用系統在應用于我國的典型燃煤發電機組時，具體流程和參數應根據具體機組參數進行重新設計。

 

  2.1 案例的選取  設計煤種為煙煤，其收到基碳、氫、氧、氮、硫、水分份額分別為：56.25%、3.79%、12.11%、0.82%、0.17%、18.1%。當汽機機組處于最大連續出力TMCR（Turbine Maximum Continue Rate） 工況運行時，鍋爐設計燃煤量為409.90 t/h，鍋爐熱效率94.08%，排煙溫度132 ℃。系統主蒸汽壓力為26.25 MPa，溫度為600℃，主蒸汽流量達3 093 t/h。  再熱蒸汽壓力和溫度分別為6 MPa和600 ℃。汽機背壓為5.75 kPa，平均排汽焓為2 325.8 kJ/kg，排汽干度為0.904 0。

 

  2.2 采用常規余熱利用系統時的性能分析  常規煙氣余熱利用技術一般采用在空氣預熱器出口之后的尾部煙道內增設低溫省煤器來回收鍋爐尾部的煙氣余熱、加熱凝結水以減少回熱抽汽。節省的抽汽將在后續汽輪機中繼續膨脹作功，增加機組總出功，從而實現節能的目的。

 

  以案例電廠為例，在常規煙氣余熱利用系統中，低溫省煤器布置于空氣預熱器之后，其入口煙氣溫度僅為132 ℃，由于低溫省煤器的換熱溫差限制（本文選取換熱器內最小節點溫差為15 ℃以上），因此結合案例機組回熱系統側的汽水參數情況，回收的煙氣余熱最高只能與第7級回熱器并聯、排擠部分第7級抽汽。經過案例計算分析可知，在滿足換熱節點溫差等工程約束條件下，當最終排煙溫度為90 ℃時，采用余熱利用系統后機組供電煤耗僅降低1.56 g/ （kW·h），節能效果遠低于德國Niederaussem電廠的煙氣余熱利用效率。

 

  2.3 采用基于旁路煙道的新型余熱利用系統的性能分析  針對我國典型百萬kW機組實際數據，借鑒德國Niederaussem 電廠的煙氣余熱梯級回收利用方式，采用了基于旁路煙道的新型余熱利用系統。

 

  由于德國電廠大多以褐煤作為燃料，鍋爐排煙余熱量很高，而國內煙煤鍋爐的排煙溫度一般在120~150 ℃之間，煙氣溫度水平相對較低，在應用上和德國電廠的實際情況有較大區別，因此在各關鍵設備和流程上必須重新設計。

 

  不同于德國燃用褐煤的發電機組，國內典型燃煤機組的總余熱利用量較低，因此新型余熱利用系統的低溫換熱器部分不使用水媒相變式換熱器，而直接采用煙氣—凝結水換熱器，與第5、6級回熱加熱器并聯。德國電廠的冷風預熱器入口煙氣為160 ℃，出口煙溫在110 ℃左右，而案例機組冷風預熱器入口的煙溫僅為130 ℃左右，如果排煙溫度也為110℃，則煙氣溫度僅降低20 ℃，余熱回收量過少。因此，結合案例機組運行工況、煤種條件等因素，通過采用耐腐蝕材料、控制腐蝕速度等相關措施，最大限度降低余熱利用裝置的低溫腐蝕。最終將允許的最低排煙溫度設計為90 ℃。

 

  結合基準電站的熱力系統參數，對采用常規低溫省煤器和旁路煙道技術的兩種余熱利用方案分別進行系統設計。

 

  計算結果表明，案例機組采用旁路煙道技術的煙氣余熱利用系統后，可提高全廠效率1.81%，而采用常規的低溫省煤器時全廠效率提高百分比僅為0.54%；采用優化方案后，全年平均供電標煤煤耗降低值由1.56 g/（kW·h）大幅度提高至5.19 g/（kW·h），經濟性比傳統的單一利用空氣預熱器出口煙氣余熱加熱凝結水的常規方案有顯著提高，經濟優勢明顯。

 

  3 結論  采用旁路煙道技術的煙氣余熱利用系統能夠明顯地提高煙氣余熱利用系統的經濟性，全年平均供電標煤煤耗降低值由1.56 g/（kW·h）大幅度提高至5.20 g/（kW·h），經濟優勢明顯。通過借鑒德國Niederaussem電廠K號機組，針對我國典型燃煤發電機組實際情況而提出的基于旁路煙道的新型高效煙氣余熱回收系統，相對于傳統余熱利用系統節能效果更顯著、經濟優勢明顯，為我國燃煤發電機組的余熱綜合利用與深度節能提供了有價值的技術選項。