关键词：燃煤机组；有效利用；提供热源；电量
引言
在火力电厂发电的长期发展中，节能减耗的措施很多，但是，利用燃煤机组锅炉汽机凝汽余热，是一种简便易行的方案。再生蒸汽 则是一种简单易用的解决方案，并且具有良好的节能效果。在本文中，将热力学、传热学和流体力学的相关理论应用于建立节能分析模型，以从低温燃烧气体中回收余热。从系统的安全性和稳定性的角度，对烟气侧与水侧的连接方式，热交换器的类型和安装条件进行了详尽的比较分析。当将常规的余热利用系统应用于电站的实际运行以决定经济性时，管道的尺寸会有所变化，而投资成本是一个相对合理的节能改造计划。然后以一个燃煤机组的实际运行数据为例，计算出常规余热利用系统的节能效益，并结合常规废热利用系统的整体传热曲线。[1]
1 锅炉尾部烟气余热回收的意义
“十三五”规划期间，能源高效利用、环境合理整治仍然是国民经济和社会发展的瓶颈。我国70%以上社会用电依靠于火电机组，占据全国约50%的煤炭消耗，而大型火电机组热效率只有40%左右，大量锅炉烟气（120℃~140℃）和汽机乏汽的低品位热量损失是导致能源利用率过低的主要因素，如何有效利用此类余热是提高能源利用率的关键。以往烟气余热研究中，多数在除尘器前后加装烟气换热器（低温省煤器），用于加热循环凝结水，取代部分汽机抽气，起到提高机组发电量，降低煤耗率的作用。张润盘等人提出，采暖期间加热热网水的节能效果优于加热凝结水，利用烟气余热夏季加热凝结水，冬季加热热网水的方法提高能源利用率。[2]华北电力大学徐钢等人也提出一种新型电站锅炉余热利用系统，在常规空气预热器前加装前置式低温空气预热器，从而降低烟气与空气预热器的换热温差，并在两级空气预热器之间布置低温省煤器，新型烟气余热利用系统供电煤耗降低3.6g/（kW·h）。而汽机乏汽余热常用于供热方面，高背压运行机组满足了供热能力，但是高背压又受限于机组末级排汽容积大小，不仅影响机组发电量，也危机运行的安全。李岩等人通过加设蒸汽吸收式热泵，抽取部分蒸汽（0.4MPa~1.0MPa）作为驱动和梯级加热热源。此种方法基本解决了余热利用和安全生产的难题，但汽机抽汽必然降低机组发电量。为此，本文针对以上问题，综合考虑烟气与凝汽余热利用，供暖期间锅炉尾气余热作为吸收式热泵的驱动及尖峰加热热源，实现零抽汽量条件下满足供热需求，提高机组发电量，同时在烟气换热器作用下，降低排烟温度，提高除尘效率。[3]
2 燃煤机组锅炉烟气及凝汽余热加热热网系统
本文主要研究采暖期及非采暖期运行工况下，烟气换热器和吸收式热泵协同作用的余热利用。以往的烟气换热器可加热电厂循环凝结水，与低压加热器并联连接，起到烟气余热替代汽机抽气，节省煤耗目的。而吸收式热泵利用汽机排汽冷凝成水的气化潜热，提供热网用热，高温热水或蒸汽作为驱动热源。[4]综合考虑分析如下：采暖期，吸收式热泵内循环水（20℃升至25℃）回收冷凝器散失的气化潜热，将热网70℃回水提高至90℃，再利用锅炉尾部烟气换热器作为尖峰加热器加热90℃水至120℃，此时热水温度满足热网供水温度要求。非采暖期，隔离吸收式热泵机组和热网管路，通过烟气换热器回收锅炉烟气余热，加热电厂循环凝结水，与低压加热器并联连接，达到减少汽机抽气，烟气余热利用目的。[5]
3 燃煤机组锅炉尾部烟道改造分析
某电厂600MW湿冷机组烟道改造，在原有锅炉烟道上加装烟气换热器，安装位置在除尘器进口喇叭口处。夏季烟气换热器进出口烟温为155.8℃/120℃，冷却介质凝结水进出口温度为98℃/136℃。[6]根据图2汽机热平衡图可知，烟气换热器冷却介质温度满足6号低加入口和5号低加出口凝结水温。将烟气换热器管道系统与5号、6号低加并联连接，以此减少低压加热器运行负荷。冬季烟气换热器烟温和冷却介质进出口温度分别为134.7℃/100℃、90℃/120℃，此时冷却介质为热网70℃回水经吸收式热泵加热后的90℃循环水。利用烟气换热器回收烟气余热的同时，烟气中的氧化硫与水蒸汽结合生成硫酸蒸汽，随着烟气温度降低，达到硫酸蒸汽的凝结点即酸露点后，将会对烟道及换热设备形成低温腐蚀。炉膛出口过剩空气系数为1.20、煤质成分如表1所示。根据前苏联热力计算标准计算酸露点温度为96℃，烟气换热器出口烟温高于酸露点。[7]
4 经济分析
在不影响发电量的前提下，烟气换热器和吸收式热泵系统回收电厂烟气和凝汽余热，可节省煤耗量，间接减少SO2、颗粒物、灰渣等排放量。
采暖期，烟气换热器余热利用量：
Ql=V(hl-h2) (1)
式中：V一锅炉烟气流量,Nm3/h；
h1一入口烟气焓值,kJ/kg ；
h2—出口烟气焓值,kJ/kg。
计算得出：Qi=21.74MW
根据换热量Qi=Q'i (Q'i一凝结水经换热 器吸收热量,MW；),求得凝结水流量:
Vi=Qi/(h3-h4) (2)
式中:h3一烟气换热器出口水焓值,kJ/kg； h4一烟气换热器入口水焓值,kJ/kg。
计算得出:Vi=6i8.34t/h
吸收式热泵余热利用量：
Q2=Vi(h4-h5) (3)
式中：h5—热网回水焓值,kJ/kg。
计算得出：Q2=14.4MW
采暖期总利用余热量：
Q=Qi+Q2 (4)
计算得出：Q=36.14MW。
非采暖期，关闭热网连接阀门，仅用烟气换热器与5号、6号低加并联系统。同时将上述非采暖期参数代入公式(1),计算烟气换热器余热利用量为22.44MW。
节省标准煤量根据公式(5)计算：
Δt=Q/29270?l?2 (5)
式中：29270—标准煤的低位发热量,kJ/kg； ni一锅炉效率，取93%；
n一管道效率,取97%。
计算得出，采暖季节省标煤1.42万吨，非采暖季节省标煤量1.76万吨。此系统余热利用优势总结如下，详见表2。
总结
对于本文研究中的问题来看，利用燃煤机组锅炉汽机凝汽余热加热锅炉给水，可节省煤燃料的同时，必须要考虑一些外在的因素，大型燃煤机组的废气具有低温，低质的特点，同时在进行余热回收时，有必要充分考虑煤尾气的烟气特性。煤单元的大型锅炉，并确定热交换器单元壁的合理温度。尝试确保管壁温度高于酸露点温度高于100°C，以确保热交换设备安全稳定地运行。
参考文献
[1]钟朝晖.电站锅炉烟气余热加热冷风关键技术研究[J].中国科技投资,2017(25).
[2]刘桂才[1],廖艳芬[1],马晓茜[1],et al.烟气余热利用对燃煤机组影响的综合分析[J].锅炉技术,2017,48(6):8-12.
[3]尤俊.关于燃气锅炉排烟余热回收技术探讨[J].能源与环境,2018(4):34,37.
[4]靖长财,杨富鑫,谭厚章,et al.1000 MW机组锅炉烟气余热利用空气预热器烟气旁路方案关键技术问题研究[J].锅炉技术,2017(4).
[5]张国雄.浅议电站锅炉集中供热蒸汽凝结水回收循环利用[J].科技风,2017(11):146-147.
[6]肖学奎.余热发电汽轮机旁路系统的设置与研究[J].电站辅机,2017(1).
[7]王聪.M701F4型燃气-蒸汽联合循环供热机组停机后利用高压汽包余热供热探讨[J].锅炉制造,2019,275(03):53-55+59.
论文作者: 范剑峰
论文发表刊物:《科学与技术》2019年第14期
论文发表时间:2019/12/17
标签：烟气论文; 余热论文; 换热器论文; 机组论文; 锅炉论文; 汽机论文; 凝结水论文; 《科学与技术》2019年第14期论文;