(华北电力大学能源动力与机械工程学院 宁夏灵武市 751499)
提要:提高燃煤电厂机组的整体热效率，降低煤耗是当前节能工作的重点；锅炉尾部设置烟气余热利用装置，一方面作为低低温静电除尘器的配套设备，另一方面回收锅炉排烟热量，提高电厂的运行经济性。
关键词: 余热利用 锅炉效率 经济性
1提高锅炉效率一直以来是电力建设当中的重要课题，锅炉效率取决于各项损失，锅炉的各项损失包括排烟损失、化学不完全燃烧损失、机械不完全燃烧损失、锅炉散热损失等，降低排烟损失是提高锅炉效率的关键。火力发电厂的核心理念是节能降耗和节能减排，加装烟气余热利用装置一方面作为低低温静电除尘器的配套设备，另一方面可以回收锅炉余热，降低机组发电煤耗，降低脱硫系统水耗。
下面就国电方家庄电厂工程的余热利用进行探讨，在常规汽机回热系统和锅炉烟风系统设计基础上，探讨锅炉烟气余热利用的思路和方向，回收锅炉排烟热量，提高静电除尘器的除尘效率
2 烟气余热换热器设计及布置
排烟损失是锅炉最重要的热损失，占锅炉热损失的60％～70％。目前国内火电机组，由于锅炉效率较高，排烟温度已经较低，锅炉空预器已最大限度回收了排烟损失。国内目前部分采用的加热热风的方法，但其系统与控制复杂。鉴于此，方家庄电厂工程不推荐采用上述方案，推荐在空预器后至脱硫吸收塔之间的烟道上设置低温省煤器加热凝结水方案。
低温省煤器布置主要有三种方案：方案一、布置在引风机后、脱硫装置前。方案二、布置在空预器后、除尘器前。方案三、采用两级布置，第一级布置在引风机后、脱硫装置前，第二级布置在空预器后、除尘器前。
3 烟气余热利用换热器热经济性计算
针对上述三种方案中的特点，对其经济性进行比较来确定方案的采用。
3.1 烟气回热加热器进出口凝结水参数的选取
经计算，BMCR工况下烟气余热利用装置的烟气放热量为53MW，根据锅炉热平衡计算结果，并参考汽机厂提供的热平衡图，考虑一定的换热端差，结合各级低加凝结水的进出口温度，拟由7号低加(按照凝结水温度由低到高流程，编号依次为8、7、6、5号低压加热器)进出口凝结水混合到72℃后接入一级烟冷器水侧进口，吸收热量后进入二级烟冷器，最后接入6号低加入口，水温为105℃，所需的凝结水量为1349t/h。
说明：1）以上比较年利用小时数按5500h(对应机组出力1100000kW)计算；
2) 上表中回收的热量为折算到THA工况~51.1MW.
3）标煤价按420元/吨；
3.4 运行经济性分析
设置烟气余热换热器，每台炉可回收热量为51.1MW（THA工）况，通过热量回收后，汽机热耗降低55kJ/kW.h，电厂总效率提高约0.34%，标煤耗降低2.0 g/kW.h，年节约标煤1.214万吨，年节约标煤费用509.7万元。
另外，由于增加烟气余热换热器后，引风机阻力增加800Pa，BMCR工况每台引风机轴功率增加685kW，两台风机共增加1370kW。年利用小时数按5500h计算，上网电价按279.1元/MW.h计算，每台机组每年增加的厂用电费用为210.3万元。
采用烟气余热利用装置后，每台炉脱硫耗水量减少约111t/h，水价按2.689元/吨计算，脱硫系统每台炉年节约水费约164.2万元。
4 经济比较
4.1初投资比较
4.3 综合技术经济比较分析
采用余热回收加热器后，每台机组初投资增加2210万元，年运行费用节省463.6万元，算上贷款利率，5-6年可收回成本
5 结论和建议
通过分析，其主要结论如下：
（1）设置烟气余热加热器提高了电厂的运行经济性并使进入除尘器及脱硫吸收塔的烟气温度减低，大大减少了脱硫耗水量。
（2）本工程推荐烟气余热换热器采用一级设置，设置在除尘器前，最大限度的实现节能收益及环保收益。
（3）本工程设置烟气换热器后，发电标煤耗降低2.0 g/kW.h，电厂总效率提高约0.34%，每台机组初投资增加2210万元，年运行费用节省463.6万元。方家庄电厂工程采用烟气余热利用后，可减少机组的耗水量，对属于严重缺水的地区的本工程有着重大的社会效益。另外根据市场发展趋势，电厂燃煤价格将会逐年升高，采用烟气余热回收后的经济效益也会越来越突出。因此，本工程推荐在电除尘前加装烟气换热器，将锅炉排烟余热回收是经济、可行的。
参考文献：
[1]郝向辉. 大型燃煤锅炉低温烟气余热综合利用及节能分析[D].华北电力大学,2015.
论文作者:魏高升,黄成林
论文发表刊物:《电力设备》2017年第26期
论文发表时间:2017/12/22
标签：余热论文; 烟气论文; 锅炉论文; 万元论文; 凝结水论文; 电厂论文; 换热器论文; 《电力设备》2017年第26期论文;