燃煤电厂尾部烟气热能梯级利用技术研究
福建龙净环保股份有限公司
由于设计、运行方式及燃用煤质等因素，目前国内燃煤机组空预器排烟温度普遍在120~160 ℃，排烟热损失严重，对于湿法脱硫机组来说也因入口温度较高耗费了大量宝贵的水资源。低温省煤器技术起到了回收烟气余热、降低供电煤耗、提高电除尘效率、降低脱硫水耗的功效，目前已得到推广应用，但热能利用水平较低。为在保证现有环保效果的情况下进一步提高余热利用水平，结合空预器旁路烟气热能梯级利用技术，通过能量置换获得高品位的热能，可以进一步地降低供电煤耗。通过研究旁路烟气比例，空气预热升温幅度等对能效提高，一、二次风温和排烟温度的影响，优化系统设计参数。进一步研究了系统改造对锅炉、汽机的影响，以及热能梯级利用技术对空预器低温腐蚀、硫酸氢铵黏附堵塞问题的改善功能。
关键词：烟气余热；低温省煤器；旁路烟气；能量置换；热能梯级利用
由于设计、运行方式及燃用煤质等因素，目前国内机组空预器排烟温度普遍在120~160 ℃，排烟热损失严重，对于湿法脱硫机组来说也因入口温度较高耗费了大量宝贵的水资源。炉后烟气中含有的这部分热量的利用是降低供电煤耗、提高电除尘效率、降低脱硫水耗的重要手段。结合低低温电除尘器，常规的低温省煤器烟气余热利用技术已在国内得到推广应用，但因其只能排挤低压加热器部分的回热抽汽，能级较低，其回收的热量大部分通过凝汽器-循环水系统散发到大气中，其有效利用热最高不超过20%，一般仅能降低供电煤耗1~2.5 g/kWh[2]。如何提高能量利用水平，以进一步降低供电煤耗需要进行深入研究。
2002年，德国Niederaussem电厂K号机组采用了烟气余热梯级利用技术，取得了最高降低发电煤耗7 g/kWh的效果。2010年以后，我国陆续开展了利用旁路高温烟气进行更高等级余热利用技术的研究，为进一步的应用打下了坚实的基础[4-6]。但针对改造机组，抽取多少的空预器前热烟气、如何确定最优化系统参数，以及系统改造对锅炉和汽机等设备的影响都还有待于进一步研究。
常规的低温省煤器烟气余热利用系统，主要在空预器与电除尘之间，或引风机与脱硫塔入口之间设置低温省煤器，回收烟气中的热量。通过将汽机侧回热系统中凝结水引入到锅炉侧低温省煤器中，利用流经其中的烟气热能来加热回热系统中的凝结水，使得用于加热这部分凝结水的汽轮机回热抽汽量有所减少，节省抽汽在汽缸中继续膨胀，增加汽水系统总做功量，提高机组热功转换效率。将低温省煤器布置在空预器与电除尘之间，还可以降低飞灰比电阻、提高电除尘效率、降低电除尘与风机电耗、降低脱硫耗水量等。
典型燃煤电站机组锅炉的空预器排烟温度一般在120~160 ℃，对比汽机回热系统中各级加热器入口凝结水的温度分布可以发现，常规低温省煤器回收的余热出口水温较低，通常只能排挤低压加热器部分的回热抽汽，降低供电煤耗有限。而通过水媒式暖风器技术提高一、二次风进口温度可以实现一、二次风温出口温度的进一步提高，以及更高的排烟温度提高了低温省煤器出口水温，但是能级提高只有1~2级，其节能效果依旧有限。回收的热量依旧大部分最终通过凝汽器排入环境中。各级回热加热器抽汽效率如图1所示。
图1 各级回热加热器抽汽效率
引入更高温度水平的烟气余热是实现更高水平机炉耦合技术的关键。空预器前旁路烟气温度达到320~400 ℃，利用其中一部分烟气可以用来加热回水系统中更高温度的高加给水，取代用于加热高加给水的高品位（高温、高压）蒸汽，可以创造更好的经济效益。但是由于旁路一部分热烟气后，空预器的吸热量减少，为弥补这部分减少的热量，需要增设前置空气预热设备，提高空预器进口风温，以保证空预器出口的风温不出现大幅的降低。空预器进口风温的提高主要通过吸收空预器后烟气余热来实现。这种利用空预器后的低温烟气热量获得旁路高温烟气的能量置换系统称为旁路烟气热能梯级利用技术。一种烟气旁路烟气热能梯级利用系统示意图如图2所示。
图2 烟气旁路热能梯级利用系统
该梯级利用系统的节煤主要分为以下几个组成部分来实现：
（1）旁路烟道高压省煤器排挤高加抽汽节煤；
（2）旁路烟道低压省煤器排挤低加抽汽节煤；
（3）在暖风器补偿后的空预器实际出口风温变化引起的煤耗变化（风温降低为负）；
（4）空预器后烟气余热冷却器（以下称“烟冷器”）补充暖风器后的多余热量通过分水管路并联输送给低加系统进一步节煤。
3.1 机组原设计参数
对于改造机组而言，新的旁路烟气热交换系统将汽机和锅炉连接起来，参数的选择对节能特性以及原有机组系统的影响需要重点分析。针对某2×660 MW燃煤发电机组，进行了旁路烟气热能梯级利用技术应用模拟项目研究。机组锅炉主要设计参数如表1所示。该机组汽机及回热系统平衡图如图3所示。
表1 锅炉主要设计参数
图3 机组汽机抽汽与回热系统图（THA工况）
3.2 能效分析与参数优化
比较了不同的旁路烟气抽气比例和不同暖风器出口风温对系统节煤效果的影响。从图4可以看出，随着旁路烟气抽气比例的升高，节煤效果逐渐增加，暖风器出口风温越高，节煤效果越好。具体表现在，相同暖风器出口风温的情况下，随着旁路烟气比例的升高，更多的烟气热量被输送到高加系统和低加高能级系统中，相应的起到更好的节煤效果。但随着烟气旁路比例的增加，节煤效果增幅逐渐减小。
图4 不同空预器前旁路烟气比例对系统节煤效果的影响
从分项节煤效果来看（见图5、图6），由于能量的置换作用，空预器后烟冷器在提供给暖风器后剩余的热量并不多，且随着旁路烟气比例的增加而降低，到25%旁路烟气比例时基本无多余的热量提供给低加系统。同时，从图6也可以看出随着旁路烟气比例的上升，空预器出口一、二次风温逐渐下降，也就是通过空预器输入到机组中的热量减少，相应的锅炉效率降低，抵消了旁路高、低压两级省煤器的节煤效果。这也是为何会出现随着烟气旁路比例的增加，节煤效果增幅逐渐减小的原因。
从图7和图8两种暖风器出口风温下旁路烟气比例对一、二次风温影响可以看出，随着旁路烟气比例的上升，空预器出口一、二次风温逐渐下降。对于锅炉而言，首先需要保证燃烧的稳定性，因此系统首先要满足磨煤机的出力和稳定性，故入磨一次风温度不能降低。为此，将一次风暖风器设在旁通风道（设计用于将一部分冷风旁路到空预器后与热一次风混合以调节入磨风温）前面，总体入磨风温可以得到保证。二次风温度对于燃烧的影响相对较小，在温度降低10~20℃的情况下也可以接受。
最后，从图9空预器出口烟气温度的变化可知，在一定旁路烟气比例下（10%以下），由于暖风器补充的热量较多，空预器在旁路一部分烟气的情况下吸热依旧比改造前减少，进而导致出口烟温升高。而进一步提高旁路烟气比例之后，空预器出口烟温开始下降，空预器冷端平均温度下降，进而有可能造成空预器冷端低温腐蚀风险增加。
图5 暖风器出口风温70 ℃下旁路烟气比例对分项节煤效果的影响
图6 暖风器出口风温80 ℃下旁路烟气比例对分项节煤效果的影响
图7 暖风器出口风温70 ℃下旁路烟气比例对一、二次风温的影响
图8 暖风器出口风温80 ℃下旁路烟气比例对一、二次风温的影响
图9 不同旁路烟气比例对空预器出口排烟温度的影响
3.3 系统设计参数
综合考虑节煤效果（等效焓降计算+风温变化能效计算等）、设备投资成本、对锅炉的影响、设备阻力等，最终选取20%的旁路烟气比例，暖风器出口风温80℃。具体设计参数如表2所示。
表2 设计参数
对空预器运行的影响：空预器出口风温的变化会再间接影响到锅炉的运行。在旁路烟气之后，特别是旁路比例超过10%之后，锅炉空预器出口一、二次风温逐渐下降。对于锅炉而言，需要保证燃烧的稳定性，因此系统首先要求满足磨煤机的出力和稳定性，故入磨一次风温度不能明显降低。为此，将一次风暖风器设在旁通风道前面，在20%旁路烟气设计工况下总体入磨风温可以得到保证（比设计温度高11.4 ℃）。而二次风温度对于燃烧的影响相对较小，在温度比设计值低13.6 ℃的情况下可以接受，基本不影响燃烧效率。
由于改造之后空预器冷端平均温度由初始的79.5 ℃大幅提高到111 ℃，其冷端低温腐蚀和硫酸氢铵黏附堵塞问题可以得到较大的缓解。由回热系统导致的主蒸汽流量与再热蒸汽流量的变化：由于煤耗降低以及相关回热系统抽汽量的减少，在以上设计参数下，主蒸汽流量减少39.6 t/h，再热蒸汽流量减少23.6 t/h。以上流量的变化相对于原主蒸汽流量1 962 t/h，再热蒸汽流量1 576 t/h来说占比非常小，对于炉内受热面的影响也是很小的。
对于汽机系统的影响，主要体现在抽汽量的变化和低压缸排气量的变化。根据设计工况计算，改造后，高压抽汽减少29.6 t/h，低压抽汽减少76.54 t/h，考虑到设计负荷下主蒸汽流量的减少，最终低压缸排汽增加66.5 t/h。低压缸排气的增加会对凝汽器及轴承推力造成一定的影响，考虑到汽机VWO设计工况（阀门全开工况）比THA工况的排气流量大114 t/h，而TMCR（汽轮机连续最大负荷）比THA工况的排气流量大68 t/h，故其运行并没有超出原有设计范围。
文中对于常规低温省煤器的作用和局限进行了分析，结合某660 MW机组模拟改造实例，对旁路烟气热能梯级利用系统中的影响因素进行分析，最后确定了热能梯级利用系统的主要设计参数，并分析了改造对锅炉和汽机产生的影响。
燃煤电厂热能梯级利用技术在保持原有炉后烟气低温工艺系统的同时，还能够进一步降低机组供电煤耗，以及具有改善空预器低温腐蚀和硫酸氢铵黏附堵塞等效果。在合理的参数范围内，采用尾部烟气热能梯级利用改造对锅炉和汽机不会造成不良的影响。
文章发表于《节能技术与应用》
作者简介：罗如生，硕士，高级工程师，研究方向为工业环境污染物控制技术。