火力发电厂烟气余热利用前景与收益

2013-12-06 06:32相伟

长春工程学院学报（自然科学版） 2013年3期

相伟

（神华神皖安庆发电有限责任公司，安徽安庆246000）

在我国，燃煤火力发电很长一段时间内仍将占据发电领域主导地位。提高发电效率、降低污染、节约资源是火电机组的发展方向。对电力企业而言，采用大容量高参数燃煤机组降低发电煤耗的同时，也应该在现有电厂的常规系统设计和设备规范的基础上，最大限度地优化系统设计，挖掘系统设计潜力，合理利用电厂的余热，提高全厂效率。

目前我们计算的发电标准煤耗已将冷源损失、汽机内部损失、部分机械损失、发电机损失计入汽轮机热耗中，其数值由汽轮机制造商提出。另外影响发电标准煤耗的就是锅炉损失和管道效率。因此，进一步减少锅炉损失和降低汽机热耗成为大家关注的焦点。

排烟损失是锅炉烟气造成的热损失，是锅炉各项损失中最大项，因此，降低排烟损失是提高锅炉效率的关键。

1 烟气余热利用条件

本工程采用超超临界直流锅炉，燃料为烟煤，BMCR工况下，锅炉排烟温度（修正后）约为123℃。理论上，烟气温度降低越多，回收利用的热量就越多，因此，应在许可的范围内尽量降低烟温。然而，由于烟气里含有二氧化硫、一氧化碳、氯离子等酸性腐蚀气体，当烟气温度低于露点以下时，烟气具有较强的腐蚀性，烟气温度降低受到酸露点、抗腐蚀材料的限制；另外，烟温降低还受到脱硫入口烟温的限制。目前采用较多的耐酸露点腐蚀材料是ND钢，其使用下限温度为85℃，所以，烟气回热加热器烟气出口的温度一般取值在85～90℃之间。

烟气的酸露点与烟气的成分有关，含湿量越大、酸性气体越多，露点温度越高。本工程烟气露点温度见表1所示。

表1 露点温度

锅炉的烟气量和排烟温度是随锅炉负荷而变化的，负荷降低，烟气量减小，同时排烟温度降低，可回收的热量减小，不同负荷下的烟气流量和排烟温度见表2。

表2 不同负荷下的烟气流量和排烟温度

2 烟气回热加热器系统

本工程采用的烟气回热加热器设置于引风机出口、脱硫塔入口前，系统如图1所示。

图1 烟气回热加热器布置系统图

这种方案的优点主要有：（1）经过除尘后的烟气中固体颗粒少，对烟气回热加热器的冲蚀磨损减小，可以延长设备的使用寿命。（2）脱硫旁路取消后，引风机与脱硫增压风机合并，使得合并风机的轴功率大，烟气通过引风机温升一般约为10℃左右。烟气回热加热器布置在引风机后、脱硫装置前，可充分利用引风机温升，更大化提高烟气余热利用。（3）电除尘器、引风机可采用国内常规设计，技术成熟可靠。（4）烟气回热加热器出口紧接脱硫塔入口布置，增加的烟道防腐不多。

3 运行经济性比较

3.1 烟气回热加热器的设计参数

3.1.1 锅炉热平衡计算结果

烟气中可回收利用的热量随机组负荷大小、排烟温度高低而变化。当机组负荷降低时，烟气量减小，排烟温度降低，可以回收利用的热量减小，具体数值见表3所示。

表3 不同负荷下可回收利用热量

3.1.2 烟气回热加热器进出口凝结水参数的选取

根据锅炉热平衡计算结果，THA工况下，烟气回热加热器进、出口烟温分别为125℃和88℃，换热量为36.56MW。参考汽机厂提供的热平衡图，考虑烟气换热器冷段腐蚀所需要的入口水温、结合各级低加THA工况凝结水的进出口温度，考虑一定的换热端差后，烟气回热加热器水侧进口拟由9号低加进口和8号低加出口的凝结水混合后（温度取70℃）进入烟气回热加热器，吸收热量后接入8号低加出口，水温为约90℃，所需的凝结水总量为1 053t／h。系统如图2所示。