电站锅炉新型旁路烟道型余热利用系统性能分析

吕 剑，韩 宇，徐 钢

(1．神华神东电力有限责任公司 新疆米东热电厂，新疆 乌鲁木齐830019;2．华北电力大学 能源动力与机械工程学院，北京102206)

0 引言

能源问题是制约我国经济发展的一个非常重要的因素，解决能源问题如今已成为我国经济建设的战略重点之一［1］。电站是我国工业耗能的最大户，因此电站节能在我国节能减排战略中有着尤为重要的地位。

余热利用是解决我国电站高能耗的重要手段，在锅炉尾部烟道设置余热利用系统不仅可以有效地回收尾部烟气余热，降低煤耗，带来巨大的经济效益［2］，同时也可以减少废热的排放，有着很好的环境效益［3］。基于低温省煤器的传统余热利用技术已在我国电站得到了广泛应用，传统余热利用系统虽然余热利用率有限，不过其设备投资少，结构简单。自1985 年开始，国内长春第二热电厂、开封电厂、十里泉电厂、龙口发电厂、珲春发电厂、通辽发电总厂等相继成功设计投运了低压省煤器［4］，普遍降低排烟温度25～30 ℃，静态投资回收期一般2～4 年，有着良好的经济效益［5］，与此同时，山东大学黄新元等学者针对低温省煤器的节能理论进行了详细分析［6，7］，华北电力大学黄圣伟、杜艳玲等学者分别针对集成方式以及经济性进行了深入研究［8，9］，浙江省能源集团有限公司、商丘裕东发电有限责任公司等机构则针对工程设计进行了深入探讨［10，11］。近年来，德国Nideraussem 电站首次提出旁路烟道技术，并应用于德国科隆Nideraussem 1 000 MW 级褐煤发电机组，该机组把部分烟气引入旁通烟道内加热凝结水，从而充分利用烟气余热、进一步降低排烟温度［12］。整体来看，旁路烟道技术在余热利用的效果上优于传统的低温省煤器技术，其回收的烟气余热品位有着一定程度的提高，可以排挤更高级别的汽轮机抽汽，达到更好的节能效果。

本文以德国科隆Nideraussem 1 000 MW 级褐煤发电机组的旁路烟道技术为基础，提出了一种适用于我国电站的新型旁路烟道型余热利用系统，并针对该系统进行了热力分析。结果表明，该系统能够有效降低锅炉排烟温度，提高机组热效率，大幅降低电站煤耗，有着很好的节能效益与经济效益。

1 新型旁路烟道型余热利用系统的构造

新型旁路烟道型余热利用系统是基于旁路烟道技术，适合于中国电厂的余热利用系统，这种系统能够更好地收集锅炉尾部烟气余热，利用更高品位的烟气废热，较大程度地提高机组热效率。新型旁路烟道型余热利用系统将锅炉尾部烟道从省煤器出口之后分隔成两部分——主烟道和旁路烟道。主烟道中布置空气预热器，加热进入锅炉前的冷空气，旁路烟道中布置两级低温省煤器，即高温烟水换热器和低温烟水换热器。其中，遵循能量对口梯级利用的原则，并且结合中国电厂的实际情况，高温烟水换热器入口通入3 号或2号高压加热器入口给水，加热后的给水打回至1号或2 号高压加热器出口;低温烟水换热器入口通入6 号低压加热器入口凝结水，加热后的凝结水打回至5 号低压加热器或除氧器的出口。在主烟道和旁路烟道出口处两股烟气汇合流入汇合烟道，在汇合烟道中设置冷风预热器来加热冷空气，弥补由于旁路烟道分流烟气导致的空气吸热量不足。新型旁路烟道型余热利用系统相对于传统余热利用系统有着较大的优势，该系统利用了省煤器出口的高温烟气热量，利用烟气余热的品位远远高于传统余热利用系统，因此该系统可以加热较高温度的锅炉给水，排挤汽轮机较高品位抽汽。同时并联系统设置冷风预热器来弥补空气在空气预热器中吸热量的不足，保证了系统的稳定运行。图1 为新型旁路烟道型余热利用系统余热利用系统的构造图。

图1 新型旁路烟道型余热利用系统构造图

2 新型旁路烟道型余热利用系统的热力学分析

2.1 案例机组概况

国内某600 MW 超临界机组，锅炉为600 MW超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，汽轮机为超临界、一次中间再热、单轴凝汽式汽轮机，回热系统为三高四低一除氧形式，高压加热器与低压加热器疏水采用逐级自流方式，除氧器为汇集式加热器，轴封加热器疏水至凝汽器。表1 为案例机组THA 工况的主要参数。

表1 案例机组THA 工况主要热力参数

2.2 系统集成原则

为了达到最好的节能效果，同时满足工程实践的要求，需要系统设计时满足如下原则:

(1)基于防腐蚀材料的发展现状，为了使系统的热力性能达到较高水平，同时又尽量避免防低温腐蚀材料成本过于昂贵，将最终排烟温度(冷风预热器出口烟温)定为100 ℃。

(2)传热学上考虑，为使换热器的面积不至于过大，并且符合工程传热条件，计算时满足高、低温烟水换热器的最小换热温差不低于20 ℃。

(3)在保证空气预热器正常工作的前提下，尽可能提高空气预热器入口空气温度来获取高品位余热资源。

(4)为了更高效地利用旁路烟气余热，热量尽可能多分配给高温烟水换热器。

(5)考虑能量对口梯级利用原则，基于案例机组的热力参数，设计高温烟水换热器入口为从3 号高压加热器入口抽出的给水，加热后的给水打回至1 号高压加热器出口;低温烟水换热器入口为从6 号低压加热器入口抽出的凝结水，加热后的凝结水打回至除氧器出口。

2.3 冷风预热器热力学分析

结合3．2 节中讨论的系统优化原则，根据热平衡原理进行计算，将冷风预热器的热力学参数汇总于表2 中。

表2 冷风预热器热力参数

通过表中可以看出，冷风预热器将空气预热器的入口空气温度由环境的23．7 ℃提升到58 ℃，排烟温度由124 ℃降低至100 ℃，有效地回收了锅炉排烟中的余热，回收热量高达17．4 MW，与此同时，冷风预热器的对数温差为71 ℃，传热温差足够大，满足工程实践的要求，传热面积可以设计在一个合理的范围，有利于控制换热器成本。

2.4 空气预热器热力学分析

结合3．2 节中讨论的系统优化原则，对空气预热器进行热力计算，现将原始空气预热器以及优化后的新型旁路烟道型余热利用系统中的空气预热器热力参数对比于表3 中。

表3 空气预热器热力参数

通过对比可以看出，改造后的空气预热器对数温差比原空气预热器降低了12．3 ℃，换热温差的合理降低必然会使得空气预热器的换热鈉损降低，热力性能有所提高，同时，优化后的空气预热器依然能够保持44．1 ℃的传热温差，满足工程上的传热需求，使换热面积能够保持在一个合理的范围内。

2.5 烟水换热器热力学分析

结合3．2 节中讨论的系统优化原则，同时依据热平衡原理，进行热力计算，将高、低温烟水换热器的热力参数汇总于表4 中。

计算结果表明，高温烟水换热器可加热的1，2，3 级锅炉给水流量达到31．4 kg/s，回收高品位烟气余热13．3 MW，低温烟水换热器可加热的4，5，6 级锅炉凝结水流量为15．7 kg/s，回收烟气余热6．3 MW。

表4 烟水换热器热力参数

2.6 系统节能效果

锅炉热效率能够反映锅炉的热力学完善程度，新型旁路烟道型余热利用系统增设了两级烟水换热器和冷风预热器，进一步降低了排烟温度，使得锅炉的排烟热损失明显减少，有效吸热量上升，因此电站锅炉的总热效率有所上升，经计算，锅炉排烟余热共回收了17．4 MW，可使锅炉效率由原来的93．13%提升至94．30%。

标准煤耗率表明一个电厂范围内的能量转换过程的技术完善程度，也反映其管理水平和运行水平。热耗率、节约燃煤收益等热经济指标也能从其他方面反映系统的节能效果［13］。通过热经济性计算，新型旁路烟道型余热利用系统的具体节能效益与经济效益如表5 所示。

通过表5 可以看出，新型旁路烟道型余热利用系统供电标煤耗降低3．72 g/kW·h，机组热力性能有了大幅提高，年节约标煤超过1 万t，节能效果显著，年节约燃煤收益达到836．46 万元，经济效益十分可观。

3 结论

在高度提倡节能减排的今天，燃煤电站的余热利用技术发展十分迅速，本文提出了基于旁路烟道技术的适合中国电厂实际情况的新型旁路烟道型余热利用系统，以国内某600 MW 超临界机组为案例，对系统进行了热力计算，得出了以下结论:

(1)在节能效果与经济收益方面，新型旁路烟道型余热利用系统在热力学上增加发电功率7．89 MW，降低供电标准煤耗3．72 g/ kW·h，年节约标准煤11 553 t，年收益836．4 万元，可以看出，新型旁路烟道型余热利用系统的机组热效率有大幅提高，节能效果十分显著，能够给电站带来巨大的经济效益。

(2)新型旁路烟道型余热利用系统设置的冷风预热器能够将锅炉排烟温度由124 ℃降低至100 ℃，大幅回收原系统的排烟废热，回收用来预热冷空气的热量高达17．4 MW。

(3)新型旁路烟道型余热利用系统将空气预热器的换热温差降低了12．3 ℃，有效地提高了空气预热器的热力学完善程度，降低换热鈉损，同时将换热温差保持在44．1 ℃这个较为合理的温差，保证了工程上的传热要求。

(4)新型旁路烟道型余热利用系统设置了高、低温烟水换热器，考虑案例机组的实际情况，高温烟水换热器与1，2，3 号回热加热器并联，低温烟水换热器与4，5，6 号回热加热器并联，实现了能量的梯级利用，大幅回收高品位烟气余热。

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