利用烟气余热加热凝结水方案

姜树栋

（中国电力工程顾问集团华北电力设计院有限公司，北京　100120）

利用烟气余热加热凝结水方案

姜树栋

（中国电力工程顾问集团华北电力设计院有限公司，北京100120）

利用烟气余热加热器凝结水可降低电厂煤耗，提高发电效率。为探索此种余热利用形式的最佳方案，研究进入余热利用换热器凝结水温度、流量对机组功率增加的影响，对某燃煤机组利用烟气余热加热凝结水的4种改造方案进行分析对比，指出最佳方案应充分利用烟气允许温降条件下的所有余热，合理调节进入余热利用换热器的凝结水流量与温度，尽可能节约高品质的抽汽。对于最佳方案，通过计算可得到进余热利用换热器的最佳凝结水流量及温度。研究方法可为以后工程的烟气余热利用优化设计提供指导。

烟气余热；凝结水；换热器；煤耗；抽汽

0　引言

我国的发电能源以燃煤为主，随着近年来能源紧张及环保要求的提高，提高发电效率、降低电厂煤耗成为科研及工程技术人员普遍关心的问题。燃煤电厂锅炉排烟热损失是锅炉各项热损失中较大一项，回收排烟中的余热，可增加系统能量，提高电厂发电效率，降低煤耗［1-5］。研究人员对不同的烟气余热利用方式进行研究，如利用低温烟气作为热泵驱动热源［6］，将烟气高低温段分级梯度利用，分别加热高压给水和凝结水［7-9］，设置低温省煤器加热热网水或凝结水［10-11］。其中，利用低温省煤器加热凝结水的方案，将换热器放置在烟道低温段，烟气环境较好，飞灰对换热器的磨损小，烟道改造工作量少，可节约用于回热凝结水的低压抽汽，增加机组做功，因此得到了较为广泛的应用。但烟气余热换热器与低压加热器（以下简称低加）的配置方式、余热利用换热器进口凝结水温度和流量等因素对电厂节能效果的规律性影响，鲜有文献报道。本文以某工程热力数据为例，设计了多种烟气加热凝结水方案，对烟气余热换热器配置方式、余热利用换热器进口凝结水温度和流量的选择，进行系统详细的分析研究，探索利用烟气余热加热凝结水的最佳设计方案及研究思路。

1　研究方案及方法

以某660MW燃煤机组为研究对象，其汽轮机热耗保证（THA）工况下低压抽汽回热部分的热平衡图如图1所示。本文提出了4个余热利用方案，分别从主凝结水管路上不同位置，引出1路凝结水进入烟气余热利用换热器。根据烟气温度，选择#5低加入口为吸收烟气余热后的凝结水进入主凝结水管路的汇入点。4个改造方案如图2～图5所示。图中：qm为进换热器凝结水流量；t1为进换热器凝结水温度；t2为出换热凝结水温度。锅炉燃用褐煤，烟气余热利用换热器配置在空气预热器后、除尘器前，烟气进口温度为139.1℃，为防止低温腐蚀，换热器出口烟气温度控制在90℃。根据烟气成分可计算对应温度下的比焓，此温差下可利用烟气余热ΔQ为44.85MW。

方案1：烟气余热换热器与#6，#7，#8低加并联，部分凝结水从#8低加入口引出，经换热后进#5低加入口。

方案2：烟气余热换热器与#6，#7低加并联，部分凝结水从#7低加入口引出，经换热器后进#5低加入口。

方案3：烟气余热换热器与#6低加并联，部分凝结水从#6低加入口引出，经换热器后进#5低加入口。

方案4：分别从#7，#8低加出口引出2路凝结水混合，经换热器后进#5低加入口。

利用烟气余热加热凝结水降低电厂煤耗的基本原理为：抽汽回热系统中，烟气加热了部分凝结水，相当于节约了加热此部分凝结水所需的抽汽，此部分蒸汽被“排挤”回汽轮机继续膨胀做功，提高了机组的出力。对系统中每个加热器及余热利用换热器进行能量守恒与质量守恒计算，得出节约的抽汽量，由抽汽比焓与排汽比焓的差及节约的抽汽量得出机组做功增加值ΔP。烟气余热换热器的配置方式不同，节约不同级别的低压抽汽量不同，因而，在热力系统可利用的烟气余热量一定的情况下，其增加做功、降低热耗的效果是不同的。

图1　基准方案

图2　方案1

图3　方案2

2　结果分析

2.1方案1，2，3对比分析

将做功能力增加值ΔP，做功转化率η（η= ΔP/ΔQ）作为主要比较指标。首先分析方案1，2，3，选择换热器出口温度t2作为变量，显然，换热量一定的条件下，进入换热器的流量qm越多（少），t2越低（高）。限定热端差为10℃，即凝结水最高可加热到129.1℃，3个方案ΔP与η的对比如图6、图7所示。

从图6、图7可以看出，随着t2的增加（qm降低），ΔP增大。以方案1为例分析，因为余热利用换热器一路分流了#6，#7，#8低加的凝结水，使这3个低加的热负荷降低，从而节约了原6，7，8级抽汽。随着t2的增加（qm降低），虽然节约的6，7，8级抽汽量减少，但t2增加，汇入#5低加入口后，有利于提高#5低加进口温度，可节约5级抽汽，综合的效果是ΔP提高。可见，较高参数的抽汽对做功的增加起主要作用。对于方案2，3同样可得出上述结论。

图4　方案3

图5　方案4

图6　方案1，2，3中ΔP随t2的变化

图7　方案1，2，3中η随t2的变化

再看方案间的对比。对比方案1，2，方案2的效果更好，因为方案1节约的是5，6，7，8级抽汽，而方案2节约的是5，6，7级抽汽，没有节约8级抽汽，反而由于#8低加的上级抽汽减少，造成#7低加疏水量变少，从而加重了8级抽汽的负担，但由于将有限的余热用来节约更高级的抽汽，ΔP整体高于方案1。文献［11］的研究同样发现，在某工程2个案例对比中，节约6，7级抽汽的方案比仅节约7级抽汽的节能效果更好。方案3只节约5，6级抽汽，ΔP反而低于方案2和方案1，这是因为方案3进口凝结水温度较高（95.8℃），不能将烟气温度降至90℃，导致余热利用不充分（这里限定10℃的传热端差，烟气出口冷却到105.8℃，可利用余热30.47 MW）。由图3可见，方案3的η最高，但η的提高不足以补偿ΔQ由于进口水温过高而降低的损失。仅从图7看，高的凝结水入口温度可实现较高的η，所以最佳的余热利用方案应是充分利用ΔQ且有较高的η，这就需要换热器进口凝结水温度尽可能接近90℃，由此启发提出了方案4。

2.2方案4分析

通过调整#7低加出口与#8低加出口的流量配比，使换热器凝结水进口温度低于90℃，以充分吸收烟气余热。考虑到换热器热端差，将t2限定在129.1℃。图8为方案4中t1与ΔP的对应关系，随着t1的升高，分流的#7低加出口的凝结水流量增多，对应节约的6级抽汽量增加；同时，t1提高，t2-t1变小，进入换热器的凝结水流量qm增加，#6，#7低加凝结水被分流，热负荷降低，更加有利于节约抽汽，因此ΔP增加，η随之提高。与图7对比，方案4的η高于方案1，2，低于方案3。

图8　方案4中ΔP，η随t1的变化

2.3换热器最佳进出口温度分析

对于方案4的上述分析，由于t2限定为129.1℃，随着入口凝结水温度的提高，实际上换热流体的对数温差减少，所需换热器面积增大，投资成本提高。有必要在相同换热成本下，研究方案4的最优凝结水进、出口温度。限定对数换热温差为10℃，研究ΔP随t1的变化情况，结果如图9所示。此时t1越高，换热器分流的#6低加入口的凝结水量变多，更多地节约6级抽汽，利于ΔP增加；但由于对数温差限定t2随t1升高而降低，造成节约5级抽汽效果下降，不利于ΔP增加；同时，换热器进、出口水温差变小，qm增大，利于ΔP增加：几个因素综合作用的效果，使得出现了一个最佳换热器进、出口温度配比，即t1=78.3℃，t2=130.6℃。在此条件下，计算得出热耗降低85.5kJ/（kW·h），发电煤耗降低3.1g/（kW·h）。

图9　方案4在相同对数温差下ΔP，t2随t1的变化

可见，在ΔQ、换热温差确定的条件下，对确定的换热器，存在一个最佳凝结水进、出口温度及流量组合，对应的ΔP最大。实际工程运行中，可通过本文的计算方法选择最佳凝结水进、出口运行温度，实现最大机组效益。

3　结论

烟气余热利用换热器的配置方式会影响机组出力的增加，在烟气所能提供余热一定的情况下，余热利用方案要尽可能“排挤”高品位的抽汽。本文研究中，方案4为最佳方案，此方案可灵活调节烟气余热利用换热器的入口凝结水温度，烟气余热排挤了

5，6，7级抽汽。余热利用换热器凝结水温度、流量也影响做功能力的增加。对于特定的换热器，可通过计算选择最佳的温度配比。对于利用烟气余热加热凝结水的改造项目，要根据投资成本、节能效果等综合考虑，通过本文的计算方法选择合适的换热器与流量、温度分配。

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（本文责编：刘芳）

TK115

A

1674-1951（2016）09-0059-04

2016-07-15；

2016-08-18

姜树栋（1982—），男，山东威海人，高级工程师，工学博士，从事火力发电厂节能减排方面的研究（E-mail：jiangsd@ ncpe.com.cn）。