论锅炉烟气余热在供热上的综合利用

田晓龙　卜心明　张雷

摘 要：近几年，锅炉烟气余热改造在全国各地开始普遍应用，主要采用单介质方案，回收的烟气余热以用于机组回热系统的凝结水加热为主。该技术路线，排挤汽轮机低压抽汽量，对机组整体经济性提高有限。本文主要论述了双介质烟气余热利用改造技术路线在供热机组上的应用。

关键词：烟气; 余热利用; 供热

【中图分类号】G 【文献标识码】B 【文章编号】1008-1216（2016）11C-0069-02

排烟热损失是电站锅炉各项热损失中最大的一项，一般为5%～8%。影响电站锅炉排烟热损失的主要因素是排烟温度。目前，锅炉普遍采用回收烟气余热加热汽轮机凝结水的改造技术路线，该技术虽然回收了烟气余热，锅炉效率明显提高，但是因其排挤了用于低压加热器的汽轮机低压抽汽，即低品质蒸汽，限制了电厂发电机组整体经济性的提高，因此，研究回收烟气余热其他用途的技术路线十分必要。

低温省煤器热力参数选取的原则：在满足安全性要求的前提下，兼顾经济性。所以首先要保证低温省煤器受热面能够安全工作，不会因为腐蚀、磨损等问题而停运，这就需要对酸露点、烟气的低温腐蚀特性及管壁温度与管内外介质的关系等问题进行深入研究;在满足安全性的基础上，尽量提高低温省煤器运行的经济性，尽可能多且高效回收烟气余热，提高电厂的经济效益。经研究论证，在供热汽轮机组上采用双介质烟气余热回收综合利用的技术路线，具有显著的经济效益。现就其实际应用案例介绍分析如下：

某电厂2×200MW机组所配2台（1、2号） HG -670/ 13.7- HM18型锅炉，是哈尔滨锅炉厂有限责任公司设计、制造的超高压参数单汽包自然循环锅炉，单炉膛，一次中间再热，平衡通风，室内布置，固态排渣煤粉炉。该机组为热电联产机组，采用抽凝式汽轮机，利用汽轮机抽汽加热热网水进行供热，海拉尔地处我国内蒙古东部地区，采暖期较长，每年的采暖期为9月20日至次年的5月10日。设计排烟温度为138 ℃。而在实际运行中1、2号机组锅炉排烟温度一直偏高，年均排烟温度150℃左右。

因此，针对1、2号机组排烟温度偏高的情况，首在空气预热器后面的尾部烟道加装低温省煤器，进一步降低锅炉排烟温度，达到回收烟气余热的目的。

低温省煤器改造方案：在空预器和电除尘之间的四路烟道内布置低温省煤器，省煤器采用双介质回收烟气余热。1.采暖期回收烟气余热用来加热热网回水，回收的热量全部用来供热;2.非采暖期回收烟气余热用来加热汽轮机凝结水，减少汽轮机抽汽量，增加机组发电量。设计排烟温度为90℃，省煤器采用H型翅片管，低温省煤器设备的设计、制造、安装、调试，符合现行使用的国家有关标准和行业标准。为防止低温结露腐蚀，省煤器入口段（高温段）采用#20钢，出口段（低温段）采用耐低温腐蚀的ND钢，并设置蒸汽吹灰器，提高受热面清洁度，保证换热效果。其系统设计如图。

低温省煤器系统图

余热回收介质选取：低温省煤器入口烟温为150 ℃，出口烟温为90 ℃，低温省煤器在热力系统中的冷却水取水方式，直接影响到经济效果和分析计算的方法以及设备运行的安全、可靠性。根据电厂机组供热的实际情况，本项目采用双介质方案。

非采暖期，低温省煤器同时从2号低加入口和出口取部分凝结水（取水管道安装调节阀，调节2号低加进口和出口的水量），经低温省煤器加热后回4号低加入口，同时，低温省煤器系统设有热水再循环，进一步防止壁温过低造成的管束低温腐蚀，保证入口水温为75℃（混水温度可调）。1号低加入口凝结水温度为34.3℃，2号低加入口凝结水温为67.7℃，3号低加入口凝结水温为103.7℃，4号低加入口凝结水温为120.6℃。为了保证传热温差，提高经济性，从上面数据看出：2号低加入口水温适合，但2号低加入口水温较低，容易造成设备低温腐蚀，故从2号低加出口再引一路水源与2号低加入口混合后，提高进入低温省煤器的温度。控制管壁温度的同时，可在负荷率较低时，如50%负荷下，2号低加入口温度为54.2℃，2号低加出口温度为86.1℃，在50%负荷下，提高2号低加出口水量，以提高低温省煤器的入口温度。

采暖期，当低温省煤器用于加热热网水时，低温省煤器的冷却水切换至低温省煤器的冷却水闭式循环系统，配备两台循环水泵（一运一备），此闭式循环水系统通过水-水换热器加热热网回水。约300t/h热网循环水回水引入低温省煤器的水-水换热器，吸热后返回热网供水系统。

低温省煤器主要参数

项目 低温省煤器

低温省煤器个数 台 2

烟气流量 Nm3/h 893773

进口排烟温度 ℃ 146

出口排烟温度 ℃ 90

烟气侧压降 Pa 400

1台机组工质总流量 t/h 330

换热器进口水温 ℃ 75

换热器出水温度 ℃ 120

整个系统水侧压降 MPa 0.3

翅片管型式 -- H型翅片管

抽取凝结水量 t/h 260

再循环水量 t/h 70

板式换热器入口水温 ℃ 60

板式换热器出口水温 ℃ 98

热网水流量 t/h 282

1台机组烟冷总换热功率 MW 15

1台机组总换热面积 m2 15000

1台机组设备总重 t 330

项目实施情况：一台200MW机组低温省煤器改造项目总体投资约750万元，改造后，在非采暖期，带热网水系统供热，整体运行状况稳定，系统调节简便，利用热网水系统安装的水量调节阀，设定排烟温度，实现自动调节，不需人为参与调节，考虑低温省煤器后除尘器及烟道的低温腐蚀情况，当前排烟温度暂按95℃控制，平均回收烟气余热14兆瓦，按照当地采暖热指标，增加供热能力20万平方米，一个采暖期可增加热费收入约520万元，扣除增加的引风机耗电成本15万元，一个采暖期可产生505万元的经济效益，非采暖期回收烟气余热加热凝结水可降低机组发电煤耗2.6g/kwh，节省发电成本约17万元，全年可产生522万元的经济效益。考虑后期排烟温度降到90℃运行，增加的供热能力可达到25万平方米，每个采暖期可增加热费收入650万元，加上非采暖期的收益，一年即可收回投资的87.7%，投资回报率相当可观。

从实际运行情况不难看出，该项目的主要收益产生于采暖期回收烟气余热供热，若不考虑供热，仅回收烟气余热加热凝结水，经济效益非常有限，投资回收期较长。因此，对于有供热市场和供热环境的机组，采用双介质的改造 方案符合国家的节能产业政策和环保政策，具有极其广阔的推广和应用前景。

参考文献：

[1]黄圣伟，徐钢，杨勇平，刘超，刘文毅，杨志平.电站锅炉烟气余热利用的热力学分析与优化设计原则[J].现代电力，2013，（1）.

[2]陆万鹏，孙奉仲，史月涛.电站锅炉排烟余热能级提升系统分析[J].中国电机工程学报， 2012，（23）.