300 MW一次再热亚临界燃煤发电站系统改进研究

李沁伦,王璐凯,刘银河,车得福

(西安交通大学动力工程多相流国家重点实验室,710049,西安)

目前,我国在运的300 MW亚临界燃煤机组有200多台[1],由于设计、加工和安装工艺水平有限,早期投运的在役300 MW机组效率低、煤耗高。国内电厂又正处于“上大压小”的升级换代时期,新上火电机组起点已从300 MW级提升至600 MW和1 000 MW级。在这种局势下,在役的300 MW机组正处于被逐步淘汰的境地[2]。同时,由于各项环保等审批程序越发严格,新建机组非常困难。因此,改造300 MW机组、提高老机组的效率成为了不二选择[3]。

回收和利用锅炉的低品位烟气热量是提高电站效率的有效途径之一。在常规的火力发电站中,锅炉的排烟温度一般设计为130～150 ℃,排烟损失约占锅炉全部热损失的50%～80%[4]。目前,大多数学者尝试对锅炉尾部烟道中的烟气进行能级匹配或梯级利用,即在锅炉尾部烟道中增设特殊的换热器,对凝结水温、空气温度和锅炉烟温进行合理匹配。其中,采用的方法包括设置低温省煤器用来加热凝结水[5-7]和设置前置式空气预热器用来预热低温空气[8-10]。王岩分析和比较了低温省煤器在除尘器前、吸风机后及除尘器前和除尘器后分别布置的3种配置方案,发现在除尘器前和吸风机后分别设置两级低温省煤器时供电收益最大[11]。为了更加有效地利用低品位烟气的热能,有学者提出了旁通烟道和送风分段预热的电站改进方案[12-15],例如:杨勇平等人在锅炉尾部烟道中设置了3级空气预热器来加热空气,即高温空气预热器(high-temperature air preheater,HTAP)、主空气预热器(main air prehea-

ter,MAP)和低温空气预热器(low-temperature air preheater,LTAP),其中,HTAP和省煤器并联布置,低温省煤器布置在MAP和LTAP之间来加热凝结水,结果表明,改进的电站可以产生额外的13.3 MW净输出功率[4]。为确定电站锅炉余热利用的最佳方案,郑莆燕等人根据冷热流体的温度分布情况,将余热利用系统理想化为由多个温度匹配的换热器组成的换热网络,以发电功率增加量最大为优化目标建立了数学优化模型,研究发现,优化后的余热回收方案使发电功率增加到了22.34 MW[16]。

实际上,高效回收利用低品位烟气热量以提高发电效率的方法不仅有能级匹配,还有热容流率匹配,即对传热工质的热容流率进行合理匹配以避免在换热过程中冷热流体形成温差夹点,在考虑经济性时最大限度地减小传热温差[17]。但是,现有的研究大多数只是简单地分配工质的流量来满足传热过程中节点温差的要求,并未太多地关注冷热流体的热容流率匹配,因此对于现有燃煤电站来说,发电效率和热力学完善度仍有较大的提升空间。

本文针对常规300 MW一次再热亚临界发电站,基于能级匹配和热容流率匹配提出了一种改进电站方案,采用热力学分析和技术经济性分析对常规电站和改进电站进行了分析和比较,结果表明:改进电站方案在不产生低温腐蚀和堵灰的情况下,不仅可以充分回收利用低品位烟气的热量,还能降低蒸汽与凝结水换热时的传热温差,相较常规电站其发电效率有大幅提升,并在工程中具有可行性,从而有望为电站系统结构设计提供新的思路。

1 常规电站及其问题描述

1.1 常规电站

本文选择典型的常规300 MW一次再热亚临界燃煤发电站为参考电站。

图1是常规电站的结构简图,整个电站可以分为锅炉和汽轮机回热系统两个部分,汽轮机回热系统包括3个高压回热加热器(RH1～RH3,RH代表回热加热器)、4个低压RH(RH5～RH8)和1个除氧器(DEA(RH4))。凝结水在RH中由汽轮机的抽汽进行多级加热后,进入布置在锅炉烟道中的省煤器内,由烟气继续加热。回转式空气预热器布置在省煤器的下游,环境温度下的空气在空气预热器中被烟气加热到设计热空气温度,之后进入炉膛,参与煤粉的燃烧。锅炉主蒸汽的流量、压力和温度分别为966.92 t/h、16.700 MPa和538 ℃,再热蒸汽的流量、压力和温度分别为815.92 t/h、3.465 MPa和538 ℃,蒸汽在汽轮机中膨胀做功后进入凝汽器,凝汽压力为0.004 9 MPa,环境温度为27 ℃。锅炉燃用设计煤种为无烟煤,析参数。

表1是锅炉用煤的煤质分

SB1～SB8:抽汽;HPC:汽轮机高压缸;IPC:汽轮机中压缸;LPC:汽轮机低压缸;G:发电机图1 常规300 MW燃煤电站结构简图

分析类别参数数值收到基碳质量分数war(C)/%56.59收到基氢质量分数war(H)/%2.69元素分析收到基氧质量分数war(O)/%2.93收到基氮质量分数war(N)/%0.94收到基硫质量分数war(S)/%0.75收到基水质量分数war(M)/%6.50工业分析收到基灰质量分数war(A)/%29.60收到基低位发热量Qnet,ar/kJ·kg-121 280

常规电站的其他参数选取如下:HPC、IPC和LPC的相对内效率分别为0.868,0.93和0.91[18];机械效率、发电机效率和水泵效率分别为0.99、0.985和0.85[19];管道的压损和散热损失根据工程推荐值选取[19];为保证锅炉炉膛内的高效稳定燃烧,根据设计煤种燃烧特性和锅炉条件,设计热空气温度选取为335 ℃[20];根据经济排烟温度工程推荐值,锅炉的排烟温度选取为130 ℃[20]。

锅炉各项热损失选取如下[20]:化学不完全燃烧损失q3=0;机械不完全燃烧损失q4=0.5%;散热损失q5=0.2%;其他热损失q6=0.05%。

根据《锅炉机组热力计算标准方法》[21]进行计算可得,烟气酸露点为88.19 ℃,锅炉效率为93.92%(基于低位发热量),空气预热器的烟气入口温度为362 ℃。

经计算,常规电站机组发电输出功率为328.45 MW,锅炉燃煤消耗量为125.87 t/h,发电标准煤耗为278.25 g/(kW·h),发电效率为44.14%。发电效率的计算公式为

%

(1)

式中:Pe为发电机组输出功率,kW;B为燃煤消耗量,kg/s。

表2为常规电站各级RH的热力参数。

1.2 常规电站的热力学分析和问题描述

图2和图3分别为常规电站空气预热器和各级RH的焓-温(ΔH-T)图。从图2可以看出,常规电站空气预热器利用低品位烟气的热量加热空气,空气从环境温度27 ℃被加热到设计温度335 ℃,之后进入炉膛参与燃烧,烟气则从362 ℃被冷却至排烟温度130 ℃,之后进入下游的除尘器,换热量为88.23 MW。从图3可以看出,汽轮机回热系统利用多股抽汽加热凝结水,凝结水从33 ℃被加热到给水温度277 ℃,之后进入省煤器中由烟气继续加热。由上可见,对于锅炉侧的空气预热过程和汽轮机侧的回热加热过程,无论是热流体(烟气和抽汽)还是冷流体(空气和凝结水),其传热温区都具有重合之处。此外,从图2和图3中还可以发现以下2点。

cp,f:烟气的比定压热容;mf:烟气的质量流率;cp,a:空气的比定压热容;ma:空气的质量流率图2 常规电站空气预热器的ΔH-T图

图3 常规电站各级RH的ΔH-T图

(1)在空气预热器的换热过程中,烟气温度下降的速率明显低于空气温度上升的速率,其原因在于烟气和空气之间的热容流率(比定压热容cP与质量流率或质量流量m的乘积)存在差异,经计算,空气和烟气的热容流率分别为0.286 MW/ ℃和0.380 MW/ ℃,两者之比为0.75。在空气预热器的热端,烟气-空气的换热过程存在温差夹点,对应的值为27 ℃;随着换热的进行,烟气和空气的传热温差不断增大;在空气预热器的冷端处,冷热流体的换热温差已达103 ℃。经计算,整个空气预热过程中对数传热温差高达56.8 ℃,表明烟气和空气进行换热时存在较大的损失。

此外,在工程中,我国大容量电站一般采用结构紧凑、重量轻的回转式空气预热器,运行中存在低温腐蚀和堵灰的问题。同时,回转式空气预热器的转子为旋转式高温部件,漏风量较高。

(2)汽轮机回热系统利用多股汽轮机抽汽来加热凝结水,高压级RH中的SB1～SB4具有较高的过热度,范围为80～234 ℃,其中抽汽SB3的过热度(ΔTs)最高,为234 ℃。抽汽过热段的热容流率与凝结水的热容流率相差较大,两者换热时在RH热端存在较大的传热温差。

同时,回热抽汽(特别是高压的SB1～SB4)具有较强的做功能力,被直接引入RH中加热凝结水会造成做功能力的损失。然而,在汽轮机回热系统的传统设计中,给水和凝结水只能由汽轮机抽汽加热。这种回热方式虽然能够提高锅炉的给水温度,增加蒸汽循环的热效率,但存在未能利用抽汽的过热度和难以减小做功能力损失的问题。

2 改进电站及其热力学分析

2.1 改进电站

针对常规燃煤电站的上述缺陷,本文提出了一种改进的300 MW燃煤电站方案,用烟气-凝结水预热器(flue gas-condensate preheater,FGCP)替换了常规电站中的空气预热器,布置在省煤器之后,其结构简图见图4。FGCP利用低品位烟气的热量加热部分凝结水,新增的空气加热器(steam-air heater,SAH)与相应的RH串联布置,各级汽轮机的抽汽进入SAH预热空气,之后再进入RH加热凝结水。在FGCP中,调节凝结水的流量使其热容流率和烟气的热容流率保持相等。

图4 改进的300 MW燃煤电站结构简图

为满足煤种的燃烧要求,需要维持进入炉膛的热空气温度与原有方案相同。前期研究发现,在各级汽轮机的抽汽中,SB1具有最高的抽汽压力,其对应的饱和温度为275.84 ℃,在不保留空气预热器的情况下,只凭借原有抽汽无法将空气加热到设计热空气温度335 ℃。因此,改进电站方案需要一股具有更高抽汽压力的抽汽SB0用于将空气加热到所需温度,该股抽汽经由SAH0进入RH1,预热凝结水。

为避免低温换热面的腐蚀和堵灰,调节从RH6和RH7出口处引出的2股凝结水的流量配比,将FGCP入口凝结水温度控制在88 ℃,由于传热温差的存在,可保证烟气侧壁面温度始终位于烟气酸露点(88.40 ℃)之上。保持冷热流体的热容流率相等使得两者的传热温差在整个换热过程中始终相等,考虑到换热面积的经济性,选取烟气与凝结水的传热温差为15 ℃[22-23],此时锅炉的排烟温度为103 ℃。

为使改进电站与常规电站具有可比性,改进电站FGCP的入口烟温选取为362 ℃,与常规电站相同。SB0的压力选取为10.58 MPa,汽轮机各缸的相对内效率、抽汽压力和抽汽温度等参数均与原方案相同。

经计算,改进电站机组发电输出功率为324.04 MW,锅炉燃煤消耗量为120.90 t/h,发电标准煤耗为270.89 g/(kW·h),发电效率为45.34%。

2.2 改进电站的热力学分析

在改进电站的FGCP中,高压凝结水泵从RH6和RH7出口处引出的凝结水总流量为266.92 t/h,约占给水流量的27.6%,表明FGCP分担了汽轮机回热系统中RH0～RH6加热凝结水所需的热量。图5为改进电站FGCP的焓-温图,可以看出:通过控制高压凝结水的流量,高压凝结水的热容流率和烟气的热容流率保持相等,均为0.359 MW/ ℃(图中表现为两条直线平行);高压凝结水由88 ℃被加热至347 ℃,烟气由362 ℃被冷却至103 ℃,换热量为92.96 MW;在整个冷热流体换热过程中,传热温差都保持在15 ℃左右。与常规电站空气预热器中的换热过程相比,这种锅炉冷端的改造方式避免了冷热流体的热容流率不等导致的温差夹点的问题,在考虑经济性的条件下最大限度地降低了换热过程中的损失,提高了冷流体的能量品位。

cp,c:高压凝结水的比定压热容;mc:高压凝结水的质量流率图5 改进电站FGCP的ΔH-T图

此外,FGCP的凝结水出口温度为347 ℃,与回热支路的预热凝结水混合后达到296.59 ℃,与常规电站中省煤器的入口水温相比提高了19.75 ℃,在热力学上意味着提高了蒸汽动力装置循环的平均吸热温度,有助于提升电站效率。然而,给水温度的提高可能会导致省煤器内水工质沸腾进而影响锅炉的安全性,在实际工程中,可通过合理布置受热面或采用内螺纹管避免这一问题。

图6为改进电站SAH和RH中的焓-温图,可以看出:高压抽汽SB0～SB4的温度和过热度均较高,空气的热容流率相较凝结水和蒸汽过热段的热容流率更为接近。因此,将SAH和相应的RH串联布置,优先利用抽汽的过热热来加热空气,之后,蒸汽在进入RH时处于湿蒸汽状态(为饱和温度)。这种布置方式不仅可使SAH0的出口空气温度达到热空气温度设计值,而且减小了RH中蒸汽与凝结水换热时的节点温差,从而减小了凝结水加热过程中的损失。

图6 改进电站SAH和RH的ΔH-T图

在改进电站中,FGCP预热了部分凝结水,使得回热支路中凝结水的流量减少。图7是常规电站方案和改进电站方案中汽轮机各级抽汽量Dex的对比图,可以看出:常规电站的低品位抽汽量(低压的SB5～SB8的蒸汽量)为126.86 t/h,高品位抽汽量(高压的SB1～SB4的蒸汽量)为236.32 t/h;改进电站的低品位抽汽量为147.92 t/h,高品位抽汽量(包括SB0的蒸汽量)为237.63 t/h。与常规电站相比,改进电站方案增加了低品位抽汽量来加热空气和凝结水,优先利用低品位抽汽进行回热,有利于电站效率的提升[24]。在改进电站中,需要高压抽汽SB0来加热空气使其温度达到设计温度(335 ℃),这使得改进电站汽轮机组的输出功率较常规电站降低了4.41 MW。

图7 两种方案的汽轮机各级抽汽量对比图

鉴于上述原因,改进电站的这种系统结构布置方式不仅避免了锅炉尾部烟道中低温受热面的腐蚀和堵灰的问题,还高效回收利用了锅炉的低品位烟气热量,减少了锅炉侧的烟气和汽轮机回热系统中抽汽与冷流体在换热过程中的损失,大幅度提升了电站系统的发电效率。与常规电站系统相比,改进电站的发电效率提高了1.2个百分点,发电标准煤耗降低了7.36 g/(kW·h)。

3 电站的系统性能分析

3.1 前提条件

采用改进电站的结构需要额外的设备和空间,这种电站系统结构的改变将会涉及到电站设备的投资。实际上,由于改进电站中某些设备参数发生了改变(如燃煤消耗量、再热蒸汽流量和汽轮机乏汽量等),可能会导致其结构与常规电站中原有设备不再相同,而这取决于工业设计。在实际工程中,改进电站新增设备的耗费可因下述优点得到补偿:

(1)改进电站锅炉的再热蒸汽流量减少,省煤器入口水温提高,工质吸热量减少,锅炉热负荷降低,因而可减少炉膛和再热器等设备的受热面,节省金属材料;

(2)改进电站的燃煤消耗量减少,所需空气量减少,燃烧产生的烟气量减少,同时锅炉排烟温度有所降低,使得脱硫水的消耗量减少,脱硫成本降低,在环境保护方面,SO2、NOx等大气污染物的排放量也会降低;

(3)改进电站的汽轮机乏汽量减少,凝汽器中用于蒸汽冷凝的冷却水量减少,因此凝汽器和冷却塔的结构尺寸减小;

(4)在改进电站中,RH1～RH8的凝结水流量减少,因此RH的换热面积减少,金属消耗量降低;

(5)在改进电站中,冷热工质在锅炉尾部烟道中的换热设备(FGCP)内进行热量交换时,烟气侧的壁面温度始终处于烟气酸露点之上,因此避免了常规电站空气预热器中存在的低温腐蚀和堵灰问题,设备的年维护费用减少。

综上所述,对改进电站进行全面的技术经济性分析需要考虑的细节众多,因此,本文在进行经济性核算时仅作保守估计,不考虑其他设备(如炉膛、再热器、凝汽器等)的结构和尺寸变化,只对常规电站的空气预热器、改进电站的FGCP和SAH等设备及运输、安装和管道阀门等附件的投资展开相关的经济性分析。

3.2 传热元件换热面积计算

改进电站对传统的锅炉烟风系统和汽轮机回热系统按效率进行了重新组合设计,考虑到改进电站锅炉冷端换热设备的热量传递和流分布与常规电站不同,空气预热器、FGCP和SAH的传热元件换热面积均采用经典的传热方程计算,传热方程为

(2)

式中:Q为换热量,W;K为传热系数,W/(m2· ℃);Δt为对数传热温差, ℃。

(1)对于常规电站的回转式空气预热器,其传热系数KAP[21]如下

(3)

式中:ξ为利用系数;Cn为不稳定导热的影响系数,与转子的转速有关;xy、xk分别为烟气、空气冲刷转子的份额;α1、α2分别为烟气、空气的放热系数(W/(m2· ℃)),均按下式计算

(4)

其中,λ为烟气或空气的导热系数(W/(m2· ℃)),dd为蓄热板当量直径(m),Re为雷诺数,Pr为普朗特数,Ct为温压修正系数,Cl为相对长度修正系数,CH为环形通道单面受热修正系数,与蓄热板的型式有关。

选取空气预热器的转子内径为10 m,烟气和空气冲刷份额均为150°范围,蓄热板当量直径为9.32 mm,板厚为0.5 mm,单位容积中受热面面积为396 m2/m3。经计算,KAP为11.49 W/(m2· ℃)。

(2)对于改进电站的FGCP,换热面型式选用膜式对流受热面,其传热系数KF的计算公式为[25]

(5)

式中:αy为烟气侧对流换热系数,W/(m2· ℃);ε为灰垢层热阻,m2· ℃/W。

烟气侧对流换热系数αy按《锅炉机组热力计算标准方法》[21]提供的方法进行计算。管束错列布置,选取的基管规格为Φ38.5 mm×6 mm,膜片厚度为3 mm,横向节距和纵向节距分别为80 mm和75 mm,烟气流速为9 m/s,灰垢层热阻ε为0.004 m2· ℃/W。经计算,KF为58.41 W/(m2· ℃)。

(3)对于改进电站的所有SAH,均选用圆形肋片管,按《工程对流换热》[26]提供的方法可计算得到相应的传热系数。管束错列布置,SAH0～SAH2和SAH3～SAH8的基管规格分别为Φ38 mm×3 mm和Φ38 mm×2 mm,肋片厚度为1 mm,肋片高度为10 mm,肋片节距为5 mm,单元宽向节距和深度节距均为70 mm。经计算,SAH的传热系数的范围为32～42 W/(m2· ℃)。

3.3 工质流动阻力计算

在空气预热器、FGCP和SAH中,工质需要消耗一定的能量来克服流动时的阻力。选取引风机和送风机的效率均为0.85,风机电耗ΔWf为

(6)

式中:Df为气流体积流量,m3/s;Δpr为气流流动阻力,kPa;ηf为风机效率。

(1)对于常规电站的回转式空气预热器,烟气和空气的流动阻力Δh[25]为

(7)

式中:l为行程长度,m;ρ为气流密度,kg/m3;W为平均流速,m/s;λ1为摩擦阻力系数,计算公式为

λ1=λ0(1+11.1k)

(8)

其中k为量纲一的粗糙度,λ0为光滑管内摩擦阻力系数

λ0=0.303(lgRe-0.9)-2

(9)

经计算,常规电站回转式空气预热器中烟气和空气的流动阻力分别为1.13 kPa和0.66 kPa,风机总功耗为0.95 MW。

(2)对于改进电站的FGCP,阻力Δh[25]为

Δh=1.1Δhhx

(10)

式中:Δhhx为烟气横向冲刷光管管束的流动阻力,Pa,计算公式为

(11)

其中,ξhx为阻力系数

ξhx=cjRe-0.27(n2+1)

(12)

n2为沿管束深度(气流方向)的管排数,cj为错列管束的结构系数。

经计算,改进电站FGCP中烟气的流动阻力为2.50 kPa,风机功耗为1.38 MW。

(3)对于改进电站的每级SAH,气流横向冲刷错列肋片管管束时的流动阻力系数ξlp[25]为

ξlp=cscnn2Re-0.25

(13)

式中:cn为排数的修正系数;cs为错列肋片管束的形状系数,计算公式为

cs=5.4(lc/dd,c)0.3

(14)

其中lc为定性尺寸(m),dd,c为管束收缩横截面的当量直径(m)。

经计算,改进电站各级SAH中空气的流动阻力范围为0.13～0.42 kPa,风机总功耗为0.91 MW。

3.4 改进电站的系统性能分析

对常规电站和改进电站的系统性能进行了分析和比较,结果见表3,其中,净输出功率、净发电标准煤耗和净发电效率考虑了电站水泵和风机(送风机和引风机)的功耗。

表3 常规电站和改进电站的系统性能分析结果

从表3可以看出,与常规电站相比,采用改进电站结构后,电站锅炉的燃煤消耗量减少了4.97 t/h,机组发电输出功率减少了4.41 MW,发电效率提升了1.2个百分点。同时,由于引入了FGCP和多级SAH,需要设置相应的风机和水泵来提供能量去克服凝结水和空气等工质的流动阻力,因此,改进电站的风机和水泵总功耗相较常规电站增加了1.2 MW。扣除水泵和风机功耗后,改进电站较常规电站的净输出功率减少了5.61 MW,净发电效率提升了1个百分点。

为具有可比性,本文在相同的净输出功率和年运行时间的条件下计算改进电站标准煤的年节约量和年节约费用。当常规电站和改进电站的净输出功率维持在321.45 MW不变时,取电站年运行时间为5 500 h,标准煤单价为650元/t,计算得到改进电站预计年节约标准煤为11 288.24 t,年节煤经济效益为733.74万元。

3.5 技术经济性分析

表4是电站换热设备元件投资的经济性分析结果,其中,钢材单价为0.85万元/t。从表4可以看出,常规电站空气预热器传热元件的投资为224.16万元,改进电站FGCP、SAH和高压凝结水泵的元件总投资为2 583.06万元。

表4 电站换热设备元件投资的经济性分析结果

在工程中,设备的运输、安装以及布置相应的管道、阀门等附件都会增加电站的投资。为计入这些设备的附加成本,本文假设传热元件的投资为设备投资的70%,即设备投资=传热元件投资/0.7[7]。

对于常规电站,在实际运行中,空气预热器常常存在低温腐蚀和堵灰问题,影响了设备的年维护费用和传热元件的使用寿命,本文取空气预热器投资的4%作为该设备的年维护费用[7],传热元件的使用寿命取为5 a[27];由于改进电站系统通过对锅炉冷端进行合理改造避免了低温受热面的腐蚀和堵灰问题,因此取相应设备总投资的2%作为年维护费用,设备元件的使用寿命取为30 a。

经计算,常规电站空气预热器投资为320.23万元,年维护费用为12.81万元;改进电站相应设备总投资为3 690.09万元,总年维护费用为73.80万元。

本文采用静态投资回收期和动态投资回收期作为电站系统的技术经济性指标。投资回收期限越短,项目的盈利能力越强。文献[28]认为,投资回收期若小于10 a即具有可行性。

(15)

(16)

式中:Ci、Co分别为现金的流入量和流出量;t为时间(a);(Ci-Co)t为时间t的净现金流量;i为基础收益率。

假设每年上述设备的元件价格保持不变,与常规电站相比,改进电站设备投资的净增量Inet为

Inet=IM-IC-CC,a(YM/YC-1)

(17)

式中:IM为改进电站新增设备(FGCP、SAH和高压凝结水泵等)总投资,万元;IC为常规电站空气预热器投资,万元;CC,a为常规电站空气预热器传热元件投资,万元/次;YM为改进电站新增设备元件使用寿命,a;YC为常规电站空气预热器元件使用寿命,a。

按30 a计算,相较常规电站,改进电站设备投资的净增量为2 249.06万元,维护费用净增量为60.99万元。在相同净输出功率下标准煤年节约费用为733.74万元。取基础收益率为10%[7],假设每年标准煤的价格不变,计算得到改进电站的静态投资回收期和动态投资回收期分别为3.34和4.27 a,均小于10 a,故改进电站方案具有可行性。

4 结 论

本文在传统300 MW一次再热亚临界燃煤发电站的基础上,采用能级匹配和热容流率匹配提出了一种改进的燃煤发电站方案。对常规电站和改进电站进行了热力学和技术经济性分析后,得出如下结论:

(1)改进电站的FGCP利用了低品位烟气的热量加热凝结水,通过调节凝结水的流量使其热容流率和烟气的热容流率保持相等,避免了换热过程中冷热流体温差夹点的形成,同时,考虑到换热面的经济性,最大限度地减小了烟气与凝结水的传热温差,在不产生低温腐蚀和堵灰的情况下,将排烟温度降低至103 ℃;

(2)在改进电站中,SAH被布置在RH前用于加热所有空气,一方面优先利用了抽汽过热度,减小了蒸汽和凝结水的传热温差,另一方面避免了常规电站空气预热器腐蚀、堵灰和换热过程中损失过大的问题;

(3)改进电站发电效率和净发电效率分别达到了45.34%和44.20%,较常规电站分别提高了1.2和1.0个百分点,改进电站的静态投资回收期和动态投资回收期分别为3.34和4.27 a,均小于10 a,在工程中具有可行性。