660 MW超超临界锅炉烟气余热利用装置经济性分析

李敬良

（古交西山发电有限公司，山西 太原 030206）

0 引言

火力发电厂锅炉热损失中最大的是排烟热损失，占到锅炉热损失的一半以上。相关研究表明，如果排烟温度上升10℃，锅炉排烟热损失随之增大0.16%～1.10%，相应煤耗将增加1.12%～2.14%。火电厂排烟温度一般在130℃左右，个别电厂可达150～160℃，这样就会造成较大的排烟热损失。研究发现，烟气余热利用装置可高效回收锅炉尾部烟气余热，通过串联或并联的方式布置在汽轮机低压加热器回路中，作用和低压加热器相同，但是其会排挤汽轮机部分回热抽汽，在汽轮机进汽量不变的情况下，排挤的抽汽返回至汽轮机继续膨胀做功；在锅炉燃料量不变的情况下，发电量增加，提升机组热经济性。另有研究显示，烟气余热利用技术在火电厂330～1 000 MW各类型机组中，采取不同取水方案和布置位置，对比各典型工况，运用等效焓降等方法分析烟气余热利用对机组经济性的影响，可以降低供电煤耗1.57～3.6 g/（kW·h），最高每年可减少燃料费2 000余万元[1-9]。

随着环保标准越来越严格，超低排放已成为火电机组首要考虑的因素，其中烟气余热利用技术方案凭借其结构简单、环保、节能、经济性好等优势得到了广泛应用。烟气余热利用装置不但可以深度利用锅炉尾部烟气余热，提高汽轮机的做功量，增加电能产出，降低煤耗成本，同时还降低了脱硫塔入口烟气温度进而减少脱硫塔内水的蒸发和携带损耗，减少了对外部环境的污染，对火电厂节能环保、减排降耗、提质增效具有重要意义。

1 系统简介

古交西山发电有限公司2×660 MW超超临界机组锅炉为哈尔滨锅炉厂制造的超超临界参数变压运行直流锅炉，型号为HG-2122/27.46-YM9。锅炉采用超超临界参数、变压直流炉、单炉膛、切向燃烧，一次再热、平衡通风、紧身封闭布置、固态排渣、全钢构架、π型布置，采用不带再循环泵的大气扩容式启动系统。

烟气余热利用装置由山西某节能服务有限公司供货，烟气余热利用装置换热器受热面管束安装在脱硫塔入口的水平烟道内，是一套烟气—水换热器及配套循环水系统。非采暖期，凝结水由7号低压加热器入口接出，经烟气余热换热器加热后，回至6号低压加热器入口凝结水母管道；在采暖期，凝结水由6号低压加热器入口凝结水母管道接出，经烟气余热换热器加热后，回至5号低压加热器入口的凝结水母管道，为了防止烟道的低温腐蚀，烟气余热装置凝结水进水温度不低于73℃，当低压加热器接口水温低于73℃时，通过再循环调节阀组将水温混到73℃。烟气换热器在进口将凝结水分为并联的两路A侧和B侧，两路分别设有调节阀组。

2 经济性分析

2.1 投运烟气余热利用装置的节能分析

根据等效焓降法分析烟气余热利用的节能效果。等效焓降法是基于热力学中热和功转换的基本原理，研究热力系统经济性的一种方法，是火力发电厂烟气余热利用经济性分析的常用方法，适合于整体和局部经济性诊断。等效焓降Hj是排斥的单位质量流量抽汽从j号低压加热器抽汽口处返回汽轮机的真实做功能力，表征j级抽汽口的蒸汽能级的高低。等效焓降数学表达式为[10]

其中，Hj为第j级抽汽的等效焓降，kJ/kg；hj为第j号加热器抽汽焓，kJ/kg；hn为排汽焓，kJ/kg；r为第j号加热器后更低压力抽汽口脚码；γr为上级疏水在第r号加热器中的放热量，kJ/kg；qr为抽汽在第r号加热器中的放热量，kJ/kg；Hr为第r级抽汽的等效焓降，kJ/kg。

锅炉烟气通过烟气余热利用装置将热量输入到汽轮机回热系统的低压加热器，而根据等效焓降的基本原理，该热量加入m级低压加热器后会排挤原抽汽，而排挤的抽汽量重新进入汽机做功，其做功效果可用抽汽效率ηj表示（ηj=Hj/qj），表征的意义为获得的功与加入的热量之比。分析烟气余热利用经济性时，将烟气余热利用装置的热量作为纯热量进行处理。假设有热量Qd进入低压回热系统，相对单位新蒸汽来说，回热系统获得的热量为

其中，D0为新蒸汽流量，kg/s；DH为凝结水经过烟气余热利用装置的流量，kg/s；hd1、hd2为凝结水进、出烟气余热利用装置的焓值，kJ/kg。

按照等效焓降的基本法则，纯热量qd进入回热系统时，新蒸汽的等效焓降增加量计算式为

投入烟气余热利用装置后机组相对效率的提高值计算式为

其中，H为新蒸汽的等效焓降，kJ/kg；δηi为机组相对效率变化值。

标准煤耗降低量计算式为

其中，bb为机组标准煤耗率，g/（kW·h）。

2.2 投运烟气余热利用装置需增加能耗

a）凝结水升压泵的耗电量。凝结水升压泵的耗电量为Qbd=160 kW。

b）引风机增加的电耗。引风机增加的电耗计算公式为

其中，Vy为总烟气流量，m3/h；t为引风机进口烟温，℃；ΔPy为烟气侧增加阻力，Pa。

若引风机效率为ηy，则增加电耗为Qyd=Qy/ηy，增加总的电耗为Qd+Qbd+Qyd。

2.3 计算结果分析

利用100%汽轮机热耗保证THA（turbine heat acceptance）工况和50%THA工况相关数据，计算投运烟气余热利用装置的热经济性数据，计算结果如表1所示。

表1 烟气余热利用装置经济性分析汇总表

由表1可知，投运烟气余热利用装置后，机组煤耗量有大幅度降低，每年最高可节约燃煤费用330余万元，综合收益237.5万元，节能降耗效益显著。烟气余热利用装置投运可降低脱硫塔入口烟气温度至100℃以下，必然降低脱硫塔内水分蒸发和携带，而古交电厂三期脱硫用水为机组产生的工业废水，因此本文未考虑投运烟气余热利用装置后带来的节水效益。

3 结束语

根据等效焓降理论研究表明，安装烟气余热利用装置，可以提高全厂的热效率，增加发电量，降低煤耗。回收的烟气热量愈大，发电量增加愈多，节煤量愈大。然而回收锅炉烟气的余热也不是随意的，都有一定的限制，排烟的温度不能降得太低，过分追求低的排烟温度和凝结水的温升，容易造成烟气余热利用装置的腐蚀，这一点必须引起高度的重视。另外，烟气余热利用装置首次投运或检修后投运前需冲洗合格，否则会对主机产生不利影响。尽管这样，如果能够很好地利用限制之内的余热，不仅对电厂的经济效益有很大的提高，而且还响应国家节能减排的政策，为社会环境的保护做出一定的贡献。