大容量燃煤锅炉烟气余热利用研究
2017-05-21 22:39 [科技论文] 来源于：未知 作者：东北亚
导读：摘 要：本文对大容量火力发电厂660MW级燃煤锅炉增设烟气余热换热器回收烟气余热方案，提高机组的热经济性和增加的投资方面进行分析研究。在引风机出口汇合烟道前装设烟气余热换热器，回收的热量加热凝结水，进入回热系统，可提高全厂热效率0.16%，机组发电标
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摘 要：本文对大容量火力发电厂660MW级燃煤锅炉增设烟气余热换热器回收烟气余热方案，提高机组的热经济性和增加的投资方面进行分析研究。在引风机出口汇合烟道前装设烟气余热换热器，回收的热量加热凝结水，进入回热系统，可提高全厂热效率0.16%，机组发电标煤耗率降低1.0g/kWh，实现节能减排的目的。
关键词：火力发电厂；烟气余热；利用
中图分类号：TK219 文献标识码：A
1 烟气余热换热器的应用情况
原苏联为了减少排烟损失而改装火力发电厂燃煤锅炉机组时，在锅炉对流竖井的下部设烟气余热换热器，供加热热网回水之用。对于近期发展起来的超超临界发电机组而言，德国Schwarze Pumpe电厂2×800MW褐煤发电机组在静电除尘器和烟气脱硫塔之间加设了烟气冷却器，利用烟气加热锅炉凝结水。
2 烟气余热换热器布置方案
大部分燃用褐煤的机组将烟气余热换热器布置在吸收塔入口，烟气余热换热器将烟气温度从约160℃降低到约100℃后进入吸收塔，烟气用来加热凝结水。烟气余热换热器实际上起到管式GGH加热器中烟气冷却作用。烟气经过除尘器后，烟气含尘浓度已经小于30mg/Nm3，烟气余热换热器处于低尘区工作，因此，飞灰对管壁的磨损程度已大大减轻。由于烟气中的碱性颗粒几乎被除尘器捕捉，烟气余热换热器出口的烟气带有酸腐蚀性。但是由于其布置位置在除尘器及引风机之后，烟气不会对这些设备造成腐蚀。由于吸收塔内本来就是酸性环境，烟气离开吸收塔时温度约为46℃，脱硫区域已进行了防腐处理。因此，该布置方案腐蚀较少，通常采用该种烟气余热换热器布置方案。
660MW级燃煤锅炉烟气余热换热器共设置两台，分别布置于两台引风机出口的水平烟道内。考虑设备的换热性能及抗腐蚀能力，烟气余热换热器内换热元件采用H型翅片管，管子及翅片管均采用优质改进型ND钢，设备寿命超过55000h。换热元件管组前后两级布置，吹灰器布置于设备中央位置。同时，烟气余热换热器前烟气温度较高，除尘器及引风机的容量无法降低，除尘器的耗电功率无法减少，且由于加装烟气余热换热器后烟气阻力增加400Pa，引风机轴功率加大，电机功率加大。
3 热力系统方案
汽轮机回热加热系统拟采用烟气余热换热器和低加并联的方案。根据汽轮机厂提供的660MW（THA）工况下的热平衡图，7号低加出口凝结水温度为100℃，6号低加出口凝结水温度为121.9℃，烟气余热换热器出口的烟气温度约100℃和7号低加出口凝结水温度相近，因此，本方案将经烟气余热换热器后的凝结水接至7号低加出口凝结水管道。考虑到烟气余热换热器的换热效率及避开钢材的敏感腐蚀区，系统设置调节旁路，保证烟气余热换热器的进水温度不小于60℃。凝结水侧设置两台增压泵，一运一备，变频控制。
4 热平衡计算
4.1 烟气余热换热器换热计算
660MW机组在THA 况下，根据锅炉厂资料，锅炉空预器出口烟温（修正后）为125℃，，考虑引风机温升，引风机出口烟气温度约为126.9℃。轴封加热器出口约278.6t/h，33.6℃凝结水进入烟气余热换热器加热后温度提升为100℃后，进入7号低加出口的凝结水管道。
4.2 机组热平衡计算
同时由于换热器烟气阻力增加，引起引风机轴功率增加，以及增加凝结水烟气余热利用装置水泵耗功。同时由于278.6 t/h凝结水经烟气余热换热器换热，减少了7段和8段抽汽量，在机组额定功率不变的情况下，减少了机组的进汽量，机组热效率提高0.16%，发电标煤耗率降低1.0 g/kWh。
机组尾部烟道安装烟气换热器后，会增加烟气阻力和工质阻力，相应地会增加引风机和水泵的功耗。
采用定功率法，经计算主蒸汽量降低7.36t/h，相应辅机功率下降约160 kW，扣除该部分后总能耗增加值为341 kW，扣除辅机耗功后节省标煤量为0.84 g/kWh。
5 技术经济性分析
5.1 热经济性分析
根据热平衡和热经济性计算结果，由于换热器烟气阻力增加，引风机轴功率增加，凝结水侧增加水泵耗功。同时由于278.6t/h的凝结水经烟气余热换热器换热，减少了7段和8段抽汽量。综合计算，机组热效率提高0.16%，发电标煤耗率降低1.0g/kWh。
由于设置了旁路系统，机组需增加两台增加泵，一运一备，每台泵功率约36kW。
另外，由于烟气余热换热器后烟气温度降低，脱硫塔内喷水减温用水量减少。加装烟气余热换热器前，脱硫系统工业水耗量约110t/h，加装烟气余热换热器后工业水耗量约为80t/h，节约水量约30t/h。
5.2系统投资
根据660MW机组工程的设计参数，经与厂家初步沟通，整个烟气余热换热器系统包含设备及管道等在内，每台机组增加费用约1050万元。
5.3 经济性分析结果
标煤价按750元/t，水费1.5元/t，机组年利用小时数5500h，全年发电量不变。
机组采用烟气余热换热器后，由于机组发电标煤耗率降低1.0g/kWh，扣除辅机耗功后节省标煤量为0.84 g/kWh，机组全年节约燃煤采购成本约228.7万元，即：
660MW×0.84g/kWh×5500h×750元/t=228.7万元。
机组工业水用量减少30t/h，全年节约水费用约24.75万元，即：
30 t/h×5500h×1.5元/t=24.75万元。
根据与厂家沟通的结果，由于设备寿命约为55000h，设备到期后需有60%的设备更换量，因此设备年检修维护费用约为51万元。
综合以上数据计算，投资回收期约为6.9年。
结语
综上所述，采用烟气余热加热凝结水，能回收烟气的余热，提高机组效率，实现节能减排的目的。如果装设烟气余热换热器可提高全厂热效率0.16%，每台机组增加投资约1050万元，全年节省运行费用202.45万元，投资回收期约为6.9年。随着机组运行后锅炉排烟温度的升高，机组节省的年运行费用将大大增加，投资回收年限降低。
参考文献
[1] 赵恩婵，张方炜.火力发电厂烟气余热利用设计研究[J].热力发电，2008（10）.
（编辑：东北亚） |
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