电站锅炉低温烟气余热深度利用的热力学分析 徐钢.doc

中国工程热物理学会 工程热力学与能源利用学术会议论文 编号：111118电站锅炉低温烟气余热深度利用的热力学分析徐钢，田瑶，杨勇平*，袁星华北电力大学能源动力与机械工程学院，电站设备状态监测与控制教育部重点实验室，华北电力大学，北京，102206Tel：(010)80798472 Email： ；摘要：电站锅炉低温烟气余热深度利用具有巨大的节能潜力。本文对其进行了深入的热力学分析。系统介绍了节能潜力分析的“等效焓降法”与“汽水系统热平衡法”，两者在热力学本质上是一致的，但前者更适合给定工况的分析计算，简单方便；后者虽较繁琐，但适用范围更广。结合某1000MW案例电厂，本文深入分析了系统集成的限制因素并分析计算了不同集成方式的节能效果，结果表明尽量加热7#低加节能更显著。本文进一步分析了换热面积、低温腐蚀对余热利用的影响和余热利用对脱硫系统节水的贡献。关键词：电站节能；低温余热利用；热力学分析；等效焓降法0、引言中国的燃煤电厂提供了全国80%以上的电能，同时，也消耗全国近60%的燃煤和20%的工业水、排放出的SO2、NOX和CO2分别约占全国总量的45%、50%和48%1。电站锅炉是燃煤电厂能量传递与转化系统中最基本的设备，电站锅炉节能会直接影响燃煤电厂的整体性能、进而会对全国的节能减排战略产生重要影响，因而意义重大。目前电站锅炉排烟温度普遍在120-140，锅炉效率90-94%2，供电效率35-43.6%，供电煤耗350-282g/kWh。按照国家质量技术监督局发布的烟气余热资源量计算方法与利用导则计算，低温烟气余热资源量达0.7亿吨标煤。在各种热损失中，排烟热损失占锅炉热损失的一半以上，如果能有效降低电站锅炉的排烟温度至60-80，锅炉效率将提高2-4个百分点，供电煤耗将下降2-5g/kWh，年节约标煤约1000-2000万吨，年可减排CO2约2700-5500万吨。本文由国家重点基础研究发展计划项目(973计划) (2011CB710706，2009CB219801)资助 近年来，锅炉余热利用受到广泛重视，但相比较而言，目前锅炉的中高温余热利用技术已逐渐趋于成熟，但低温烟气余热利用仍处于研究与试验阶段。国内如西安交通大学3、山东大学4、济南达能动力技术有限责任公司5等单位开展了利用锅炉低温烟气余热的低压省煤器的研发。2009年，上海外高桥电厂6创造了供电煤耗世界最低记录，其中所采用的“广义回热系统”，即是采用电站锅炉余热深度利用措施、通过在脱硫塔前加装烟气冷却器，使机组供电煤耗下降2.71g/kWh。黄新元7等结合某200MW机组余热利用的节能效果分析对等效焓降法进行了简单介绍，但并没有考虑应用该法对余热利用分析时受到的回热系统限制，并且单纯应用该法计算在热力参数偏离给定工况较大时误差较大。总体而言，目前对电站锅炉低温烟气余热利用研究多侧重工程研究和较简单的理论计算，而全面分析余热深度利用在各工况下的热力学计算方法、深入分析回热系统对系统集成的限制条件、低温余热深度利用受到的限制及其对脱硫系统影响的热力学理论研究较少。本文以电站锅炉烟气余热深度利用方案中最直接、易行的加热汽水系统中凝结水的方案为研究对象，系统介绍了“等效焓降法”和“汽水系统热平衡法”两种计算电站锅炉烟气余热深度利用节能效果的方法，讨论了回热系统对余热利用的限制条件，并对某典型1000MW案例机组的多种集成方式进行了烟气余热利用节能效果计算，进一步分析了保证传热效果情况下所需换热面积和低温腐蚀对烟气余热深度利用的限制，及余热利用对脱硫系统的影响。1、余热深度利用节能效果的热力学分析方法电站锅炉低温烟气余热用来加热汽水系统中凝结水，可替代部分汽轮机抽汽，增加机组出功。其节能效果可通过“等效焓降法”和“汽水系统热平衡法”进行分析计算，虽然两者在热力学本质层面而言是一致的。但等效焓降法先选定标准工况，运用该标准工况下热力参数计算出偏离标准工况时机组经济性受到的影响，当偏离程度较大时，误差较大8；汽水系统热平衡法则是对整个热力系统在工况变化时整体、全面的计算，比等效焓降法应用范围更广，但计算过程较为繁琐。两种方法的对比分析，有利于在选定工况节能效果计算中互为验证。1.1等效焓降法计算余热利用节能效果等效焓降法根据已定的蒸汽参数和回热系统参数，以机组新蒸汽流量、燃料供应量为定值，热力系统的微小变化不会引起各级抽汽全部变化，只对某几级产生影响，系统所有少抽蒸汽所增加的发电功率，都会使汽轮机效率提高9。电站锅炉余热利用放热量即为锅炉烟气换热前后焓值变化，根据锅炉煤种数据和热力学相关知识即可得到烟气量及烟气组成成分进而计算得出烟气焓值的变化得到烟气放热量，从而得到加热凝结水的热量10。 (1)式中：Qd为加热凝结水的热量, kJ/h；为换热器换热效率；Iy为烟气焓降, kJ/kg余热回收系统加热凝结水流量： (2)式中：Dd为加热凝结水流量，kg/h；hout为余热回收换热器出口凝结水焓值，kJ/kg；hin为余热回收换热器进口凝结水焓值，kJ/kg机组1kg新蒸汽全部做功量，亦即新蒸汽等效焓降： (3)式中：H为新蒸汽等效焓降，kJ/kg；jd为汽轮机机电效率；d为机组汽耗率，kg/(kWh)机组1kg新蒸汽对应凝结水流量： (4)式中：为新蒸汽流量，kg/h减少抽汽增发的功即等效焓降增量为各级替代抽汽量之和： (5)式中：i为汽机侧级低压加热器抽汽效率；i为汽机侧对应级低压加热器凝结水焓升，kJ/kg机组效率相对提高值： (6)热耗率降低值： (7)式中：q为机组热耗率，kJ/kWh标准煤耗降低值： (8)式中：q1为标准煤的低位发热量，kJ/kg；b为锅炉效率；gd为管道效率1.2汽水系统热平衡法计算余热利用节能效果汽水系统热平衡法即将烟气余热深度利用系统对机组原有机组汽水系统结构的改变引入原汽水系统热平衡计算11中，通过对整个汽水系统的热平衡重新计算得出余热利用的节能效果，虽然该方法相对于等效焓降法计算更繁琐，耗时更长，但是该法相对于等效焓降法不需要过多已知量的支撑，无需选定工况，适用范围更广。余热回收系统加热凝结水流量： (9)式中：Dd为加热凝结水流量，kg/h；hout为余热回收换热器出口凝结水焓值(此处为回收系统加热水流入凝结水管路接点焓值计算式，非定值)，kJ/kg；hin为余热回收换热器进口凝结水焓值（凝结水流入余热回收系统处焓值计算式，非定值），kJ/kg汽机侧低压加热器凝结水流量： (10)式中：Ddj为汽机侧低压加热器凝结水流量， kg/h；Dc为原系统凝结水流量，kg/h将式(9)(10)带入原汽水系统热平衡计算中，即可计算得出烟气余热利用系统加入原汽水系统后机组的功率。根据燃煤量计算得出煤耗变化量。 (11)式中：B为燃用标煤量，t/h；Pe0为原系统发电功率，MW；Pe1为加入余热利用系统后发电功率，MW2、余热深度利用节能潜力的深度分析电站锅炉余热深度利用节能效果直接受到排烟温度的影响，随排烟温度的变化，余热回收系统可用热量发生变化，节能效果差异较大；然而烟气焓值变化表征的是可用热量的最大值，热量的实际利用效果同样受到传热效果的影响，随换热损失增加而减小，并受到汽水系统连接方式和低压加热器温差的限制。本文以某典型1000MW机组为例深入分析电站锅炉低温烟气余热深度利用节能潜力。2.1烟气理论放热量分析该1000MW机组在3%补水工况下，锅炉燃用设计煤种(收到基碳、氢、氧、氮、硫、水分分别为：61.45%、3.86%、8.56%、0.9%、0.63%、15%)时，锅炉实际燃煤量为348t/h，锅炉热效率94.35%，排烟温度122。应用热力学相关知识10, 根据煤种与燃煤量数据计算得出烟气中各气体含量，进而计算得出不同排烟温度下烟气焓降，即为烟气理论放热量，根据排烟热损失的变化亦可得出锅炉效率的变化。计算结果如表1所示。表1 不同排烟温度下余热利用系统理论最大回收热量与锅炉效率变化排烟温度, 10090807060最大回收热量, MW23.9034.7245.5256.2967.04锅炉热效率, %94.6595.0495.4395.8196.192.2凝结水系统对余热利用系统的约束烟气余热利用烟气向介质凝结水放热，受到传热的限制，热介质烟气最低温度必须高于冷介质余热回收换热器凝结水入口温度；最高温度高于余热回收换热器凝结水出口温度；并联接入凝结水系统时，余热利用系统加热凝结水流量必须小于等于汽水系统凝结水总流量。 （12）式中：tpy为排烟温度,，tyy为原烟气排烟温度,，tin为余热回收换热器凝结水入口温度，tout为余热回收换热器凝结水出口温度，2.3案例分析应用等效焓降法和热平衡法对该案例1000MW机组在充分考虑凝结水系统对余热利用系统约束的前提下应用热力学进行节能效果计算，分析不同系统集成方式对节能效果的影响。2.3.1余热利用系统与7号、8号低加并联集成烟气余热利用系统加热部分7号、8号低压加热器凝结水，使流经7号、8号低加的凝结水流量减小，所需汽轮机抽汽量随之降低，汽机做功增加，机组效率提高，机组煤耗降低。集成方式如图1所示。图1 余热利用系统与7号、8号低加并联集成该集成方式节能效果如表2所示：表2 余热利用系统与7号、8号低加并联集成节能效果排烟温度，替代凝结水流量，kg/h机组做功增加，MW发电煤耗降低，g(标煤)/kWh热平衡法等效焓降法100337290.42.830.790.8090490051.1580642380.75.391.511.5070794397.46.671.871.84609460627.9.2余热利用系统与8号低加并联集成烟气余热利用系统加热部分8号低压加热器凝结水，使流经8号低加的凝结水流量减小，所需汽轮机抽汽量随之降低，汽机做功增加，机组效率提高，机组煤耗降低。集成方式如图2所示。图2 余热利用系统与8号低加并联集成该集成方式节能效果如表3所示：表3 余热利用系统与8号低加并联集成节能效果排烟温度，替代凝结水流量，kg/h机组做功增加，MW发电煤耗降低，g(标煤)/kWh热平衡法等效焓降法100525612.62.400.670.67907636043.490.980.978010010464.571.281.277012379405.661.581.566014742856.731.881.852.3.3余热利用系统与7号低加并联集成烟气余热利用系统加热部分7号低压加热器凝结水，使流经7号低加的凝结水流量减小，所需汽轮机抽汽量随之降低，汽机做功增加，机组效率提高，机组煤耗降低。集成方式如图3所示。图3 余热利用系统与7号低加并联集成由于受到凝结水系统对烟气余热回收系统的限制，7号低加入口凝结水温度约为89，根据式(12)，排烟温度不能低于89，该集成方式节能效果如表4所示：表4 余热利用系统与7号低加并联集成节能效果排烟温度，替代凝结水流量，kg/h机组做功增加，MW发电煤耗降低，g(标煤)/kWh热平衡法等效焓降法1009413873.601.011.019013676365.231.471.462.3.4两级式并联集成从前文几种并联集成方式计算结果可以看出，使更多热量加热前级加热器，替代前级抽汽能更大限度提高余热回收利用效果，但受到凝结水系统的限制，不可能无限制提高替代抽汽的等级，根据式(12)，可知将烟气放热分两级集成，使烟气从原始排烟温度降至7号低加凝结水入口温度加热7号低加部分凝结水，剩余热量加热8号低加部分凝结水。这种集成方式从理论上能最大限度利用烟气余热。当排烟温度为100与90时，与8#低加并联回收系统流量为0，两级式并联集成与单独与7#低加并联时相同。集成方式如图4所示。图4 两级式并联集成该集成方式节能效果如表5所示：表5 两级式并联集成节能效果排烟温度，替代凝结水流量，kg/h机组做功增加，MW发电煤耗降低，g(标煤)/kWh热平衡法等效焓降法807#低加14016946.361.781.778#低加218426.9707#低加14016947.442.082.068#低加455320.5607#低加14016948.522.382.358#低加691665.13、讨论3.1电站锅炉烟气余热深度利用受到的限制3.1.1换热面积对烟气余热深度利用的限制电站锅炉烟气余热深度利用系统应用低品位热能加热凝结水，换热端差小，需要较大的换热面积来保证换热效果，换热面积的增大限制了排烟温度的降低，限制了电站锅炉烟气余热利用的深度。图5 换热面积随烟气余热利用深度的变化图5给出了换热管路采用光管时，换热面积随烟气余热利用深度的变化曲线。由图中可以看出，换热面积不仅随烟气余热利用深度的增加而迅速增大，也随余热回收系统与凝结水系统集成方式的不同而不同。两级式集成方式虽然节能效果最显著，但其所需换热面积相对而言也最大。选择排烟温度与集成方式时应综合考虑节能效果与换热面积的限制。3.1.2腐蚀对烟气余热深度利用的限制锅炉尾部烟道设备常常遭受低温酸腐蚀，锅炉尾部烟气余热回收换热器受到的酸腐蚀会随着排烟温度的降低而增加，降低设备运行可靠性，检修费用增加，金属消耗增加，成本升高12,成为限制电站锅炉烟气余热深度利用最主要的因素。为了减轻腐蚀对换热器的影响，赵之军13等提出使用高频焊翅片管提高金属壁温的方法；公维平14等介绍了一种在钢管外面采用特殊工艺均匀覆盖一层厚度约为0.3mm的搪瓷的具有耐腐蚀、耐磨损、传热性能好的搪玻璃钢管。减缓腐蚀的措施虽然在一定程度上能缓解腐蚀问题，但将导致投资增加等一系列问题。目前，腐蚀问题仍然是限制电站锅炉尾部低温烟气余热深度利用的瓶颈。3.2烟气余热深度利用对脱硫系统的影响烟气余热利用使排烟温度降低，导致尾部烟气脱硫系统吸收塔入口烟温降低，吸收塔出口烟气温度与脱硫反应温度随之变化，而吸收塔出口烟气温度又是影响占脱硫系统水耗90%左右15的吸收塔出口烟气携带水量的最主要因素。因此，烟气余热利用将极大影响脱硫系统水耗。3.2.1烟气携带水量计算方法以脱硫系统吸收塔喷淋区为研究对象，喷淋区能量守恒方程如式(13)所示。 (13)式中：Qdryfg为干烟气放热量，kJ/h；QH2O为干烟气携带水蒸汽放热量，kJ/h；Qreaction为化学反应放热量，kJ/h；QH2O为吸收塔出口烟气中新生成水蒸汽放热量，kJ/h根据能量守恒即可由排烟温度计算得出吸收塔出口烟气温度tout根据吸收塔出口烟温即可根据T=290K500K时的Antoine方程计算得出该温度下水蒸汽分压力，进而根据含湿量公式得出烟气中含湿量。 (14) (15)式中：PH2O为水蒸汽分压力，Pa；P为烟气压力，Pa；dout为吸收塔出口烟气含湿量，kg(水蒸汽)/(干烟气)则烟气携带水量即为吸收塔出口烟气中新生成的水蒸汽量： (16)式中：min为脱硫系统入口烟气中携带水蒸汽量，t/h；qvwet为吸收塔入口湿烟气流量，m3/h；qvdry为吸收塔入口干烟气流量，m3/h3.2.2烟气余热深度利用节水效果以本文1000MW案例电厂为例，根据上述计算方法，计算得出电站锅炉烟气余热深度利用对于脱硫反应温度及脱硫系统水耗中烟气携带水量部分的影响。表6 排烟温度对脱硫系统影响排烟温度，12210090807060脱硫反应温度，51.649.748.747.546.645.6烟气携带水量，t/h111.679.363.748.834.820.2由表6可以看出电站锅炉烟气余热深度利用对脱硫反应温度影响不大，均在最佳反应温度范围内16,但对于脱硫系统降低水耗具有较大贡献。4、结论本文通过对电站锅炉低温烟气余热深度利用的热力学分析，系统介绍了“等效焓降法”与“汽水系统热平衡法”，对典型1000MW机组深入分析了其理论热量利用潜力，在一定的凝结水系统约束条件下对不同集成方式深入分析计算了节能潜力，并进一步分析了余热利用所受到的限制及其对脱硫系统的影响。1) “等效焓降法”与“汽水系统热平衡法”对烟气余热深度利用分析节能潜力虽然在热力学本质上是相同的，但各有特点：“等效焓降法”计算更简单方便，但更适合于给定工况下的分析计算；“汽水系统热平衡法”虽然计算较复杂，但适用范围更广。2) 烟气余热回收系统与汽水系统的集成受到凝结水温度和流量等因素的限制，回收热量受到换热器效率的影响，不同的集成方式也同样会带来不同的节能效果，分析表明余热回收系统热量在满足限制条件的情况下尽量加热前一级加热器，替代前一级抽汽能带来更好的节能效果。3) 烟气余热深度利用系统排烟温度及连接方式的选取受到换热面积和低温腐蚀的限制，但也可以对脱硫系统带来较显著的节水收益，需要综合考虑各种节能节水优势及各种限制因素，根据机组实际情况合理选择烟气余热利用排烟温度与系统集成方式。参考文献1中国电力企业联合会中国燃煤电厂大气污染物控制现状2009北京：中国电力出版社，2009China Electricity Council. 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