电站锅炉烟气余热利用的研究与应用

1、    电站锅炉烟气余热利用的研究与应用    孟俊峰摘要：电站锅炉排烟热损失占主要能量损失的7080%，对锅炉尾部烟气的进行余热回收利用改造在提高电厂的热经济性的同时减少了动力燃料的消耗。近些年国内外来对电站锅炉烟气余热的回收利用研究越来越深入，余热利用方式越来越多。主要有低（低）温省煤器吸收烟气余热加热汽轮机凝结水、低（低）温省煤器与热媒水换热器组合、低（低）温省煤器与热媒水管式烟气换热器（mggh）组合、空预器旁路烟气余热高能级利用系统等。多种余热利用方式积极响应了国家节能减排方针的号召，对于提高电站机组的效率具有重要的实际意义。本文通过分析比较电

2、站锅炉烟气余热利用回收装置的设计方案、节能效果，提出改造建议，为燃煤电厂的锅炉烟气余热回收利用方面提供借鉴。关键词：电站锅炉;余热利用;节能引言在世界范围内，燃煤电厂仍是主要的发电厂，目前我国火电机组装机总量达到了全国发电总装机容量的60%以上，燃煤电厂作为能源消耗大户，也是污染物排放大户，面临着节能和环保的双重压力，因此也是国家实施节能减排的重点领域。发改能源20142093号中对火电节能减排提出了更严格和明确的强制要求：全国新建燃煤发电机组平均供电标准煤耗低于300克/千瓦时，到2020年，现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310克/千瓦时，其中现役600mw及以上机组（除空冷机组外）

3、改造后平均供电煤耗低于300克/千瓦时。对火电企业而言，追求供电标煤耗与污染物排放的降低，动力不仅来自于国家对火电厂节能减排的硬性要求，更来自于机组运行的经济性和企业效益，寻求综合解决火电厂节能减排问题的有效方法已成为发电企业的共识。燃煤电厂节能减排主要技术有汽轮机通流部分改造和汽封改造、锅炉烟气余热回收利用、锅炉运行优化调整等。电站锅炉排烟热损失作为锅炉热损失中最大的一项，达到锅炉总热损失的70%80%，由于设计、运行调整、燃用煤种偏离设计煤种等多种原因，致使锅炉实际排烟温度高于锅炉设计排烟温度，而通常大型火力发电厂锅炉的排烟温度为110160，若排烟热量直接被锅炉利用，排烟温度降低22，锅

4、炉效率提高1%。因此，减少锅炉排烟余热损失对电站机组的节能减排有重要的意义1。1.锅炉烟气余热利用方案锅炉烟气余热利用系统，其本质是通过换热介质回收锅炉排烟“废热”加以利用，以达到节约能源的目的。“余热”来源主要有空预器出口排烟所含热量（低能级利用）和空预器旁路烟气所携带热量（高能级利用、多能级利用），以及热风调温系统。“余热”利用型式主要有“加热低压凝结水”、“加热高压给水”、“加热冷风”、“加热烟囱排烟”等。1.1、低（低）温省煤器低（低）温省煤器是目前采用最多的烟气余热利用系统，主要有以下几种布置型式：（1）布置在空气预热器后、电除尘器前;（2）布置在电除尘器与引风机之间;（3）布置在引

5、风机与脱硫吸收塔之间;（4）如果排烟温度较高，可以采用两级串联布置，即第一级（高温段）布置在空气预热器与电除尘器之间，第二级（低温段）布置在电除尘器和引风机之间。低（低）温省煤器系统主要用于加热机侧凝结水，入口水温控制70-90之间。取水多来于7号低加出口，回水至6号低加入口。1.2、热风调温+低（低）温省煤器系统热风调温系统通过不用（或少用）一次冷风，达到降低排烟温度的目的。磨煤机入口风温依靠每台磨煤机入口风道设置的以凝结水（或高压给水）为介质的风温冷却器进行调节。该系统适合于冷风掺入量较大的锅炉。1.3、热媒水暖风器+低（低）温省煤器低（低）温省煤器系统烟气换热器安装于空气预热器与电除尘器

6、之间烟道内，用于加热机侧凝结水。热媒水暖风器吸热端安装于引风机与脱硫吸收塔之间，脱硫塔后烟道未设置换热器，放热端安装于送风机与空气预热器之间风道内。低温省煤器系统设计烟气换热器设计进口烟温155/135，出口烟温120，烟温降35/15;热媒水暖风器吸热端设计进口烟温125，出口烟温95，烟气温降30;热媒水暖风器空气温升53。1.4、热媒水管式烟气换热器（mggh）+低（低）温省煤器低（低）温省煤器系统烟气换热器安装于空气预热器与电除尘器之间烟道内，用于加热机侧凝结水。热媒水管式烟气换热器（mggh）吸热端安装于空气预热器与电除尘器之间烟道（或者安装与引风机与脱硫吸收塔之间），脱硫吸收塔后烟

7、道安装放热端换热器。在电除尘器前安装mggh，降低流经电除尘器的烟气温度，可明显提高除尘效率;同时mggh吸收脱硫塔前烟气热量，加热烟囱入口烟气，可将进入烟囱烟气温度提升至80以上，防止下游设备腐蚀，基本消除白烟及石膏雨。1.5、空预器旁路烟气余热多能级利用系统常规烟气余热利用系统受以下因素制约：（1）电站锅炉排烟温度较低（120160），烟气余热能级品级较差;（2）为防止低温腐蚀，烟气余热利用装置出口烟气温度般不能低于95;（3）工程实际中需考虑换热面积对投资成本的影响，烟-水换热温差一般在20以上。结合电站回热系统的汽水参数，常规烟气余热回收的热量最高只能排挤6号低压加热器抽汽，可使发电煤

8、耗下降1.53g/kwh，节能效果有限。德国 niederaussen电厂k号机组将烟气余热利用装置分三级布置在电站系统中：1、级烟气余热利用装置位于与空气预热器并联的旁路烟道中，约1/3的烟气不经过空气预热器而直接进入旁路烟道，依次通过i级、级装置，其中i级装置加热高压给水，级装置加热低压凝結水，级装置位于引风机与脱硫塔之间，用于加热冷二次风。提高烟气余热能级、梯级利用烟气热量，是目前烟气余热利用率最高的系统。22.节能效果分析比较2.1、低（低）温省煤器节能效果分析低（低）温省煤器系统锅炉热效率计算方法不变，烟气余热由汽机侧吸收利用，计算利用余热后，基于主再热蒸汽基准的热耗率。节能量分析结

9、果如下表：2.2、热风调温+低（低）温省煤器系统热风调温系统按照媒介的不同可分为以凝结水作为媒介的热风调温系统和以高压给水作为媒介的热风调温系统，以凝结水作为调温媒介时，汽机侧将此部分热量等同于常规低温省煤器计算，节能效果优于常规低（低）温省煤器。以高压给水作为调温媒介时，回收的热量排挤高压抽汽，其节能效果优于凝结水作为调温媒质的系统。2.3、热媒水暖风器+低（低）温省煤器通过热媒水暖风器，利用烟气余热对空预器入口一、二次风进行预热，在热一、二次风温不变或仅略上升的前提下，能够降低空预器换热量，空预器出口烟气温度升高。本系统比常规低（低）温省煤器具有更大节能效益，在同样最终烟气温度下，机侧可以

10、匹配更高的抽水温度和回水温度，提高能量利用效率。2.4、热媒水管式烟气换热器（mggh）+低（低）温省煤器采用热媒水管式烟气换热器（mggh），可解决常规回转式ggh容易堵塞漏风等弊端，实现稳定长期的干烟囱排放，避免了昂贵的烟囱防方腐处理。同时，还可实现低低温烟气处理，使电除尘效率以及脱硫效率大幅提高，烟尘排放可以达超低排放标准。该系统在节能方面等同于常规低（低）温省煤器。2.5、空预器旁路烟气余热多能级利用系统德国 niederaussen电厂k号机组空预器旁路烟气余热多能级利用系统装置分三级布置：i级装置加热高压给水，级装置加热低压凝结水，级装置位于引风机与脱硫塔之间，用于加热冷二次风。可

11、使niederaussen电厂k号机组节约发电煤耗约7g/kwh，机组发电效率提高约1.4%。针对国内电厂烟气余热利用的现状，通过借鉴德国niederaussen电厂余热多能级利用的方式，分析计算新型高效空预器旁路烟气余热多能级利用系统的节能效果，核算结果表明空预器旁路烟气余热多能级利用系统有巨大节能潜力，平均发电标煤耗降低值在6g/kwh。23.总结电站锅炉烟气余热利用技术是提高燃煤电厂热力经济性、降低发电煤耗、减少污染物排放的重要技术之一。通过合理设计烟气余热利用装置，回收烟气余热用于高压给水、加热凝结水，可以减少加热器抽汽，从而增加汽轮机组出力，提高机组经济性;降低排烟温度可减少脱硫系统的喷淋水量，减少发电水耗，取得不错的经济效益。从节能角度看，烟气余热热品质越高，节能效果越明显;排挤的抽汽压力品质越高，节能效果越明显。同样烟气冷却深度前提下，余热利用系统不同，节能效果差异较大。采用空预器旁路烟气+热媒水暖风器系统节能效果最佳，低（低）温省煤器+热媒水暖风器節能效果次之，常规低（低）温省煤器系统节能效果较差。空预器旁路烟气+热媒水暖风器系统结构复杂，工程造价成本最高，低（低）温省煤器+热媒水暖风器工程造价成本次之，传统的低（低）温省煤器工程造价成本最低。综合