新型燃煤电站低温烟气余热优化利用系统_张晨旭

第30卷第4期电站系统工程Vol.30No.42014年7月PowerSystemEngineering33文章编号：1005-006X(2014)04-0033-04新型燃煤电站低温烟气余热优化利用系统*张晨旭韩宇徐钢杨勇平许诚黄圣伟（华北电力大学国家火力发电工程技术研究中心）摘要：锅炉尾部排烟温度一般在120～140℃，其热损失可达锅炉输入总热量的3%～8%，因此对锅炉尾部排烟余热进行回收意义重大。在对常规余热利用系统换热特性进行深入分析的基础上，提出一种新型低温烟气余热优化利用系统，该系统利用机炉两侧低品位热能预热入炉空气，提高空气预热器入口风温的同时，减少了空气预热器中烟气-空气换热量，并将置换出的这部分热能引入回热系统加热给水和高温凝结水，节约部分高级抽汽，进而增加机组出功。以某典型1000MW燃煤机组为例，结合热力学的相关原理深入分析了优化系统的节能特性。研究结果表明：优化方案中机组净出功较常规方案增加了20.23MW，供电煤耗降低值则由常规方案的0.93g/kWh提高到5.09g/kWh，同时全厂火用效率由常规方案的43.58%提高到43.92%。综合分析，系统节能改造收益显著。关键词：低温烟气；余热回收；综合优化；火用分析中图分类号：TK219文献标识码：AANewLow-temperatureFlueGasWasteHeatOptimizedSysteminCoal-firedPowerPlantZHANGChen-xu,HANYu,XUGang,etal.Abstract：Generallyspeaking,theexhaustfluegastemperaturevariesintherangeof120℃to140℃,whichcausestheheatlossaccountedfor3%-8%boilertotalinputenergy.Itissignificanttorecyclethewasteheatoftheexhaustfluegas.Withthedeeplyanalysisoftheheattransfercharacteristicsintheconventionalwasteheatutilizationsystem,anovellow-temperaturefluegaswasteheatutilizationsystem(WHUS)isproposed.IntheproposedWHUS,theairispreheatedbytheexhaustfluegasontheboilersideandthelow-pressuresteamextractionontheturbineside,alsotheheattransferisdecreasedwiththeimprovementofentranceairtemperatureintheairpreheater.Thushighergradefluegaswasteheatisreplacedanditcanbeintroducedtoheatthefeedwaterandthehigh-temperaturecondensedwater.Consequently,partofthehigh-pressuresteamissavedforexpansion,whichobtainsmorenetpoweroutput.Itconsultstheactualoperationdataofatypical1000MWultra-supercriticalcoal-firedunit,in-depthanalysisoftheenergy-savingcharacteristicsofthenovelWHUSusingtheprincipleofthermodynamics.ResultshowsthatthenovelWHUShasexcellentperformance:comparedtotheconventionalWHUS,thenetpoweroutputincreasesby20.23MW,thesavingofstandardcoalequivalentcanbefromtheconventionalschemeof0.93g/kWhto5.09g/kWhandtheexergyefficiencycanbefromtheconventionalschemeof43.58%to43.29%.Keywords:low-temperaturefluegas;wasteheatutilization;comprehensiveoptimization;exergyanalysis目前，全国70%以上的电能是由燃煤电站提供的，然而火电机组在实际运行中普遍存在着能耗较高的问题。因此，如何能够有效地降低发电机组能耗成为电站深度节能的一个重要课题。现阶段，大型火力发电机组通常采用提高汽水参数的方式来提高机组效率，如发展超超临界技术，但提高汽水参数要考虑材料耐高温腐蚀性能等实际问题[1]；火电机组节能的另一有效途径是对烟气余热进行深度利用。通常在锅炉尾部烟道安装低温省煤器，利用流经其中的低温烟气加热汽机侧回热系统中的低温凝结水，减少炉侧排烟热损失的同时，提高燃料综合利用效率[2]。目前，国内外多位学者已对常规余热利用方案进行了深入研究。如Espatolero等综合考虑排烟温度及换热器效率对余热回收的影响，并结合换热面投资等相关技术经济学理论对锅炉尾部优化改造后的经济效益进行了评估[3]，徐钢等运用等效焓降法对低温省煤器与回热系统的多种耦合连接方案进行了热收稿日期：2014-04-02张晨旭(1990-)，硕士研究生。北京，102206*国家重点基础研究发展计划项目（973计划）(2011CB710706)，国家自然科学基金项目(U1261210)，北京高等学校青年英才计划项目(71A1411127)资助力学及综合性能比较[4,5]。在系统集成方面，德国黑泵电站在锅炉尾部除尘器和脱硫塔之间加装烟气冷却器，利用烟气余热加热回热系统中的低温凝结水[6]。国内上海外高桥第三发电厂、浙能六横发电厂等百万千瓦机组也均已成功应用低温省煤器回收烟气余热[7～9]。然而，虽然低温省煤器系统已获得国内外的广泛关注，但电站锅炉在实际运行中存在的排烟温度较低和尾部受热面腐蚀较严重等问题均明显制约了低温省煤器系统在余热利用过程中的节能收益。因此，寻求一种低成本、高收益的低温烟气余热回收方式对电站深度节能意义重大。有鉴于此，本文在深入研究电站锅炉、汽轮机回热系统、空气预热系统热力学特性的基础上，创造性地提出了一种新型低温烟气余热优化利用系统，该系统打破锅炉岛与汽机岛之间热质传递过程的流程壁垒，将烟气、蒸汽、凝结水和空气等统一视为系统能量利用大过程中的放热和吸热介质进行耦合集成，从而更好地完成空气预热过程和回热加热过程的能量匹配，本文结合某典型1000MW燃煤机组实际设计参数，利用热力学的相关原理，重点分析了优化系统的能量匹配关系，揭34电站系统工程2014年第30卷示了新型低温烟气余热优化利用系统具有更好节能效果的深层原因。1新型低温烟气余热优化利用系统的提出1.1常规余热利用系统电站机组在实际运行时，回热系统需要大量抽汽来加热给水和凝结水，然后，抽汽具有一定的做功能力，直接冷凝成相应压力下的饱和水势必造成一定的做功能力损失，因此在电站烟气余热回收方案中，运用昀广泛的就是在空气预热器出口烟道中增设低温省煤器（如图1所示），利用排烟余热加热低温凝结水，节约部分抽汽返回汽轮机继续膨胀做功，从而在主蒸汽流量不变的情况下，增加机组出功，提高系统热功转换效率。然而，常规余热利用系统是一种“受限制”的系统。具体包括：低温省煤器入口烟温较低，烟气能级品位较差。直接利用昀高只能替代6#回热抽汽。而低温省煤器出口温度又受材料承受烟气腐蚀能力的限制，一般不能低于100℃。因此低温省煤器中烟气放热量有限；此外，低温省煤器在设计时要充分考虑换热面积等因素的影响，因此烟水换热温差一般不能低于15℃。综上，常规余热利用系统回收烟气余热的节能效果一般比较有限。1.2新型低温烟气余热优化利用系统流程有鉴于此，本文提出一种新型低温烟气余热优化系统。如图2所示，该系统主要由空气预热部分和旁路烟道部分组成。前者主要包括7#抽汽式空气预热器、前置式空气预热器和空气预热器。其中，7#抽汽式空气预热器和前置式空气预热器分别利用低压抽汽和排烟余热提高入口空气温度，升温后的空气进入空气预热器中继续加热。旁路烟道部分是指与空气预热器并联的尾部烟道，其中布置有高温烟水换热器和低温烟水换热器，流入旁路烟道的高温烟气分别与高压给水（通过高温烟水换热器）以及低压凝结水（通过低温烟水换热器）进行热交换，加热给水和凝结水。旁路烟道出口的烟气与空气预热器出口的烟气汇合后，流入前置式空气预热器。图1常规余热利用系统示意图优化系统采用将空气预热器与旁路烟道并联布置，并在入口风道上增设空气预热单元的设计思路，该系统利用机炉两侧低品位热能加热入炉空气，降低空气在空气预热器中的吸热量的同时，置换出部分高温烟气，并将这部分烟气引入旁路烟道加热给水和凝结水，排挤部分高级回热抽汽，进而增加机组出功。图2新型低温烟气余热优化利用系统示意图2热力学分析2.1机组简介本文选取国内某1000MW超超临界燃煤机组作为研究对象，图3为机组的汽水流程，该机组采用1000-26.25/600/600型超超临界中间再热凝汽式汽轮机和SG-3093/27.46-M533超超临界压力直流锅炉；锅炉燃用设计煤种（收到基碳、氢、氧、氮、硫、水分分别为：56.26%、3.79%、12.11%、0.82%、0.17%、9.57%），锅炉实际燃煤量为409.9t/h，锅炉热效率94.08%（按低位发热量计算），设计排烟温度为131℃。图3案例机组汽水流程图2.2新增设备热力参数选取结合案例机组实际参数，表1给出了常规系统和优化系统主要新增换热设备的设计参数。从表中可知：①常规余热利用系统加热凝结水的温度为60.8～122.1℃，替代的抽汽级别较低；而优化系统加热了189.8～290℃的给水和83.3～153.3℃的凝结水，排挤的抽汽级别较高；②常规系统只利用了131～115℃的烟气加热凝结水，而优化系统利用372～115℃的烟气参与烟水换热，烟温利用范围得到提升；③优化方案利用凝结水、给水、空气等多种形式来回收烟气热能，较常规方案中的单凝结水方案，热能回收形式更灵活。2.3新型低温烟气余热优化利用系统性能分析对常规方案和优化方案进行热力设计计算。其中发电量取为5000h，标煤价格按750元/吨计算。相关结果见表2。从表中可以看出，案例机组在采用基于旁路烟道技术的新型低温烟气余热优化利用系统后，机组热功转换效率得到显著提升，但由于新设备的引入，需要增设若干水泵、风机并提第4期张晨旭等：新型燃煤电站低温烟气余热优化利用系统35供相应的能耗来克服凝结水、空气等工质流动阻力的增大，因此，厂用电耗较常规增加了约2.1MW，昀终机组净出功较常规方案提高20.23MW。此外，流经旁路烟道的高温烟气排挤了部分1#、2#回热抽汽，使再热蒸汽流量略有增加，进而使得再热过程煤耗微增1.34g/kWh。昀终供电煤耗降低值由常规方案的0.93g/kWh增加到5.09g/kWh，系统性能大幅度提升。表1新增换热单元参数表（℃）常规余热系统新型低温烟气余热优化利用系统项目低温省煤器高温烟水换热器低温烟水换热器前置式空气预热器7#抽汽式空气预热器入口烟气温度131372204.8131-出口烟气温度115204.8131115-入口水(蒸汽)温60.8189.883.3-86.1出口水(蒸汽)温122.1290153.3-86.1入口空气温度---79.124.91出口空气温度---10079.1对数平均温差25.0739.4449.5833.3924.99表2各方案热力性能计算结果项