1000MW机组烟气余热系统运行调整经济收益分析

1000MW机组烟气余热系统运行调整经济收益分析

潘长龙1周刚2高利平1

（1.神华福能发电有限责任公司泉州362712；2.西安西热节能技术有限公司西安710054）

摘要：文中给出了烟气余热系统的热力学分析方法，同时以某1000MW机组为实例，分析并核算运行调整后不同负荷下烟气余热系统对机组经济性的影响量。核算结果表明，通过调节烟气冷却器入口水温、调整进去烟气冷却器的凝结水流量以控制排烟温度，不仅有利于烟气余热系统的安全稳定运行，还可以降低发电煤耗、水耗，提高机组运行经济性。经核算，烟气余热系统运行调整后，额定负荷下可使发电煤耗下降约0.4g/(kW•h)；75%负荷下可使发电煤耗下降约0.55g/(kW•h)。

关键词：烟气余热系统；发电煤耗；排烟温度

引言

我国是一个能源消费大国，基本能源消费占世界总消费量的十分之一，居世界第二，并且以煤炭为其主要能源，其中火力发电用煤在煤炭消费中占据最主要的地位。随着“节约、清洁、安全”和节能减排等能源战略方针的落实与践行，火电机组节能环保技术得到了迅速发展和推广。在当前经济形势下，保证发电机组顺利投产发电的同时，努力提高机组的发电效率、降低发电（供电）煤炭消耗量具有重要意义。

电站锅炉的排烟温度是锅炉设计的主要性能指标之一，设计值一般在120~140℃[1]，其携带热量出系统造成的损失占电站锅炉输入热量的3%~8%，是影响锅炉热效率、锅炉制造成本、锅炉尾部受热面烟气低温腐蚀和引风机耗电率等的重要因素[2]。电站锅炉运行过程中，由于实际煤种与设计煤种的差别、燃烧调整不及时等原因造成排烟温度高于设计值，甚至高达160℃，大量余热未充分利用，造成极大的能源浪费[3]。烟气在通过脱硫吸收塔的的同时带走大量的水蒸汽，造成水资源浪费，对周边环境造成影响。

常规电站锅炉的烟气从空气预热器出来后，在电除尘中除去烟气中的飞灰，再进入脱硫塔进行脱硫，最后通过烟囱排入大气[4]。通过布置合理的烟气余热利用装置，一方面充分利用了部分烟气余热，在机组出力不变的情况下可减少电站锅炉的煤炭消耗量，达到节能降耗、减少二氧化碳排放量的目的；另一方面，随着脱硫塔入口烟气温度的降低既减少了烟气蒸发水耗量，又保护塔的防腐内衬。因此，电站锅炉烟气余热的利用是目前电站节能减排技术发展、提高电站效率的重要途径。

电站系统中，锅炉烟气余热利用主要有两种方式：①烟气余热利用装置回收热量用于加热部分凝结水，排挤相应加热器抽汽，从而增加汽轮机的输出功；②与热网供热系统耦合，利用烟气余热加热热网循环水对外供热，减少供热抽汽。目前，较为常见的烟气余热利用方式为加热凝结水。

当系统只有一级烟气余热利用装置时，该烟气换热器可布置在空预器与电除尘器之间，也可布置在引风机与脱硫塔之间。对于前一种布置方式，电除尘器入口烟气温度下降，有利于提高电除尘效率；锅炉烟道内阻力增大，引风机电耗随之增加，与此同时，由于烟气温度降低、烟气体积流量减小，减缓了引风机耗电的增加量。对于后一种布置方式，对电除尘器效率和引风机耗电的影响很小，但需要重新核算烟风系统阻力，必要时需对增压风机进行扩容改造。

国内外研究人员对烟气余热利用进行了深入研究，并结合现场试验分析了不同布置方式、烟气余热梯级利用等对汽轮机组热力经济性的影响，为电站全面实施节能减排战略奠定了基础。本文阐述了烟气余热系统热经济性分析方法，并采用等效焓降法分析计算了某1000MW机组烟气余热系统的投运对机组热经济性的影响。

2.烟气余热系统的分析方法

电站锅炉的烟气余热主要用于加热凝结水或给水，烟气余热利用装置的经济性主要有两种分析方法：1）锅炉效率提高法：以锅炉为分析主体，烟气余热利用装置的主要收益为其投运后降低锅炉排烟温度、减少锅炉排烟损失而带来锅炉效率的提高；同时，凝结水或给水被烟气余热加热后，排挤了相应加热器的抽汽、引起蒸汽作功的增加，以及烟气余热作为进入电站系统的一部分，使得系统吸热量增加。2）汽轮机热耗率降低法：以汽轮机为分析主体，将进入电站系统的锅炉烟气热量按余热利用处理，即在分析计算时锅炉效率和系统吸热量保持不变，烟气余热利用装置的的主要收益为凝结水或给水吸热后排挤抽汽引起蒸汽作功增加，进而降低汽轮机的热耗率[5]。采用锅炉效率提高法分析计算时需要综合考虑烟气余热利用对锅炉效率、蒸汽作功和系统吸热量的影响，工程应用较为繁琐。汽轮机热耗率降低法视烟气换热量为余热，只需计算烟气余热对蒸汽作功的影响，物理概念清晰、计算简便，广泛应用于确定烟气余热利用装置的投运对汽轮机组经济性的影响。

对于结构已经确定的烟气余热利用装置，如何对烟气余热利用系统进行优化以获得最大的节能效果是电站锅炉系统改造的重要课题。系统优化的前提需要对烟气余热利用的热力过程进行详细的分析计算。目前，烟气余热利用系统的热力分析过程主要包括以下步骤：①烟气入口和凝结水入口温度已知，假定烟气出口温度；②求出烟气侧的换热量，根据烟气侧换热量与水侧换热量相等的条件，求出凝结水出口温度；③忽略辐射换热和导热，由对流换热计算公式求出换热量；④比较烟气侧换热量和对流换热量，若误差在工程适用范围内，则计算完成，否则重新迭代。具体计算公式：

式中，

I为实际烟气焓值，kJ/kg；

Ig0为理论烟气焓，kJ/kg；

Ia0为理论空气焓，kJ/kg；

α为烟气的过量空气系数；

V0为理论空气量，m3/kg；

(cθ)a为1m3空气在θ℃时的焓，kJ/m3；

VX为烟气中X成分的体积，m3/kg；

(cθ)X为温度为θ℃时烟气中成分X的焓，kJ/m3；

Qs为烟气放热量，kJ/s；

Bj为燃煤量，kg/s。

式中，

Q为对流放热量，kJ/s；

K为总体换热系数，W/(m2•℃)；

Δt为对数平均换热温差，℃；

A为换热总面积，m2；

a1、a2分别为烟气侧和水侧的对流换热系数，W/(m2•℃)；

Δe为误差，%。

3.实例分析

3.1烟气余热系统的工艺流程概述

为了充分利用锅炉尾部烟气所携带的热量，减少加热器抽汽量从而提高机组运行的经济性，某电厂4号1000MW级机组在引风机与脱硫塔之间设置有烟气余热回收装置。烟气余热换热器采用管式、表面式换热型式，凝结水作为冷却烟气的循环介质，换热器管材选用ND钢，具有较好的防腐蚀能力。

图1给出了某电厂4号机组烟气余热系统示意图。如图所示，烟气冷却器与7号低压加热器并联布置，混合后进入6号低压加热器。凝结水分别从8号低加入口和8号低加出口引出，经烟气冷却器加热后回水与7号低加出口凝结水混合汇入6号低加。8号低加入口的取水支路上设置有取水调节阀（图中调阀1所示），用于调节进入烟气冷却器的凝结水温度。8号低加出口取水支路和回水管路上设置有电动阀用于隔离烟气余热系统与机组凝结水系统。为了控制烟气冷却器出口烟温，在7号低加出口主凝结水管路上设置有调节阀（如图调阀2所示），用于调节进入烟气冷却器的凝结水流量。在烟气冷却器入口和出口凝结水管路之间设置有再循环旁路，设有一台循环水泵，当烟气冷却器入口凝结水温度过低时，开启旁路上的再循环泵。

图1某电厂4号机组烟气余热系统示意图

3.2烟气余热系统自动控制要求及策略

3.2.1烟气余热系统自动控制要求：

1）烟冷器入口水温：≥70℃

2）烟冷器出口水温：≥#7低加出口凝结水温

烟冷器出口最低水温：#7低加出口凝结水温-2℃

3.烟冷器出口烟温：≥85℃

烟冷器最低出口烟温：80℃

烟冷器最高出口烟温：90℃

3.2.2烟冷器入口水温控制

1）调节混水管路冷、热水流量，保证烟冷器入口水温不低于70℃；

2）8号低加出口至烟冷器凝结水温度高于75℃时开调阀1，调节凝结水温度至70℃。

3.2.2烟冷器出口水温控制

1）烟冷器出口水温低于#7低加出口凝结水温2℃时

a.再循环未开启，减少烟冷器取水量。

b.再循环开启，减少烟冷器取水量。

2）烟冷器出口至凝结水温度高于115℃时关调门2，调节凝结水量。

3.2.3烟冷器出口烟温控制

1）烟冷器出口烟温低于80℃，减少烟冷器取水量；

2）烟冷器出口烟温高于90℃，

a.再循环系统开启且烟冷器入口水温高于70℃，调小再循环流量，同时增加烟冷器取水量；

b.再循环系统未开启，增加烟冷器取水量；

c.再循环系统未开启，烟冷器取水量已最大，各调节阀不动作。

3.2.4再循环泵：当机组在低负荷运行时，如烟冷器入口凝结水温度低于70℃时，开启再循环泵，以提高烟冷器入口凝结水温度。

3.3烟气余热系统自动控制存在的问题

1）原控制逻辑较为复杂，各调门之间的配合不够合理，无法满足要求。实际运行中烟冷器入口水温长期低于70℃，低于烟冷器厂家要求最低烟温值，易造成烟冷器低温腐蚀。

2）调阀2调节烟冷器出口至凝结水温度，当温度高于115℃时，关小调节阀2以增加进入烟冷器的凝结水流量，因定值设置不合理，实际运行中流量调节阀（调阀2）一直处于全开状态，未根据运行情况进行调节，烟冷器运行经济性未得到充分发挥。

3）烟冷器再循环泵用来控制烟冷器入口水温，低负荷时频繁开关，导致泵经常低于最低流量而频繁启停，造成烟冷器再循环泵长期故障，冬季运行期间，在低负荷工况下烟气温度较低，容易在烟气余热换热器中结露，造成低温腐蚀。

3.4优化后的烟气余热系统自动控制策略

为了保证烟气余热系统能安全、稳定、高效的运行，减少因运行人员操作水平不同而带来的影响，某电厂拟对4号机组烟气余热系统投入自动控制运行方式，具体控制策略如下：

1）烟气冷却器入口水温控制

调节8号低加入口取水支管上的调阀1，保证烟气冷却器入口水温在70℃~75℃之间，运行中为避免频繁的小幅度入口水温波动对调节阀调节的扰动，对烟气冷却器入口水温度设定值与测量值的偏差设置正死区限制。

2）烟气冷却器出口烟温控制

烟气冷却器出口烟温低于80℃时，增大7号低加出口主凝结水管路上的调阀2开度，从而减少烟气冷却器取水量。

烟气冷却器出口烟温高于90℃时，a)若再循环系统已开启且烟气冷却器入口水温高于70℃，则调小再循环流量，同时减小7号低加出口管路上调阀2开度，增大烟气冷却器取水量；b)若再循环系统未开启，减小7号低加出口管路上调阀2开度，增大烟气冷却器取水量；c)若再循环系统未开启，且7号低加出口管路上调阀2的开度已达极限值，则各调节阀不动作。

3）再循环泵的控制

当8号低加出口凝结水温度低于70℃时，延时3分钟启动再循环系统，通过再循环系统上的调阀3开度控制烟气冷却器入口水温不低于70℃。调阀3设置最小开度，保证再循环泵的汽蚀余量，延时停泵。

3.4优化前后烟气余热系统运行的安全性与经济性分析

从烟气余热系统运行安全方面考虑，进入烟气冷却器的凝结水温度应不低于70℃，否则会对换热器造成低温腐蚀。

图2某电厂4号机组入口水温分布

图2给出了4号机组烟气冷却器入口水温统计情况，可以看出，4号机组在不同负荷工况下烟气冷却器的入口水温均存在低于70℃的情况。若烟气冷却器入口水温长时间低于70℃，容易造成换热器的低温腐蚀，导致换热管泄露，影响烟气余热系统的正常投运。通过调整烟气余热系统的运行方式，据电厂运行人员反映，目前烟气冷却器入口水温在不同负荷下均能控制在不低于70℃要求范围内，为烟气余热系统的安全投运提供了可靠保障。

为了解烟气余热系统的实际运行情况，核算烟气余热系统运行调整的节能效果，选取典型工况进行计算。核算结果见表1。

表14号机组烟气余热系统运行调整节能效果对比

注：表中调整后的数据选取与控制策略相近的工况的运行数据；烟气冷却器回收流量根据烟气侧换热器计算得到。

由表1可知，1000MW负荷工况下，调整前、后的烟气冷却器进出口烟温分别下降约29.5℃和39.3℃，烟气冷却器回水流量分别为745.6t/h和861.5t/h，凝结水温升分别为33.9℃和37.3℃，节煤量分别在1.15g/(kW•h)和1.75g/(kW•h)左右，调整后节煤量较调整前提高了约0.4g/(kW•h)。

750MW负荷工况下，调整前、后的烟气冷却器进出口烟温分别下降约19.0℃和28.5℃，烟气冷却器回水流量分别为345.6t/h和413.9t/h，凝结水温升分别为28.2℃和31.2℃，节煤量分别在0.75g/(kW•h)和1.30g/(kW•h)左右，调整后节煤量较调整前提高了约0.55g/(kW•h)。经过调整后脱硫系统每小时减少蒸发约35吨，每年可节水约淡水30余万吨，节水效果十分显著，同时吸收塔入口温度的降低还增加了塔内衬胶的使用寿命，有效的控制吸收塔的腐蚀发生。

综合上述分析可知，通过调节烟气冷却器入口水温、调整进去烟气冷却器的凝结水流量以控制排烟温度，不仅有利于烟气余热系统的安全稳定运行，还可以降低发电煤耗，提高机组运行经济性。经核算，烟气余热系统运行调整后，额定负荷下可使发电煤耗下降约0.4g/(kW•h)；75%负荷下可使发电煤耗下降约0.55g/(kW•h)。

4.结论

通过对某1000MW机组烟气余热利用系统的详细分析，核算了烟气余热系统经运行调整后的经济性，主要结论如下：

1）通过调节烟气冷却器入口水温、调整进去烟气冷却器的凝结水流量以控制排烟温度，有利于烟气余热系统的安全稳定运行。

2）通过调节烟气冷却器入口水温、调整进去烟气冷却器的凝结水流量以控制排烟温度，不仅有利于烟气余热系统的安全稳定运行，还可以降低发电煤耗，提高机组运行经济性：与运行调整前相比，额定负荷下可使发电煤耗下降约0.4g/(kW•h)；75%负荷下可使发电煤耗下降约0.55g/(kW•h)。

3）调整后脱硫系统每小时减少蒸发约35吨，年节水约淡水30余万吨，有效的降低了淡水资源浪费。

参考文献：

[1]花晓峰，李晓明，火力发电厂烟气余热利用的分析与应用[J]，节能，2011，11，12：89-91，146.

[2]赵之军，冯伟忠，张玲，等．电站锅炉排烟余热回收的理论分析与工程实践[J]．动力工程，2009，29(11)：994-997．

[3]王宏武,孙保民,康志忠.130t/h四角切圆锅炉改造和数值模拟[J].电站系统工程,2013,29(4):15-18.

[4]宁玉琴，孙少鹏，等．大型燃煤电站锅炉典型烟气余热回收系统的性能分析[J]．节能，2013，32(7)：34-38．

[5]程东涛，马汀山，陈恺，居文平．烟冷器对汽轮机组热力系统经济性影响研究[J]．热能动力工程，2015，30(3)：427-430．

潘长龙（1980-），男，2005年7月毕业于沈阳工程学院，学士学位，神华福能发电有限责任公司，从事神福鸿电2x1050MW超超临界机组生产运行及节能环保管理工作，发电运行部经理助理，工程师，集控运行高级技师。

高利平（1983-8）2006年7月毕业于西安交通大学，获得工学学士学位。2013年毕业于华北电力大学，获得硕士学位。工程师职称，目前就职于神华福能发电有限责任公司，主要从事火电厂电气专业、继电保护、自动化、技术监督研究及管理工作