罗 宁，何 青

(华北电力大学 能源动力与机械工程学院，北京 102206)

1 000 MW超超临界机组烟气余热集成利用技术研究

罗 宁，何 青

(华北电力大学 能源动力与机械工程学院，北京 102206)

为了充分利用电厂烟气余热，针对1 000 MW超超临界机组，设计了一个由3组省煤器和2组空气预热器组成的烟气余热集成利用系统。其中一组省煤器用于保持锅炉进口温度不变，以减少锅炉的改造量；前置式空气预热器在确保进入脱硫系统的烟气温度满足要求时，还可以部分利用烟气余热。通过迭代法确定3个省煤器的最佳进出口温度，假设系统给煤量保持不变计算出发电功率为1 014.13 MW，即在额定工况下系统节煤量达到最大值为3.699 g/(kW·h)，机组年节约标煤2.09万t。

超超临界机组；烟气余热利用；多级省煤器；前置式空气预热器；余热梯级利用

0 引言

2016年，国家发改委公布的《“十三五”规划前期研究重大课题目录》[1]中，有3个课题都是与环境保护、污染治理相关的。这就说明，十三五规划的环保问题将是一大重要的看点。燃煤电厂锅炉烟气余热利用研究及其设备的优化作为火电厂主要的节能减排手段，也已经成为“十三五”规划中的重中之中。我国目前已经部分实现由传统的燃煤电厂锅炉烟气余热利用转为新型余热利用优化系统、脱硫、基于能量梯级利用对传统余热利用系统的优化等。煤炭是我国的主要能源，燃煤电厂锅炉作为我国的第一大耗能设备,其年耗煤量约占全国煤炭总消费量的61%。研究发现，在我国燃煤电厂中，锅炉热损失的70%～80%为排烟热损失。排烟温度平均每升高10～15 ℃，锅炉的热效率将下降1%，年平均标煤消耗量随之升高3～4 g/(kW·h)[2,3]。

在燃煤电厂中增设低温省煤器是降低排烟温度的有效措施之一。利用锅炉尾部烟气余热加热回热系统中的凝结水，可排挤部分抽汽返回汽轮机内继续膨胀做功。因此，烟气余热回收利用在某种程度上提高了机组的经济性[4]。该技术在国内外较早就得到了应用，德国从20世纪末开始提出并实施的火电优化设计计划，要求全部新建机组必须集成锅炉尾部烟气余热回收技术。国内上海外高桥三期工程通过在脱硫塔前加装烟气冷却器回收尾部烟气余热，使机组供电煤耗下降2.71 g/(kW·h)[5]。文献[6,7]考虑烟气温度的限制和实际换热效率，综合换热面投资等经济成本来评估改造后电站机组增加的经济效益。

大型的火力发电机组通常利用提高汽水参数的方法来提高机组的效率，比如发展超临界机组、超超临界机组。但是提高汽水参数的方法同时也受到材料方面的制约。在能源日趋短缺的今天，如何利用排烟余热，提高发电效率，降低煤耗率是未来燃煤电厂发展的重中之重。美国对于高密度水产养殖技术的利用和开发程度较高，由于燃煤电厂余热温度与鲶鱼和罗非鱼的最佳生长温度范围重合度比较高，所以目前对于这方面的利用效果比较好[8-10]。

现在国内外的许多燃煤电厂，都开展了节能减排的改造。大型燃煤电厂的锅炉余热利用更是改造的主要方向之一[11-14]。虽然余热回收的利用作为一种具有良好的效益的技术经济手段之一得到了大范围的推广，但是在实际进行项目的节能评价时却往往会产生一些比较大的争议。

本文将会从燃煤电厂锅炉的烟气余热利用系统的选择、系统的优化、系统的评价这3个方面着手，探究电厂烟气余热利用系统的真实的有效性和实用性。本文主要通过对1 000 MW超超临界机组烟气余热利用研究，利用排烟余热来加热给水和空气，排挤加热器的抽汽，增加蒸汽在汽轮机中做功，提高发电功率，降低排烟热损失。在满足可行性和安全性的情况下，提出集成多级省煤器、前置式空气预热器的烟气余热利用系统。

1 烟气余热集成利用方法

1.1 系统介绍

集成利用方法的选取同时考虑了可行性、安全性，结合现有的余热利用系统。提出了集成多级省煤器、前置式空气预热器的烟气余热利用系统。系统设置了3组省煤器、1组前置式空气预热器、1组主空气预热器，详细结构如图1所示。

1.锅炉；2.前置式空气预热器；3.3号省煤器；4.2号省煤器；5.1号省煤器；6.主空气预热器；7.过热器；8.再热器；9.汽轮机高压缸；10.汽轮机中压缸；11.汽轮机低压缸；12.1号高压加热器；13.2号高压加热器；14.3号高压加热器；15.除氧器；16.5号低压加热器；17.6号低压加热器；18.7号低压加热器；19.8号低压加热器；20.凝汽器图1 集成烟水换热器、前置式空气预热器的烟气余热利用系统

(1)从烟气侧来看，3组省煤器串联布置；省煤器与主空气预热器采取并联布置；省煤器、主空气预热器和前置式空气预热器串联布置，通过设置前置式空气预热器，在确保进入脱硫系统的烟气温度满足要求时，还可以部分利用烟气余热。

(2)从水侧来看，2号省煤器与1、2、3号高压加热器并联布置，分流一部分高温蒸汽，增加高压做功的蒸汽；3号省煤器与5、6号低压加热器并联布置，分流一部分低温蒸汽，加热一部分低温给水。同时增加了一个1号省煤器，其目的是为了保证锅炉进口温度保持不变，减少锅炉的改造量。

(3)从空气侧来看，低温空气先进入前置式空气预热器，然后进入主空气预热器加热。这样保证了系统的合理布置，而且可以使得效率比较高。

1.2 系统特点

通过设置1号省煤器，可以保证锅炉进口温度保持不变，减少锅炉的改造量，而且保证了系统的合理布置。通过设置前置式空气预热器，在确保进入脱硫系统的烟气温度满足要求时，还可以部分利用烟气余热。采用假设迭代法确定3个省煤器的进出口温度，可以最终选取最合适的进出口温度。利用能量守恒和质量守恒关系计算空气预热器和省煤器进出口烟温、介质温度。

2号省煤器与1、2、3号高压加热器并联布置，分流一部分高温蒸汽，增加高压做功的蒸汽；3号省煤器与5、6号低压加热器并联布置，分流一部分低温蒸汽，加热一部分低温给水。从空气侧来看，低温空气先进入前置式空气预热器，然后进入主空气预热器加热。这样保证了系统的合理布置，而且可以使得效率比较高。

对于节煤量的计算，常见的计算方法是假设锅炉效率、汽轮机效率、管道效率、机械效率保持不变，原则上可以大概计算出余热利用系统的实际耗煤量，但误差较大。本系统假设给煤量保持不变计算出新的发电功率，减少了因为系统各个部分效率变化而造成的影响，从而得出新系统的耗煤量。可以使得计算结果相对而言更加准确，而且计算误差小。

2 集成系统热计算

2.1 省煤器和空气预热器计算

对于系统来说

Qy=Qy1+Qy2+Qy3+Qa1+Qa2

(1)

式中：Qy为烟气侧总放热量，kJ/s；Qy1为1号省煤器吸热量，kJ/s；Qy2为2号省煤器吸热量，kJ/s；Qy3为3号省煤器吸热量，kJ/s；Qa1为主空气预热器吸热量，kJ/s；Qa2为前置式空气预热器吸热量，kJ/s。

Qa1+Qa2=η·Qa

(2)

式中：Qa为空气预热器总吸热量，kJ/s；η为空气预热器效率。

省煤器侧和空气预热器侧分别占有的烟气量为：

Qy2+Qy3=Cpy(Ty1-Ty2)Da

(3)

式中：Cpy为烟气定压比容，kJ/(m3·K)；烟气温度从Ty1增长到Ty2；Da为烟气质量流量，kg/s。

Qa=Cpa(Ta1-Ta2)Dy

(4)

式中：Cpa为空气定压比容，kJ/(m3·K)；空气温度从Ta1增长到Ta2；Dy为空气质量流量，kg/s。

由式(4)可以得出烟气分流比为

(5)

前置式空气预热器吸热量

Qa2=ηyCpy(T3-T1,in)Dy

(6)

式中：ηy为风烟换热器效率；T1,in为前空气预热器入口烟温，℃。

空气预热器总吸热量

Qa=Cpa(Ta1-Ta2)Dy

(7)

主空气预热器吸热量

Qa1=Qa-Qa2

(8)

烟气侧总放热量

Qy=Cpy(Ty,out-T1,in)Dy-ΔQrh

(9)

式中：Ty,out为省煤器出口烟温，℃；ΔQrh为再热蒸汽增加的吸热量，kJ/s。

水侧总吸热量

(10)

式中：Qw为水侧总吸热量，kJ/s；ηa为烟水换热器效率。

水侧烟气流量

(11)

式中：Dyw为水侧烟气流量，kg/s。

2号省煤器吸热量

Qy2=Dyw(T1-T2)

(12)

2号省煤器分流量

(13)

3号省煤器吸热量

Qy3=Dyw(T2-T3)

(14)

3号省煤器分流量

(15)

2.2 加热器排挤抽汽计算

流经1号高加的流量

Dfw1=Dfw-Df1

(16)

流经2号高加的流量

Dfw2=Dfw-Df1

(17)

流经3号高加的流量

Dfw3=Dfw-Df1

(18)

1号高压加热器的进汽量

(19)

式中：Dfw1为流经1号高加的流量，kg/s；ηH1为1号高加热效率；hw1加热器出口水焓值，kJ/kg。

2号高压加热器的进汽量

(20)

再热蒸汽增加的流量

(21)

再热蒸汽增加的吸热量

ΔQrh=qrhΔDrh=Qy0

(22)

流经5号低加的流量

Dfw5=Dfc-Df2

(23)

流经6号低加的流量

Dfw6=Dfc-Df2

(24)

其中，1、2、3号高加的热量为QH，5、6号低加的热量记为QL，则有

QH=Cpwa(T1-T3)m123

(25)

QL=Cpwa(T5-T6)m56

(26)

再热器的吸热量由于排挤抽汽而发生了变化，因此为了保证全厂的效率和余热利用，可以适当提高再热器的进汽温度，从而使得在给煤量和原系统相等时，再热器的吸热量不变，保证一定的热量利用[8-12]。

设提高后的进汽温度为Tin，排挤抽汽为

ΔQyH=CP(T0-Tin)m

(27)

(28)

2.3 机组热经济指标

发电厂的厂用电率是指单位时间内厂用变耗电量与发电量的百分比，即

(29)

式中：ξap为机组厂用电率；Pg为机组发电机有功输出，kW·h；Pg为机组上网电量，kW·h。

根据机组的特点和实际经验确定厂用电率ξap，由此可计算机组供电热效率为

ηcpn=ηcp(1-ξap)

(30)

以及供电标准煤耗率为

(31)

3 集成系统热计算流程

系统设置了一组前置式空气预热器，一组主空气预热器，以及1、2、3号总共3组省煤器。采取假设迭代法和交叉迭代法确定3个省煤器的进出口温度， 采取假设系统的给煤量与原系统保持相同，然后计算新系统的耗煤量的方法。余热利用系统的计算流程图如图2所示。

图2 集成利用方法计算流程图

设T1为1号省煤器出口烟温；T2为2号省煤器出口烟温；T3为3号省煤器出口烟温，首先假设T2温度为某一数值，然后再假设T1温度对于省煤器入口温度，通过逆向计算法求出新的T1温度，与假设的T1温度进行对比，经过多次迭代，求出最佳温度。在确定了1号省煤器入口温度T1之后，对于2、3号省煤器的入口温度T2、T3采用交叉迭代法求解。

4 实例计算与分析

4.1 机组参数

现有1 000 MW 机组锅炉采用超超临界参数变压直流炉、单炉膛、一次再热、平衡通风、前后墙对冲燃烧、紧身封闭布置、固体排渣、全钢构架、全悬吊结构Π 型锅炉。采用等离子点火节油技术。在锅炉BMCR工况下，过热蒸汽量、压力及温度分别为2 492 t/h、26.3 MPa 和605 ℃。

机组详细热力参数如表1所示。将表1所示的机组具体的热力参数代入烟气余热集成利用系统计算流程。

表1 1 000 MW机组详细参数

4.2 计算结果

本系统假设给煤量保持不变，从而减少了因为系统各个部分效率变化而造成的影响，从而得出新系统的耗煤量。可以使得计算结果相对而言更加准确，而且计算误差小。表2为1 000 MW机组余热利用模型的热力计算结果。

表2 1 000 MW机组热力计算结果

图3 节煤量Δb与T2关系图

图3为节煤量Δb与T2关系图，通过假设不同的T2温度，可以得出与之相对应的节煤量Δb之间的关系，最后求出最大节煤量所对应的2号省煤器的入口温度T2。

由图3可得：

1号省煤器出口烟温T1=322.04℃；

2号省煤器出口烟温T2=214.10℃；

3号省煤器出口烟温T3=105.08℃。

从而得出供电节煤量

Δb=bscp-bscp2=3.699 g/(kW·h)

计算表明，本工程应用该系统后，可降低机组供电标准煤耗3.699g/(kW·h)，年节约标准煤2.09 万t。

4.3 结果分析

锅炉排烟余热同时加热给水和空气，大幅度提高了余热利用效率。从上述经济性核算可以看出，将锅炉尾部高温烟气分出一部分来通过高温烟气省煤器和低温烟气省煤器依次加热汽轮机部分给水和凝结水，能够降低汽轮机的热耗和煤耗，同时降低了排烟温度，具有一定的经济效益。需要注意的是，空气预热器出口和烟气冷却器出口的烟温比较低，有可能低于烟气露点温度，在烟气中硫成分比较高的时候就容易形成低温腐蚀，需要采用有效措施以避免。

在考虑引风机的功耗增加，即在考虑厂用电的时候，节煤量可以达到3.699 g/(kW·h)。而且此系统只考虑了锅炉侧，说明此系统的节煤空间也是很大的。

5 结论

(1)该系统设置了一组前置式空气预热器、一组主空气预热器、一组高温省煤器、一组低温省煤器、一组1号省煤器。其中1号省煤器用于保持了锅炉进口温度保持不变，以减少锅炉的改造量；前置式空气预热器在确保进入脱硫系统的烟气温度满足要求时，还可以部分利用烟气余热。

(2)集成多级省煤器、前置式空气预热器的烟气余热利用系统中，采取假设迭代法和交叉迭代法确定3个省煤器的进出口温度，以选取最合适的进出口温度。利用能量平衡和质量守恒关系计算空气预热器和省煤器进出口烟温、介质温度。

(3)当并联系统分流比例大体为0.15，即2号省煤器出口烟温T2=214.10 ℃时，系统的节煤量最大，大约节煤3.699 g/(kW·h)，年节约标准煤2.09 万t 。此时，1号省煤器出口烟温T1=322.04 ℃，3号省煤器出口烟温T3=105.08 ℃。

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Research on Integrated Utilization Technology of Flue Gas Waste Heat for 1 000 MW Ultra-supercritical Unit

LUO Ning, HE Qing

(School of Energy Power and Mechanical Engineering, North China Electric Power University, Beijing 102206, China )

In order to make full use of the flue gas waste heat in power plant, taking a 1 000 MW ultra-supercritical unit as the object of study an integrated system composing of three economizers and two air pre-heaters of flue gas waste heat is designed.No.1 economizer is set to ensure the boiler import temperature unchanged so as to reduce the transforming workload of boiler; the front-loading air pre-heater are set to ensure that flue gas temperature entering the desulfurization system to meet the requirements, and part of the flue gas waste heat can be made full use of.The optimal temperatures of three import and export of economizers are taken by adopting iterative methods, and the new generation power is calculated as 1 014.13 MW by assuming that coal supply of new system remains the same with the original system; in other words, the largest section of coal is 3.699 g/(kW·h) under the rated conditions, which saves 20.9 thousand tons of standard coal every year.

ultra-supercritical power unit; utilization of flue gas waste heat; multi-stage economizer; front-loading air pre-heater; classification utilization of waste heat

10.3969/j.ISSN.1672-0792.2017.06.007

2017-03-11。

国家自然科学基金(51276059)。

TK115

A

1672-0792(2017)06-0042-06

罗宁 (1994-)，男，硕士研究生，研究方向为汽轮机故障诊断、压缩空气储能。