王 帅

(华电电力科学研究院， 杭州 310030)

为了更快地提升煤电高效清洁利用水平，国家发改委和国家能源局联合制定《煤电节能减排升级与改造计划(2014—2020)》，规定到2020年，现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310 g/(kW·h)，其中现役600 MW及以上机组(除空冷机组外)改造后平均供电煤耗低于300 g/(kW·h)[1]。《“十三五”控制温室气体排放工作方案》规定到2020年，大型发电集团供电CO2排放控制在550 g/(kW·h)以内。提高锅炉效率、降低机组的供电煤耗不仅能满足国家对电厂节能提效的要求，而且可以实现CO2的超低排放。

在火电厂中，锅炉效率是机组经济性运行的重要指标，而排烟热损失占锅炉总的热损失的一半以上[2-3]。研究表明，排烟温度每下降30 K，锅炉效率上升1%，机组标煤耗下降3 g/(kW·h)，因此有效地对烟气余热进行回收是提高锅炉效率、降低机组的供电煤耗的关键[4-6]。很多学者对烟气余热回收技术进行了相应的研究，致力于得到一种高效稳定的锅炉烟气余热回收利用方法。黄新元等[7]利用低温省煤器技术，通过烟气余热加热低压加热器(简称低加)回热系统的凝结水，排挤了下一级低加的汽轮机抽汽，提高了汽轮机的做功功率，从而降低了机组的发电煤耗；崔占忠等[8]采用低低温烟气处理技术进行余热回收，效果明显；常海青等[9]提出了一种锅炉烟气余热的深度回收利用及减排系统，已在某机组成功应用，节能效果显著；宋景慧等[10]提出了一种新型电站锅炉余热利用综合优化系统，该系统中烟气-空气换热系统分高温段和低温段两级布置，中间布置一级低温省煤器，改善了机组余热利用的节能效果。

笔者针对某300 MW煤粉锅炉的排烟温度和排烟热损失较额定负荷(BRL)下的设计值偏高，提出了2种烟气余热回收的改造方案，以提高锅炉效率，降低发电煤耗，满足该电厂节能提效的要求，并且对这2种改造方案的经济性和设备的稳定性进行了对比和分析，得到了一种最优的改造方案，可为煤粉锅炉的烟气余热回收提供参考和辅助指导。

1 锅炉概况

该锅炉为亚临界、自然循环、单炉膛、平衡通风、固态排渣、燃煤汽包锅炉，型号为SG1025/17.53-M842，采用四角切圆燃烧、直流宽调节比摆动式燃烧器、仓储制钢球磨制粉系统、容克式三分仓回转式空气预热器。再热蒸汽温度通过分隔烟道挡板调节，过热蒸汽温度通过一、二级喷水控制。锅炉主要设计参数见表1(MCR为最大负荷)；设计煤种为50%登封贫煤和50%黄陵烟煤的混煤，其特性见表2。

表1 锅炉主要设计参数

表2 锅炉设计燃料特性

表2(续)

2 运行状况

图1为该锅炉的实测排烟温度、按进风温度修正后排烟温度和排烟热损失随锅炉负荷变化的曲线。

图1 改造前机组的排烟温度和热损失随负荷的变化

从图1可以看出：在270 MW、300 MW、315 MW负荷下，该锅炉修正后排烟温度分别为134.37 ℃、136.30 ℃、139.79 ℃， 而在BRL工况下设计排烟温度为128.90 ℃，因此不同工况下修正后排烟温度均比设计值高6～11 K；在270 MW、300 MW、315 MW负荷工况下，该锅炉修正后排烟热损失分别为6.10 %、5.94 %、5.64 %，经计算，该锅炉在270 MW、300 MW、315 MW负荷下按进风温度修正后锅炉热效率分别为90.52%、90.68%、90.36%，而在BRL工况下该锅炉的设计热效率为92.93%，因此该锅炉实际运行效率偏低，存在一定的节能潜力。主要原因是较高的排烟温度导致较大的排烟热损失，而排烟热损失作为锅炉热损失中最重要的组成部分，对锅炉热效率起着至关重要的作用，锅炉的排烟热损失越高，锅炉的热效率越低。

3 改造方案

降低锅炉的排烟温度和排烟热损失、回收烟气余热是电厂节能提效的一项重要措施。锅炉排烟余热属于低温余热，可作为回热热量引入蒸汽回热系统，用于加热汽轮机凝结水，称为机侧余热利用(低温省煤器)；或通过加热空气预热器进口冷空气以引入锅炉，称为炉侧余热利用(前置式空气预热器)[11-12]。

笔者结合现场实际情况，针对该锅炉排烟温度偏高和锅炉热效率偏低的问题，提出了2种改造方案。

3.1 方案1

考虑到该机组的除尘器为电袋复合式除尘器，在烟气温度过低时，飞灰会粘贴在布袋上，增加烟风系统阻力，影响机组的安全运行，故将低温省煤器拟布置在锅炉尾部引风机后、脱硫塔前的烟道。由试验数据和运行数据可知：在夏季工况下，环境温度较高，排烟温度在130～140 ℃；而在冬季工况下，环境温度较低，排烟温度在120～130 ℃，利用低温省煤器可以将烟气温度降低到85～90 ℃，达到脱硫反应的最佳温度，节约脱硫降温喷水量。

图2为方案1的低温省煤器(布置在引风机前)系统图。

图2 低温省煤器系统图

在热耗保证(THA)工况下，8号低加进口和出口的冷凝水温度分别为33.8 ℃、84.1 ℃，混合后低温省煤器进口的冷却介质的温度为75 ℃。低温省煤器换热管道在烟道内呈蛇形管布置，冷却介质与烟气逆向换热后，低温省煤器出口冷却介质的温度为115 ℃、质量流量为250～300 t/h。低温省煤器的进口烟气温度为130 ℃，出口烟气温度为90 ℃。凝结水在低温省煤器中吸收锅炉排烟余热，降低排烟温度，凝结水温度升高后再返回低加系统，可代替部分低加的作用，排挤部分汽轮机的回热抽汽，这部分排挤抽汽将从抽汽口返回汽轮机继续做功，从而提高机组的经济性。

低温省煤器的换热元件采用镍基渗层零隙阻螺旋翅片管。根据经验公式[13]计算，可以得到该锅炉烟气的酸露点为101 ℃，而冷却介质的温度为75～115 ℃，为防止换热元件的低温腐蚀，低温省煤器分成两段布置，其中换热壁温低于烟气酸露点的管段材质采用ND钢，高于烟气酸露点的管段材质采用20钢[14]，翅片材质为08Al，管子的直径为32 mm、厚度为3 mm。由于低温省煤器安装在除尘器后，烟气中的飞灰含量很少，管子磨损和堵灰现象不严重。

3.2 方案2

图3为方案2的低温省煤器(布置引风机前)与暖风器组合的烟气余热利用系统图。该暖风器是采用水作为换热介质的闭式循环系统，吸收烟气余热来加热冷一、二次风，提高了空气预热器进口空气的温度，避免了空气预热器的低温腐蚀，且提高了锅炉热效率。低温省煤器布置在除尘器前，烟气温度较高，回收的烟气余热品位较高，排挤的抽汽品质得到了提升，总体经济效益优于方案1。

图3 低温省煤器与暖风器组合的余热利用系统

夏季投运暖风器后，空气预热器的进口风温由25 ℃提高至65 ℃，同时空气预热器的出口烟温提高至170 ℃左右，烟气通过低温省煤器换热后温度降低为130 ℃，低温省煤器在此烟温下避免了低温腐蚀，可以正常运行。低温省煤器的冷凝介质由6号低加的进口引入(温度为105.7 ℃)，换热完成后(温度为146.0 ℃)进入5号低加出口，可以排挤除氧器、5号低加、6号低加的抽汽。冬季投运暖风器后，空气预热器的进口风温由-5 ℃提高至35 ℃，空气预热器出口烟温降至150℃左右，通过调节低温省煤器冷凝介质的流量，将低温省煤器出口的烟气温度下降至130 ℃。低温省煤器的冷凝介质由6号低加的进口引入(温度为105.7 ℃)，换热完成后(温度为146.0 ℃)进入5号低加出口，可以排挤5号低加、6号低加的抽汽。

降温后的烟气经除尘器、引风机后，与暖风器系统进行换热，温度继续下降至90 ℃。夏季、冬季暖风器的进口烟温均在130 ℃左右，夏季、冬季分别可将空气预热器进风温度提高至65 ℃左右、35 ℃左右。

4 效益分析

利用等效焓降理论[15-16]分别对这2种改造方案进行热经济性分析，假设低温省煤器回收的排烟余热作为纯热量输入系统，锅炉产生1 kg蒸汽的能耗不变，则热系统排挤抽汽所增加的功率，都会使汽轮机的效率提高。相应进入汽轮机的1 kg蒸汽，其全部做功称蒸汽等效焓降H，所有减少抽汽所增加的功称等效焓降增量ΔH，以及热耗率降低值δq和发电标煤耗节省量δbs的计算公式为：

(1)

ΔH=β((hd2-h4)×η5+∑(τj×ηj))

(2)

(3)

(4)

式中：d为机组汽耗率，kg/(kW·h)；η为汽轮机效率与发电机效率的乘积；β为低压省煤器流量系数；hd2为低压省煤器出口水比焓，kJ/kg；h4为除氧器进水比焓，kJ/kg；τj为所绕过的各低加工质焓升(下标j为各低加)，kJ/kg；ηj为所绕过的各低加抽汽效率；q为机组热耗率，kJ/(kW·h)；ηp、ηb分别为管道效率、锅炉效率。

通过计算可知，方案1和方案2分别可以降低发电煤耗1.8 g/(kW·h)和3.5 g/(kW·h)。表3给出了2种方案的效益对比。

表3 2种方案的效益对比

通过这2种改造方案的效益对比可以看出：方案2的发电标煤耗节省量和年收益大约是方案1的2倍，而回收期相差不大，就经济性而言，方案2较优。

5 结语

(1) 相比方案1，方案2中通过低温省煤器和空气预热器的烟气温度较高，很好地抑制了低温腐蚀，且回收的烟气余热品位较高，所能排挤的抽汽品质得到了提升。

(2) 方案1和方案2分别可以降低发电煤耗1.8 g/(kW·h)和3.5 g/(kW·h)，年收益分别为187.2 万元和364 万元，方案2较优。