邹道安 ，光 旭

(1.中国能建工程研究院燃煤电厂环保技术应用研究所，浙江 杭州 310012；2.中国能源建设集团浙江省电力设计院有限公司，浙江 杭州 310012)

0 引言

在我国现役火电机组中，排烟热损失是电站锅炉各项热损失中占比最大的一项，一般为5%～8%。影响排烟热损失的最主要因素是锅炉排烟温度，而目前我国火电机组锅炉排烟温度普遍偏高，一般维持在110 ～150 ℃[1]。国内很多电厂采用低温省煤器方案来降低排烟温度，提高电厂经济性[2]。主要烟气余热利用技术如下：

1)水媒式烟气换热器(media gas gas heate，MGGH)。利用锅炉空预器出口高温烟气加热热媒水，再利用加热后的热媒水加热脱硫后的净烟气的系统，包括MGGH 烟气冷却器和MGGH 烟气再热器。根据MGGH 布置位置的不同起到不同的作用：冷却器布置在除尘器前、再热器布置在脱硫塔后，或者冷却器布置在引风机后、再热器分别布置在脱硫塔后[3]。

2)低温省煤器。类似于布置在除尘器前的MGGH 烟气冷却器，不同之处在于换热介质为低温加热器系统的凝结水，将烟气热量传递给回热系统，提高凝结水温度，减少相应的低温加热器抽汽量，提高机组的热效率[4]。经低温省煤器后，烟气也可以达到低低温电除尘器所需的烟温条件，有利于除尘。低温省煤器回收的热量分成两路：一路用于加热凝结水系统；另一路采用暖风器用于加热冷风系统[5]。

3)热泵技术。吸收式热泵是一种利用低品位热源，实现将热量从低温热源向高温热源泵送的循环系统。是回收利用低品位热能的有效装置，具有节约能源、保护环境的双重作用。其中第一类吸收式热泵，也称增热型热泵，是利用少量的高温热源(如蒸汽、高温热水、可燃性气体燃烧热等)为驱动热源，产生大量的中温有用热能。即利用高温热能驱动，把低温热源的热能提高到中温，从而提高了热能的利用效率[6]。

对电厂低品位余热的深度挖掘，包括烟气余热、循环水热量利用技术的研发设计，是大型燃煤发电机组进一步节能提效的有效途径。

1 工程概况

本文以浙江省内某4×600 MW 火力发电机组进行余热深度利用技术分析。4 台机组分别于2006 ～2007 年陆续投产，运行至今。2015 年该电厂进行了增效扩容改造项目，在600 MW机组基础上通过汽轮机通流改造使其容量达到660 MW，以提高机组运行效率，降低机组供电煤耗率。同时，2015 年该电厂也进行了超清洁排放改造，采用低低温电除尘和湿式电除尘技术，实现了污染物的超清洁排放。

2 电厂余热利用系统现状

电厂采用MGGH ＋低低温电除尘+两电场湿式电除尘器实现烟尘的超清洁排放。MGGH烟气冷却器共4 组，布置在低低温电除尘器入口的烟道上，在100%锅炉最大连续蒸发量(boiler maximum continuous rating，BMCR)运行工况下，将烟气温度从127.6 ℃降到88 ℃；热媒水从烟气冷却器的低温段流入，高温段流出，此时热媒水温度从70 ℃上升至98.8 ℃。MGGH 烟气再热器共2 组，布置在湿式电除尘器后的烟道上，热媒水从烟气加热器的高温段流入，低温段流出，热媒温度从98.8 ℃降至70 ℃，烟气温度从47.5 ℃升至80 ℃，此时不需要投加辅汽。

机组低负荷运行时，由于烟气冷却器进口温度较低，热媒水吸收热量不能保证将烟囱出口温度抬升至80 ℃以上，此时需要通过辅助蒸汽来加热热媒水。热媒水在烟气冷却器与烟气再热器之间的动力由热媒水循环泵提供。

在合理选用烟气冷却器和烟气再热器材质的同时，电厂还在湿式电除尘器的出口设置水平烟道除雾器，将烟气中雾滴含量由75 mg/Nm3降低至40 mg/Nm3，减轻烟气对烟气加热器低温段换热管的腐蚀，进一步提高烟气加热器的防腐蚀性能。

3 余热利用系统提效改造技术分析

基于电厂现有尾部烟气净化技术以及余热回收系统，综合分析如下：

1) 电厂已采用MGGH 烟气冷却器和MGGH 烟气再热器，一方面实现了低低温电除尘，控制了电除尘器出口粉尘浓度；另一方面回收了烟气的余热来加热进烟囱前的湿烟气，解决了烟囱的腐蚀问题。

2)电厂已在脱硫塔出口增设烟道除雾器，有效控制吸收塔出口烟气中的液滴含量，并且增设了湿式电除尘装置，完全实现了超低排放。

根据上述分析，本文提出利用循环水作为低温热源，采用热泵技术，对机组现有余热利用系统进行深度优化。

3.1 电厂循环水系统

该电厂循环水系统采用二次循环，每台机组均配有一座9 000 m2双曲线自然通风冷却塔，设计冷却水量为76 150 m3/h，包括凝汽器冷却水量72 000 m3/h 和开式水循环水量4 150 m3/h，冷却塔进出水温差9.38 ℃。冷却塔总高度150 m，进风口标高10.33 m，塔底直径118.85 m。

按照水的比热容4.187 kJ/(kg·℃)，可以计算出冷却塔的近似换热功率为830.76 MW。如按发电负荷660 MW 计算，不考虑散热等损失下的发电净效率为44%，符合超临界机组的普遍净效率。

该电厂的循环水系统采用了两机四泵的配置方式。循环水泵的运行方式根据季节、循环水进水温度及凝汽器真空进行及时调整，同时循环水泵有高、低速两种运行模式。

根据2014 全年的冷却塔循环水进出口温度报表，统计得到每个月的平均水温见表1 所列；另据统计，2014 年度只有10%左右的时间冷却塔的循环水进口温度能达到40 ℃以上。

表1 电厂冷却塔进出口平均水温 ℃

3.2 循环水热量回收与烟气余热利用组合技术路线

首先，利用吸收式热泵可回收循环水热量。从凝汽器出口的循环水管中引旁路至热泵的低温热源进口，用热泵来替代原冷却塔降低循环水温度，而后再作为冷却介质进入凝汽器再次被加热，形成新的循环，如图1 所示。

图1 采用热泵回收循环水热量示意图

其次，结合电厂的实际运行情况，通过吸收式热泵得到的中温热可用于以下两个方面：

1)中温热用于提高锅炉进风温度

从技术角度分析，利用吸收式热泵回收循环水废热以提高锅炉进风温度难度不大。锅炉进风温度与环境温度接近，只要设置1 台吸收式热泵和相应的空气—水换热器即可实现。虽然随着进风温度的提高，锅炉排烟温度也将升高，但锅炉效率得到了提高，已在其他工程的暖风器设计得到验证。但由于中温热的温度上限是95 ℃，经暖风器对于送风温度的提高有限。

2)中温热用于降低超低排放系统能耗

此为吸收式热泵与烟气余热利用的组合式技术，吸收式热泵在超低排放系统的应用方式为断开现有超低系统烟气冷却器和烟气再热器之间的热媒水管道，将烟气冷却器和烟气再热器独立开。一方面烟气冷却器作为低温省煤器使用并回收热量至凝结水系统，以替代部分低温加热器耗汽，根据其他660 MW 机组的工程设计经验，对于660 MW 级机组可降低煤耗约1.5 g/kWh 左右；另一方面采用吸收式热泵回收循环水废热后对烟气再热器中的热媒水进行加热，并用少量蒸汽(4级抽汽)作为驱动热源，可在不改动机组超低排放系统设置的情况下降低机组的运行能耗。

由于吸收式热泵内各工质的温度差有一定限制，即被加热的中温热源进口温度与低温热源进口温度的差值需小于35 ℃；系统运行时烟气再热器出口热媒水温度为75 ℃左右，与循环水的温差大于35 ℃(见表1 所列，循环水入口温度低于40 ℃)，因此热泵不能正常运行。这一特点对直接使用热泵进行烟气再热造成了较大困难，因此，本文进一步提出了下述两种技术方案。

3.3 方案一循环水与烟气余热综合回收技术

方案一是通过将烟气再热器出口热媒水的热量再利用，来降低进入热泵的热媒水温度，从而保证热泵的正常运行，可以通过提高锅炉进风温度的方式实现。具体流程为：将电厂现有烟气冷却器和烟气再热器解列，烟气冷却器的热量用于加热回热系统的凝结水，凝结水从7 号低温加热器前抽出，经烟气冷却器换热后返回6 号低温加热器前；从烟气再热器流出的72 ℃热媒水先经一级换热器降温、将热量用于加热锅炉送风，温度降低后的热媒水进入热泵加热后再以92 ℃的温度送回烟气再热器；热泵的驱动热源可利用4 级抽汽，热泵低位热源为抽取的30 ℃的凝汽器出口循环水，经热泵后以25 ℃返回凝汽器入口循环水管道。工艺流程图如图2 所示。

图2 循环水与烟气余热综合回收技术方案一工艺流程图

根据电厂4 号机组实际运行的参数计算，100%热耗率验收(turbine heat acceptance，THA)工况下热泵的总制热功率为32 MW，从循环水中获得13.2 MW 的废热，驱动蒸汽热量为20 MW，热泵制热能效比(coefficient of performance，COP)为1.6。

方案一中热泵产生的热量除了可以满足烟气加热器需要的热量外，还有12 MW 的热量可以用来加热冷一次风和冷二次风，使得一次风和二次风的风温提高约20 ℃，相应的锅炉排烟温度也提高约14 ℃。目前除尘器前的烟气冷却器布置空间非常紧凑，已经没有改造空间，在不改变现有烟气冷却器换热面积的前提下，电除尘器前入口的烟温也提高约14 ℃。而现有低低温电除尘设计入口烟气温度约90 ℃，因此加热冷风后电除尘器入口烟温将提高到约104 ℃，在酸露点以上，低温电除尘出口烟尘排放浓度要比低低温电除尘高一些。考虑到电除尘器后有湿法脱硫和湿式电除尘流程，经评估，最终的烟尘浓度可以控制在5 mg/Nm3以下。因此方案一不影响环保指标。

3.4 方案二循环水与烟气余热综合回收技术

方案二采用复叠式热泵，分步减少热源温差，实现热泵在超低排放的直接应用。采用复叠式热泵技术能有效的克服热泵35 ℃的温差限制，其技术原理是先采用一台双效吸收式热泵(COP=2.4)在驱动蒸汽作用下回收循环水余热制取55℃的热水，获得的热水作为第二台单效热泵(COP=1.8)的余热源，以实现将75 ℃的热媒水加热至90 ℃的目的。工艺流程如图3 所示。

3.5 方案对比

两种循环水与烟气余热综合回收技术方案对比见表2 所列。

表2 两种技术方案对比分析

从计算结果来看，由于两个方案都将烟气冷却器作为低温省煤器使用，均可降低5 ～8 级低温加热器抽汽耗量约41 t/h。在驱动蒸汽消耗方面，方案一需消耗蒸汽(4 级抽汽) 25.3 t/h，而方案二需要消耗蒸汽19.9 t/h (4 级抽汽)。从总体上看，两种方案可分别降低蒸汽消耗17 t/h和20.9 t/h。

在热泵总制热量(即热泵容量)方面，方案一所需的热泵容量为32 MW，大于方案二的28.9 MW。同时方案二包含2 台热泵，系统布置相对复杂。方案一的热泵COP可达到1.6以上，而组合方案二总COP 只有1.35 左右。

在回收循环水废热方面，方案一能回收的循环水废热量为13.2 MW，方案二只有5.2 MW。

此外，方案一中有12 MW 的热量可用于提高锅炉进风温度，进一步降低机组煤耗。

根据以上分析，推荐采用方案一的循环水与烟气余热综合利用技术。

3.6 方案一的节能效果

方案一将现有烟气冷却器和烟气再热器解列后，带来的节能收益主要包括烟气冷却器加热凝结水带来的煤耗降低、热泵系统回收的多余热量加热送风带来的锅炉效率提高，需要投入的是驱动蒸汽的损失；同时，采用方案一后，原有烟气冷却器实现的低低温电除尘功能和烟气再热器实现的消除白烟、烟囱防腐功能都得到了保留。因此，采用方案一既能保持现有的环保效果，又能提高机组能效水平。

经估算，烟气冷却器加热凝结水节约发电标煤耗约1.54 g/kWh，热泵系统多余热量加热锅炉送风节约发电标煤耗约0.5 g/kWh，热泵系统驱动热源增加的发电标煤耗约1.49 g/kWh，整体而言机组的发电标煤耗降低约0.55 g/kWh。

相比现有的MGGH 余热利用方案，方案一的技术经济性分析见表3 所列，可以看出，静态投资回收期5 a，具有一定的经济效益。

表3 方案一技术经济性数据

4 结论

本文介绍了MGGH、低温省煤器、热泵等烟气余热利用技术，并结合循环水余热、烟气余热等进行了余热深度梯级利用的多种技术分析，提出了适合本工程实际情况的组合技术路线，主要结论如下：

1)结合本工程实际，分析了两种循环水热量回收与烟气余热利用组合技术方案，即烟气冷却器加热凝结水+利用循环水余热的热泵加热烟气再热器+热泵多余热量加热送风的方案一，和烟气冷却器加热凝结水+利用循环水余热的两级热泵加热烟气再热器的方案二。方案一的循环水余热回收量大，是方案二的2 倍以上，且可加热凝结水、提高锅炉进风温度，综合能源利用率较高。因此本工程推荐组合技术方案一。

2)采用方案一后，烟气冷却器加热凝结水节约标煤约1.54 g/kWh，热泵系统多余热量加热锅炉送风节约标煤耗0.5 g/kWh，热泵系统驱动热源增加的标煤约1.49 g/kWh，整体而言机组的发电标煤降低约0.55 g/kWh。