燃煤电站两种烟气余热利用方式的对比分析

董 伟，许继东，刘双白，司派友

(华北电力科学研究院有限责任公司，北京 100045)

目前，火电在我国电力结构中的主体地位仍未改变，截至2019年底，我国火电装机容量约占电力总装机容量的59.2%，火力发电量占全国总发电量的69.6%。因此，提高燃煤电站的综合能源效率对电力行业的发展至关重要[1]。在燃煤电站中，锅炉排烟热损失占锅炉各类热损失的一半以上，其对电站效率影响较大[2-3]。因此，如何有效地回收利用这些排烟余热已成为国内外专家学者研究的重点。目前，国内外应用最广泛的烟气余热利用形式是在锅炉尾部烟道加装低温省煤器，利用烟气余热加热凝结水，从而节省回热系统抽汽量，增加机组出功。林万超[4]最早提出等效焓降法，并将该方法应用于耦合低温省煤器的烟气余热利用系统。黄新元等[5]以某200 MW火电机组为例，利用等效焓降法对该机组增设低温省煤器后的热力性能进行了计算分析。徐钢等[6]在常规低温省煤器的基础上，提出一种新型的烟气余热利用系统，并对其热力性能和经济性能进行了分析。

现阶段，常规低温省煤器的应用已较为成熟，国内外学者普遍将研究重点放在传统烟气余热利用系统的优化上。近年来，随着煤炭消耗量的增大，国内烟煤、无烟煤等优质煤的供应逐渐出现不足，越来越多的电厂开始掺烧水分含量较高的褐煤和次烟煤等低阶煤，对于直接燃用含中高水分原煤的锅炉而言，炉膛内较高的水分将使锅炉排烟量增大，排烟温度提高，最终导致锅炉排烟热损失增加，锅炉效率降低[7-8]。因此，利用锅炉排烟预干燥原煤也可作为一种新型的余热利用措施引入电厂。目前，国内外对褐煤干燥的研究较多，德国、美国、澳大利亚和我国均有多种较为成熟完善的褐煤电厂干燥设备投入运行，其在保证褐煤电厂安全稳定运行的同时，对于电厂节能也有明显的积极效果[7-9]。对于次烟煤等中高水分原煤的干燥过程，仍可沿用褐煤干燥的理论，只需在干燥工艺、装置尺寸、停留时间等方面进行一些必要的改进。当前，原煤预干燥技术主要有蒸汽干燥和烟气干燥2类。原煤干燥系统热力性能分析方法主要有热平衡法、等效焓降法和软件仿真法等。Xu等[10]在借鉴褐煤干燥技术的基础上，对原煤低温干燥可行性进行了试验验证，在此基础上提出一种利用锅炉排烟对中高水分原煤进行干燥的系统，并利用EBSILON软件对其节能效果进行了仿真分析。Jangam等[11]介绍了褐煤干燥中常用的烟气滚筒干燥机、蒸汽回转式干燥机及蒸汽流化床干燥机，并对比分析了各种干燥设备的优缺点。李永毅等[12]提出一种带原煤预干燥的电站高效烟气余热利用系统，该系统利用回热系统抽汽对原煤进行干燥，同时将其与烟气余热利用系统进行耦合，并利用热平衡法和等效焓降法对机组热力性能进行了计算分析。

众所周知，由于低温余热引入系统的位置不同，不同余热利用系统对机组节能效果的影响差异很大，因此从系统能量分布及能量匹配的角度对不同余热利用系统进行评价就显得尤为重要。然而，目前对余热利用的研究多集中在常规余热利用系统的优化和低阶煤干燥系统热力性能的模拟分析等方面，对于利用烟气余热加热凝结水和干燥低阶煤2种方式的节能效果和节能机理的对比，尚缺乏系统性研究。

笔者对燃煤电站的2种烟气余热利用方式进行了对比分析，并以某600 MW燃煤机组为例，对不同余热利用方式下机组的热力性能和经济效益进行了计算分析，并从系统能量分布及能量匹配的角度探究原煤干燥系统进一步节能的机理。

1 两种烟气余热利用方式介绍

1.1 案例机组介绍

通过热力学模型计算来研究传统余热利用系统与原煤烟气预干燥系统，参比机组为某典型600 MW超临界凝汽式机组，设计工况下主蒸汽压力为24.2 MPa，主蒸汽温度为566.0 ℃，再热蒸汽压力为3.23 MPa，再热蒸汽温度为566.0 ℃。锅炉燃用设计煤种(收到基水分质量分数为22.60%)时，锅炉实际燃煤量为69.2 kg/s，排烟温度为130 ℃。机组热力性能参数和回热系统参数分别见表1和表2。

表1 参比机组热力性能参数Tab.1 Thermal performance parameters of the reference unit

表2 参比机组回热系统参数Tab.2 Heat recovery system parameters of the reference unit

1.2 常规低温省煤器系统

目前，电站运用最广泛的余热利用方案是在锅炉尾部烟道空气预热器后增设低温省煤器，利用锅炉排烟的余热加热部分凝结水，从而可节省回热系统抽汽量，增加机组出功。常规低温省煤器余热利用系统的具体布置如图1所示。

图1 常规低温省煤器系统图Fig.1 Diagram of waste heat utilization system with the using of conventional low-temperature economizer

对于案例机组，其空气预热器出口烟气温度为130.0 ℃，而7号回热加热器出口、进口的凝结水温度分别为81.8 ℃和58.5 ℃。因此，可考虑将低温省煤器与7号回热加热器并联，以节省部分七段抽汽，具体工作流程为：空气预热器出口的烟气进入低温省煤器，加热由8号回热加热器出口流入的凝结水，烟气温度由130 ℃降低至95 ℃，凝结水温度由58.5 ℃升高至81.8 ℃；被加热后的凝结水汇入7号回热加热器的出口，而放热后的烟气依次进入除尘器、引风机和脱硫装置，最后经由烟囱排向大气。

1.3 原煤烟气预干燥系统

由于常规低温省煤器系统受到锅炉尾部受热面换热温差和换热器面积等工程实际的限制，仅有很少一部分烟气热量能通过低温省煤器从系统用能源头返回到热力系统中。因此，原煤烟气预干燥系统考虑利用空气预热器出口的低温烟气对入炉煤进行加热干燥，使煤中的部分水分在进入炉膛燃烧前提前蒸发，节省宝贵的高品位燃煤化学能，减少煤在炉膛中燃烧过程中的损。原煤烟气预干燥系统的布置如图2所示，其工作流程为：锅炉空气预热器后的烟气经除尘器后进入原煤干燥机(选用滚筒干燥机)，在其中干燥原煤，放热后的烟气与原煤中干燥出的蒸汽经引风机后送入脱硫装置进一步处理；原煤先经过碎煤机破碎，后在滚筒干燥机中与烟气直接接触被加热干燥，随后进入磨煤机中，研磨成粉后送入炉膛燃烧。

图2 原煤烟气预干燥系统的布置示意图Fig.2 Diagram of raw coal flue gas pre-drying system

2 理论计算模型

2.1 基本假定

在对2种余热利用方式热力性能计算过程中主要进行以下假设：(1)常规低温省煤器系统和原煤烟气预干燥系统均以锅炉原煤消耗率不变为基准；(2)综合考虑机组的经济性和尾部烟气材料的耐腐蚀性能，2种余热利用方式中统一将烟气温度降至95 ℃;(3)暂不考虑增设余热利用设备对机组辅机电耗的影响，假定2种余热利用方式下机组厂用电率均为5.5%不变。

2.2 常规低温省煤器系统

2.2.1 传热面积计算

在锅炉尾部烟道布置的低温省煤器中，烟气与凝结水主要以对流换热为主，其辐射换热可忽略不计，因此可以得到低温省煤器总的传热系数KLTE[13]：

(1)

式中：a1为烟气传热系数，W/(m2·K)；a2为凝结水传热系数，W/(m2·K)。

对于低温省煤器，现场一般选用翅片管式换热器，烟气的传热系数[13-14]为：

(2)

式中：λf为烟气的导热系数，W/(m·K)；d″为管束的当量直径，m；Ref为烟气的雷诺数；Prf为烟气的普朗特数；s为翅片节距，m；tf为翅片厚度，m。

凝结水的传热系数[13-14]为：

(3)

式中：λw为凝结水的导热系数，W/(m·K)；d′为管内径，m；Rew为凝结水的雷诺数；Prw为凝结水的普朗特数。

当烟气在低温省煤器中的放热量Q确定时，新系统中低温省煤器的换热面积A将确定,其计算公式[13]如下：

(4)

式中：Δt为换热器的平均对数换热温差，K。

2.2.2 机组出功增加计算

集成低温省煤器系统后机组的出功增加可采用等效焓降法计算，等效焓降是回热系统1 kg抽汽若从该级返回到汽轮机后其实际的做功能力，能反映各级抽汽的能量品位高低。对于再热机组，再热器前冷段抽汽的等效焓降Hj,c见式(5)，再热器后热段抽汽的等效焓降Hj,r见式(6)[15]：

(5)

(6)

式中：hj为第j级回热加热器抽汽焓，kJ/kg；hc为汽轮机排汽焓，kJ/kg；qr为1 kg抽汽在r级回热加热器中的放热量，kJ/kg；Δhrh为1 kg蒸汽在锅炉再热器中吸收的热量，kJ/kg；Hr为第r段抽汽的等效焓降，kJ/kg；Ar的取值根据回热加热器是汇集式还是自流式选取。

通过式(5)和式(6)能够计算得到回热系统各段抽汽的等效焓降Hj，而该段的抽汽效率ηj可由等效焓降Hj与加入热量qj的比值求得：

(7)

在低温省煤器中，凝结水吸收的烟气余热量对回热系统而言为纯输入热量，若该热量加入到第j级回热加热器上，则机组新蒸汽的等效焓降增加值ΔH为：

(8)

式中：Qe为低温省煤器回收的烟气热量，kJ/kg；qm,s为主蒸汽质量流量，kg/s。

因此，机组在增设低温省煤器后，新蒸汽的等效焓降就变为H+ΔH，故电站系统效率的提高值为：

(9)

式中：H为未增设低温省煤器时新蒸汽的等效焓。

显然，若机组输入原煤量不变，则其出功增加值ΔWLTE为：

ΔWLTE=ΔηiW

(10)

式中：W为未增设低温省煤器时机组功率。

2.3 原煤烟气预干燥系统

2.3.1 干燥设备热平衡

原煤烟气预干燥系统干燥设备选用滚筒干燥机，在干燥机中烟气的放热量Qg为其进、出口的焓差，即

Qg=qm,g·(hg,in-hg,out)

(11)

式中：qm,g为滚筒干燥机进口的烟气质量流量，kg/s；hg,in、hg,out分别为滚筒干燥机进、出口的烟气焓，kJ/kg。

而烟气焓hg为理论烟气焓hg,0、过量空气焓(α-1)ha,0之和，即

hg=hg,0+(α-1)ha,0

(12)

式中：α为过量空气系数。

理论烟气焓hg,0和理论空气焓ha,0的计算公式分别见式(13)和式(14)[13]。

hg,0=VRO2hRO2,θ+VN2hN2,θ+VH2OhH2O,θ

(13)

ha,0=V0ha,θ

(14)

式中：V0为理论空气量，m3；VRO2、VN2和VH2O分别为烟气中三原子气体、N2和H2O的理论体积，m3；hRO2,θ、hN2,θ和hH2O,θ分别为烟气中三原子气体、N2和H2O在温度为θ时的焓，kJ/m3;ha,θ为空气在温度为θ时的焓，kJ/m3。

原煤在滚筒干燥机中吸收的热量分为两部分：一部分用于将原煤中的部分水分蒸发；另一部分用于加热干燥机中煤的其他成分。因此，原煤吸热量Qc为:

(15)

式中：qm,c、qm,w分别为锅炉的输入煤质量流量和原煤干燥出的水质量流量，kg/s；tco、tci、tgo分别为干燥机出口原煤的温度、干燥机入口原煤的温度和干燥出的水蒸气温度，℃；cst、cc分别为水蒸气和干燥后煤的平均比热容，kJ/(kg·K)；r为水的汽化潜热，kJ/kg。

干燥后煤的平均比热容可由式(16)求得：

(16)

式中：w(Mar)为干燥设备出口煤的含水质量分数，%；cw和ccd分别为煤中水分和其他成分的平均比热容，kJ/(kg·K)。

设滚筒干燥机的热效率为ηg，则其热平衡式为:

qm,c·(hg,in-hg,out)ηg=qm,w[r+cst(tgo-tci)]+

cc(qm,c-qm,w)(tco-tci)

(17)

当滚筒干燥机的进、出口烟气温度确定(即锅炉排烟中可利用的余热量确定)时，由上述热平衡式即可确定w(Mar)。

2.3.2 系统模拟

滚筒干燥机的热平衡计算方法已在2.3.1节中给出，原煤干燥前后机组的热力学性能可通过EBSILON软件模拟分析。EBSILON是德国STEAG公司开发的专门用于电站仿真模拟和热力计算的软件，能够准确详尽地计算电站热力系统各项性能参数[16-17]。为保证模拟结果的准确性，系统主要设备的模型选用见表3。

表3 系统主要设备模型Tab.3 Main equipment model of system

3 热力性能对比分析

根据上述基本假设和理论计算模型，对案例机组及增设2种烟气余热利用装置的机组进行热力计算。表4给出了低温省煤器的热力计算结果。表5和表6分别给出了原煤烟气预干燥系统中滚筒干燥机热平衡计算结果和干燥前后煤的元素分析。表7给出了各系统热力性能的对比。

表4 低温省煤器热力计算结果Tab.4 Thermal calculation results of low temperature economizer

表5 滚筒干燥机热平衡计算结果Tab.5 Heat balance calculation results of drum dryer

表6 原煤烟气预干燥系统干燥前后煤的元素分析Tab.6 Ultimate analysis of the used coal before and after drying in coal pre-drying system

由表4可知，对于常规低温省煤器余热利用系统，当锅炉排烟温度由130.0 ℃降低至95.0 ℃时，可放出22.8 MW的热量。这部分热量用于加热7号回热加热器进口的凝结水，可使流入7号回热加热器的水质量流量减少234.0 kg/s，从而使七段抽汽量减少9.9 kg/s。低温省煤器中烟气与凝结水逆向间接换热，其换热对数温差为42.1 K，总传热系数为173.3 W/(m2·K)，在总换热量为22.8 MW的情况下，所需换热面积为3 133 m2。

由表5和表6可知：(1)在集成原煤烟气预干燥系统的机组中，由于已设定干燥前后入炉煤量不变，故原煤燃烧所需的总风量也不变，但由于干燥系统的引入，使炉膛燃烧产生的烟气量减少，因此，在保证空气预热器出口热风温度为329.5 ℃不变的情况下，空气预热器出口烟温将由130.0 ℃降低至125.8 ℃；(2)当原煤干燥设备出口烟温为95.0 ℃时，烟气在干燥机中放出的热量为19.9 MW，利用这些热量可将入炉煤的水分质量分数由22.60%降低至16.44%，同时出口原煤的温度也由25.0 ℃升高至77.1 ℃；(3)由于干燥前后原煤中的其他成分未变，只有水分质量分数降低，故干燥后收到基水分质量分数降低，其他成分质量分数均有所升高，干燥后原煤低位发热量也由19.60 MJ/kg升高至21.36 MJ/kg，升高约9.0%。

由表7可以看出：(1)常规低温省煤器系统充分利用锅炉排烟余热加热7号回热加热器进口的凝结水，以节省七段抽汽量；在锅炉入炉煤质量流量不变的情况下，可使机组净出功增加2.8 MW，净效率提高0.2%，最终机组的供电煤耗降低1.4 g/(kW·h)；(2)原煤烟气预干燥系统以锅炉排烟对原煤进行预干燥，从而可提高入炉煤低位发热量；当入炉煤质量流量不变时，入炉总热量由1 356.4 MW增加到1 369.2 MW，与参比机组和常规低温省煤器系统相比增加约0.9%；(3)在原煤烟气预干燥系统中，由于干燥后入炉煤水分质量分数降低，炉膛理论燃烧温度会有所升高，锅炉的燃烧过程会得到改善，同时空气预热器的出口烟温由130.0 ℃降低至125.8 ℃，锅炉热效率将由93.5%提高至93.8%，即锅炉产生的热量可更多地用于加热水冷壁中的给水及过热器、再热器中的蒸汽，故干燥后机组的主蒸汽质量流量增加至465.0 kg/s，与参比机组和常规低温省煤器系统相比增加约1.3%；(4)对于原煤烟气预干燥系统，由于干燥后机组主蒸汽质量流量升高，即进入汽轮机中做功的蒸汽介质增加，故机组的净出功可达574.3 MW，与常规低温省煤器系统相比增加4.4 MW；而3种情况下入炉煤质量流量不变，即消耗相同煤量的情况下机组可以产出更多的电能，与常规低温省煤器系统相比，原煤烟气预干燥系统机组的净效率可进一步提高0.3%，供电煤耗可进一步降低2.3 g/(kW·h)。

表7 各系统热力性能的对比Tab.7 Comparative analysis of thermal performance for each system

4 讨论

4.1 各系统能量分布

参比机组、常规低温省煤器系统及原煤烟气预干燥系统的能流图如图3所示，对于3种系统，由于设定其原煤消耗量不变，故原煤的输入总能量相同，均为100%。由能流图可以清晰地看到系统内各部分能量的分布情况，并对2种烟气余热利用系统的节能机理进行深入探讨。

由图3可以看出：(1)对于常规低温省煤器系统和原煤烟气预干燥系统，由于增设烟气余热利用设备，且均将烟气温度降低至95.0 ℃，故其锅炉排烟热损失均为4.8%，与参比机组相比降低1.7%；(2)对于常规低温省煤器系统，其汽水系统的可用热量由93.5%(参比系统)增加至95.2%，增加 1.7%，这主要是由于低温省煤器回收的烟气余热全部用来加热凝结水，从而可排挤该级部分抽汽，使得这部分热量进入汽水系统；但由于低温省煤器系统排挤的抽汽品位较低，回收的热量中很大一部分进入凝汽器，仅有部分热量用于汽轮机做功；(3)对于原煤烟气预干燥系统，其回收的烟气余热用于干燥锅炉进口的原煤，利用低品位的烟气余热置换出高品位的燃料化学能，干燥后原煤的低位发热量升高，从而使得在入炉煤量不变的情况下，原煤烟气预干燥系统输入锅炉的热量与前2种系统相比增加0.9%；(4)对于原煤烟气预干燥系统，进入汽水系统的热量可用率由93.5%(参比机组)增加至94.7%，这主要是由于干燥后炉膛中燃料燃烧产生的热量可更多地用于加热水冷壁中的给水，从而使得进入汽轮机的主蒸汽质量流量增加，汽水系统的可用热量增加；(5)常规低温省煤器系统机组的净效率由参比机组的41.8%提高至42.0%，而原煤烟气预干燥系统的净效率可进一步提高至42.3%。

(a)参比机组能流图

4.2 技术经济性分析

对于常规低温省煤器系统，机组需增设低温省煤器以对烟气余热进行回收利用，而对于原煤烟气预干燥系统，机组需增设碎煤机、滚筒干燥机和除尘器等设备。因此，2种余热利用系统机组的初投资均有所增加，采用规模因子法对新增设备的投资进行估算[16]。其中，对于常规低温省煤器系统，参考文献[7]和文献[13]，拟采用换热面积为1 567 m2的管式换热器2台，需增加静态投资709.7万元；对于原煤烟气预干燥系统，参考文献[18]和文献[19]，拟增设1台容量为250 t/h的碎煤机、2台容量为125×104m3/h的除尘器、2台容量为125 t/h的烟气滚筒干燥机，机组需增加静态投资共计4 626.0万元。依据文献[19]，取贴现率为8%、新增设备的使用寿命为30 a，则可得出资本回收系数约为8.9%；考虑到新设备的维护成本与其总投资一般为线性关系，比例系数一般取4%[10]。假定案例机组年利用小时数为5 000 h，上网电价为0.41元/(kW·h)，则2种烟气余热利用系统机组的经济性见表8。

表8 2种烟气余热利用系统的经济性Tab.8 Economic performance of two flue gas waste heat utilization systems 万元

由表8可知：(1)与参比机组相比，常规低温省煤器系统的初投资增加709.7万元，而原煤烟气预干燥系统因新增设备较多，故其初投资会增加4 626.0万元，约为常规低温省煤器系统的6.5倍；(2)2种余热利用系统在原煤消耗量与参比机组相同的情况下，由于机组出功增加，年售电收益分别增加563.7万元和1 466.5万元；同时，因总投资增加，年运行维护费用和年度利息也随之增加；(3)与参比机组相比，常规低温省煤器系统机组的年均净收益可增加472.3万元，而原煤烟气预干燥系统机组的年均净收益可增加870.6万元，原煤烟气预干燥系统具有更好的经济性。

5 结 论

(1)常规低温省煤器系统利用锅炉排烟余热加热7号回热加热器进口凝结水，以节省部分七段抽汽；在锅炉入炉煤质量流量不变的情况下，可使机组净出功增加2.8 MW，净效率提高0.2%，最终供电煤耗降低1.4 g/(kW·h)；由于烟气温度较低，可排挤的回热系统抽汽品位也较低，从而限制了机组节能效果的进一步提高。

(2)原煤烟气预干燥系统利用锅炉排烟余热干燥入炉煤，干燥后入炉煤水分质量分数由22.60%降低至16.44%，低位发热量可提高约9.0%；与参比系统相比，机组的净出功可增加7.2 MW，净效率可提高0.5%，最终供电煤耗可降低3.7 g/(kW·h)，节能效果显著。

(3)与常规低温省煤器系统相比，原煤烟气预干燥系统利用低品位的锅炉排烟余热置换出高品位的燃料化学能，其能量品位远远高于低温省煤器置换出的七段抽汽，使得源头处锅炉有效利用热量提高约0.9%，具有更优的节能效果。

(4)与参比机组相比，2种烟气余热利用系统机组的固定投资和年运行维护费用均有所增加，但其年售电收益也相应增加；常规低温省煤器系统机组的年均净收益可增加472.3万元，而原煤烟气预干燥系统机组的年均净收益可增加870.6万元，原煤烟气预干燥系统具有更好的经济性。