660 MW机组的烟气余热能级阶梯利用技术节能效果对比分析

韩仙飞，曾浩，曾渝娟，白金德，孙淮林

(1.国电都匀发电有限公司，贵州 黔南 550500； 2.广东中节能环保有限公司，广东 东莞 523073；3.国核电力规划设计研究院，北京 100095)

660 MW机组的烟气余热能级阶梯利用技术节能效果对比分析

韩仙飞1，曾浩2，曾渝娟2，白金德3，孙淮林2

(1.国电都匀发电有限公司，贵州 黔南 550500； 2.广东中节能环保有限公司，广东 东莞 523073；3.国核电力规划设计研究院，北京 100095)

随着燃煤电厂烟气余热回收技术的发展，低温省煤器的排烟温度多被限制在130～150 ℃。根据烟气余热能级阶梯利用原理，结合国电都匀发电有限公司现有的660 MW机组的运行数据，对中温省煤器+低温省煤器的组合工艺方案进行了初步设计，在此基础上利用传统的等效焓降法进行经济性计算，结果表明该技术节能效果显著。

烟气余热；阶梯利用；省煤器

表1 各级回热加热器的热力参数

0 引言

传统的燃煤电厂烟气余热回收技术，是在电站锅炉尾部空气预热器(以下简称空预器)后安装低温省煤器。该技术利用低温烟气余热加热凝结水，以减少回热系统的抽汽量，使汽轮机总功率增加，从而提高机组的经济性[1]。由于进入低温省煤器的凝结水温度不能超过锅炉排烟温度，因此受制于130.0～150.0 ℃的入口烟气温度，回收的余热十分有限[2-4]。新型的烟气能级阶梯利用技术，利用空预器小旁路布置，使进入中温省煤器的入口烟温提高至370.0 ℃左右，此技术具有更好的节能效果[5]。本文以国电都匀发电有限公司660 MW超临界凝汽式燃煤发电机组运行数据为例，对传统的烟气余热回收技术与新型的烟气能级阶梯利用技术进行经济性对比分析。

1 机组简介

国电都匀发电有限公司660 MW超临界凝汽式燃煤发电机组采用N600-24.2/566/566型超临界、一次中间再热、凝汽式汽轮机，锅炉为DG2141/25.4-Ⅱ7型超临界直流锅炉，空预器出口烟气温度为150.0 ℃。汽轮机各级回热加热器的热力参数见表1。

2 传统的烟气余热回收技术

传统的燃煤电厂烟气余热回收技术工艺流程图如图1所示，低温省煤器布置在空预器后烟道中，热源是空预器后高温烟气，经低温省煤器后降温；冷源是回热系统中凝结水，从#8低压加热器(以下简称低加)出口引入经低温省煤器被加热之后再回到#6低加。

3 烟气能级阶梯利用技术

烟气能级阶梯利用技术能够提高锅炉烟气余热回收的效率，是一种利用空预器小旁路烟气进行烟气余热回收的全新技术。该技术将烟气换热器分段布置，把中温省煤器布置在与空气预热器并联的小旁路烟道中，加热高压加热器(以下简称高加)给水，替代部分高加抽汽做功；经中温省煤器余热回收的烟气再次与空预器出口的烟气汇合后，继续进入低温省煤器加热一、二次风；中温省煤器和低温省煤器的组合，充分利用不同温度的烟气热量加热分段高压给水、低压给水和一、二次风，从而实现了烟气余热的阶梯利用，提高能量的利用效率。烟气能级阶梯利用技术工艺流程如图2所示。

图1 传统的烟气余热回收技术工艺流程

图2 烟气能级阶梯利用技术工艺流程

从图2可以看出，烟气换热器采用分段布置，第1级与第2级中温省煤器布置在空预器的小旁路烟道；小旁路烟气量为24.3%，小旁路的烟气热量分别用于替代#1，#2，#3高加与#5低加的抽汽，加热凝结水；第3级低温省煤器布置在空预器后除尘器前烟道上，与第2级暖风器配套，回收的烟气热量用于加热一、二次风；第1级暖风器利用#7低加出口凝结水加热一、二次风，暖风器水侧进、出口与汽轮机回热系统#7，#8低加并联连接。

4 节能效果对比分析

燃煤锅炉烟气余热利用工艺的热力学分析主要采用了等效焓降法。等效焓降法是一种基于热力学热功转换原理，考虑设备质量、热力系统结构和参数的特点，衡量热工转换或能量利用程度的简明准确的量化方法。根据已定的蒸汽参数和回热系统参数，假设机组新蒸汽流量、燃料供应量为定值，热力系统的微小变化不会引起各级抽汽量的全部变化，只对某几级产生影响，系统所有少抽蒸汽所增加的发电功率，都会使汽轮机效率提高[6-7]。当热量加入系统后，只对局部系统产生影响时，等效焓降法体现出方法简单、计算准确等优势。

国电都匀发电有限公司660 MW超临界凝汽式燃煤发电机组空预器入口烟温为365.0 ℃，排烟温度为150.0 ℃，烟气换热器最低出口烟温设定为115.0 ℃。传统的烟气余热利用技术(传统方案)在空预器后安装低温省煤器，取水口在#8低加出口，71.3 ℃给水被加热到115.1 ℃后，回到#6低加出口。新型的烟气能级阶梯利用技术(阶梯方案)，空预器小旁路的烟气量占总烟气量的24.3%。第1级中温省煤器的取水口在#3高加入口，188.1 ℃给水被加热到279.7 ℃后，回到#1高加出口。第2级中温省煤器与#5低加并联，从#5低加入口引出115.1 ℃凝结水，被加热到135.7 ℃后回到#5低加出口。第1级暖风器利用#7低加出口凝结水将一、二次风从25.0 ℃预热至38.0 ℃。第三级低温省煤器将空预器入口一、二次风(在第1级暖风器后)持续加热，风温由38.0 ℃加热至78.0 ℃后，进入空预器。

根据以上烟气与空气热力参数以及表1中回热系统参数，进行热力系统核算，结果见表2。

从表2的计算结果可以看出，烟气能级阶梯利用技术改造前后，进入炉膛的一、二次风温度没有改变，对锅炉效率基本没有影响。在消耗相同燃料的情况下，在一定的烟气量下，烟气温度越高，回收热量加热的水温就越高，回收热量越多，相应的做功也越多，从而得到较多的发电量。在扣除系统新增能耗后，可节省发电标准煤耗约7.5 g/(kW·h)，比目前安装的低温省煤器多节约发电标准煤耗约 4.6 g/(kW·h)，大大地提高了机组的经济性。

表2 两种方案热力系统核算结果

5 结束语

烟气能级阶梯利用技术，是对传统锅炉尾部烟气余热回收工艺流程再造，减少了热力循环系统的不可逆性。相对传统的低温省煤器技术，除在节能指标上的突破外，还具有减少空预器漏风、降低空预器冷端腐蚀、减小脱硝产生的(亚)硫酸氢铵在空预器内形成的堵塞、提高电除尘效率区域以及减少脱硫工艺用水等安全环保的良好效果。参照国电都匀发电有限公司回热系统各级加热器的热力参数，通过烟气余热回收技术传统方案与烟气能级阶梯利用技术方案的模拟对比，结果表明，烟气能级阶梯利用技术的经济性和可靠性更高。

[1]林万超.火电厂热系统节能理论[M].西安:西安交通大学出版社，1994.

[2]熊杰，张超，赵海波，等.基于热经济学结构理论的电站热力系统全局优化[J].中国电机工程学报，2007，27(26):65-71.

[3]钟礼金，宋玉宝.锅炉SCR烟气脱硝空气预热器堵塞原因及其解决措施[J].热力发电,2012,41(8):45-47,50.

[4]李中华，刘建军，柳正军.降低电站锅炉排烟温度新技术研究与应用[J].中国电力，2001，34(1):13-15.

[5]叶勇健，申松林.欧洲高效燃煤电厂的特点及启示[J].电力建设，2011，32(1):54-58.

[6]张才稳，王声远. “等效焓降法”与常规热平衡法一致性分析[J].湖北电力，1999，23(3):10-12.

[7]张红方，王勇，田松峰，等.基于等效焓降法的低压省煤器系统经济性分析[J].节能技术，2011，29(5): 457-461.

(本文责编：刘炳锋)

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韩仙飞(1972—)，男，贵州遵义人，助理工程师，从事火电厂生产技术管理与节能研究方面工作(E-mail:490969145@qq.com)。

曾浩(1988—)，男，湖南益阳人，工程师，从事电站锅炉烟气余热利用设计研究方面的工作(E-mail:zenghao1109@163.com)。