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1、对我厂烟气余热利用的合理化建议摘要：我厂地处贵州省六盘水市水城县发耳镇，发耳镇地势四周高，中间低，呈锅 底形，全年气候温热，雨量偏低，平均海拔1200米，年降雨量为1100-1200毫 米，年平均气温为259,属低热河谷地带，有“天然温室”之称。总面积104平方 公里，矿产资源主要有煤、铁、粘土。其中以煤储量最大，目前已探明19亿余吨。 主要分布在湾子沿北盘江边，煤质较好，煤的灰粉一般在14%，粘吸指数为50， 发热量6500卡。对于正处在少年时期的燃煤机组发耳电厂而言，占据较好的地理 位置，有着大好的发展前景。然而，由于设计与电厂体制的一系列原因，导致我 厂现运行设备设计与现实偏差，未处在最
2、佳运行状态，尤其是烟气余热未得到很 好的利用，又因煤质的变化导致除灰脱硫超负荷运行，所以，实行烟气余热利用 技改势在必行。我国601 000 MW电站锅炉烟气余热利用于凝结水、给水及送风系统，其 转换效率为19.5%23%，根据能级原理，提出了一种深度利用烟气余热和减少 回热抽汽损失、实现锅炉排烟温度自动控制的高效循环系统方案。热力学分析表 明，此方案可使600 MW机组无煤附加功率由0.6 MW增加至20 MW左右，全厂 净效率提高0.9%，投资回收期小于2.0年，具有良好的节能减排、降低发电煤耗 的作用，并对新建和老机组设计优化提出了原则性的建议。关键词：锅炉；排烟温度；能级利用；烟气余热
3、回收；高效循环系统烟气余热利用从上世纪50年代以来，在601000 MW等级电站锅炉上进行 了广泛的探索，取得了一定的成绩，但是与国外先进设计相比存在较大差距。上 世纪90年代以来，俄罗斯、德国等国家根据能源价格和环保要求的变化，锅炉排 烟温度设计值降低到100C，并在新建机组或老机组改造中得到了工程验证，使 供电煤耗下降6-7 g/（kW . h），但目前国内尚未见可行性和应用价值方面的报道。根据能级和系统工程原理，提出了一种深度利用烟气余热和减少回热抽汽做 功损失，实现排烟温度稳恒控制的高效系统，不但能提高机组性能，而且能深度 利用锅炉余热，较大程度地改善锅炉尾部低温受热面结露腐蚀和堵灰问
4、题。超临界机组锅炉烟气利用高效循环系统能级理论指出：无论是纯凝机组、再热机组，还是供热机组，都可以看成由 若干个能级组成，从锅炉到凝汽器，每个能级的热功效率，逐级下降，相同的热 量作用于不同的系统（不同的能级），将会对系统的做功能力产生不同的效果。锅 炉受热面可分为锅炉能级受热面和低能级受热面，过热器、再热器、水冷壁、省 煤器和高压加热器是锅炉能级受热面，空气预热器、暖风器和低压加热器是低能 级受热面，如果将锅炉空气预热器后的低能级烟气热能通过换热器转移到同等能 级的低压加热器，就会出现锅炉冷端（烟囱）排烟损失减少量与汽轮机冷端（冷 却塔）排汽损失增加量基本相当的问题，区别仅为冷源损失由锅炉侧
5、转移为汽轮 机侧。高压加热器刁二卜一R二卜除氧器低压加热器100C100C60C/锅炉280C140C190C旁通省煤器A i老除尘引风机2or=71poT33OCCFGD脱硫烟囱图1图1为具有余热回收的高效循环及温度分布系统，该系统由烟气深度冷却、 旁通省煤器、送风、旁路高压给水和凝结水5部分杓成。高效系统的主要特征：与目前发电系统相比，此系统的主要特征如下：（I）锅 炉烟气能级的梯级利用和深度冷却，减少锅炉排烟损失；（2）锅炉排烟温度的自动 控制，防止锅炉低温烟气低温腐蚀，提高锅炉适应煤种及气候变化的能力，提高 安全经济及自动化水平；（3）利用汽轮机回热系统过热蒸汽过热度，提高回热效率；
6、提高了机组调峰能力，额定工况下可获得2%的无煤附加发电功率。高效系统的调节原理：调节旁路省煤器的烟气挡板和给水量，使空气预热器 的排烟温度为最佳排烟温度；调节烟气冷却器前置预热器的热媒水流量和凝结水 流量，使烟气冷却器的排烟温度和空气预热器空气进口温度为最佳值；高效系统 的联合运行，可以有效控制锅炉排烟温度，以抵消负荷、煤种变化和气温变化对 锅炉低温腐蚀的影响，同时使锅炉尾部烟气的热能最大限度地被利用，使电站处于最佳运行状态。高效系统的节能原理：在传统的以热力学第一定律为基础能量平衡分析中， 锅炉和汽轮机回热系统均作为单能级系统，然而，锅炉中烟气是分布式热源，炉 膛中烟气热能与尾部烟气的热能在
7、品质上是有差别的，空气预热器、低压加热器 与高压加热器、高压省煤器存在较大的能级差别，锅炉加热给水和高压加热器的 热能属于高品质热能，锅炉空气预热器和低压加热器的热能属于低品质热能，锅 炉尾部对流受热面的传热的不可逆性小于汽轮机高压抽汽加热给水的不可逆性， 增加高效循环系统后，实现了增加锅炉尾部烟气加热给水减少回热系统加热给水 的份额，相当于低温烟气生产出了高温蒸汽，减少了高压抽汽的做功损失，提高 了机组的热循环效率，这是高效循环系统提高机组绝对效率的根本原因。高效循 环系统与锅炉受热面吹灰系统组成锅炉冷端管理系统，可以实现锅炉排烟温度的 白动控制和锅炉排烟的深度冷却，使机组供电煤耗下阵56
8、g/(kW . h)，节煤效 益显著，锅炉效率达94. 4%。可以看出，采用此高效循环有一下好处：一、烟气深度冷却电除尘器前烟温1259，由烟气冷却器深度冷却到909，深度冷却器由两部 分组成，一部分回收热量传递给热水媒介，热水媒介通过前置预热器系统将热量传递 给空气，空气温度由209上升到609 ;另一部分加热从8号低加引出的凝结水，凝 结水温从609上升到1009 ;旁路烟道从省煤器后引20%的3809锅炉高温烟气加 热给水和凝结水，将锅炉烟温冷却到1259。给水回热系统既是汽轮机组热力系统的 基础，也是电厂热力系统的核心，回热循环系统可以显著提高朗肯循环效率，对机组 的热经济性起着决定性
9、的作用。高压加热器为高能级系统，因过热蒸汽温度高，通常 设置外置蒸汽冷却器或内置蒸汽冷却段，利用过热蒸汽加热上级给水，减少不可逆损 失。动力学界的一般概念是：任何减少回热加热会降低机组的效率，通过理论分析和 热力计算表明，如果利用低能级烟气加热高压给水，可以提高回热效率。如3609的 烟气因温压(传热温差)的限制，不可能生产大于3609的过热蒸汽，但可通过加热 给水 排挤抽汽发出附加功率相当于利用3609的低温烟气代替回热抽汽系统3409 至4509高温蒸汽，提高了机组经济性。本方案能够深度回收锅炉排烟热量，提高汽 轮机回热抽汽效率。二、低低温除尘1、排放标准2004年1月1日，随着火电厂大气
10、污染物徘放标准(GB 13223 - 2003) 的实施，我国火电机组的粉尘排放质量浓度控制标准从200 mg/m3降为50 mg/m3，SO2排放质量浓度控制标准降为400 mg/m3。目前，国家环境保护部正 着手对GB 13223进行修改，旨在进一步提高我国火电机组环保排放控制标准。2、低低温烟气工艺原理低低温烟气工艺流程为在锅炉空气预热器后设置烟气冷却器，使进入除尘器 的烟气温度降低到909,提高烟气处理性能，通过这种除尘十湿法烟气脱硫工艺 达到高效除尘、脱硫的效果，使烟囱人口粉尘排放质量浓度大大降低。按此流程， 烟气经过烟气冷却器后，温度从120-1309降到909左右，烟气中的S03
11、与水 蒸气结合，生成硫酸雾，此时由于未采取除尘措施，SO3被飞灰颗粒吸附，然后 被电除尘器捕捉后随飞灰排出，不仅保证了更高的除尘效率，还解决了下游设备 的防腐蚀问题，并实现了系统的最优化布置。3、烟气冷却后电除尘的工艺特点采用烟气冷却后，烟气系统的运行温度为909，低于目前锅炉设计1209以 上烟气温度；粉尘的比电阻降低，除尘性能得以提高，采用三电场除尘器能够达 到五电场除尘器的效率。与传统的除尘十湿法烟气腕硫环保工艺相比，其电除尘 工艺特点如下。(|)电除尘人口烟气温度由1309左右降低到909左右后，实际烟气流量大大 减少，这不仅对系统有利，而且也有利于降低引风机和增压风机的电耗，降低运
12、行费用(对于1号炉增引合一后更为节电)(2) 在该系统的除尘装置中，烟气温度已降低到露点以下，而烟气含尘质量浓 度却很高，因而总表面积很大，为硫酸雾的凝结附着提供了良好的条件。通常情 况下，灰硫比大于100时，烟气中的SO3去除率可达到95%以上，SO3质量浓 度将低于2. 86 mg/m3。(3) 在系统内部设置挡板，通过内部挡板连动形成不带电打击方式，来防止粉 尘的飘散。另外，在烟气深冷器人口设置吹灰装置来保证管式换热器管表面的清 洁。(4) 由于高质量浓度粉尘对SO3具有包裹作用，烟气中的绝大部分SO3分子通 过除尘器被除掉，然后通过除灰系统带走，因此烟气系统不容易出现低温腐蚀现 象，经
13、济效益明显。(5) 目前几乎所有的系统设计都是将脱硫增压风机放在脱硫塔之前，主要是考 虑风机的工作条件，即磨损、腐蚀等问题。采用防腐工艺，就有条件不受场地布 置的限制，把脱硫风机放在吸收塔之后，可提高系统的可用率(待2、3、4号炉 增引合一后也可实施试验)另外，吸收塔和升温换热器等工作在负压状态下，可 降低结构和密封的要求，同时降低约5%的能耗。(6) 该工艺采用管式烟气加热器，无泄漏，同时回收的热量可用于空气预热器加热空气系统。近几年，国外已经把火电机组的排烟温度设计值大大降低，锅炉排烟温度为 1009左右。1991年德国联合电力公司(VEAG)公司委托RVW能源公司和VEBA 鲁尔电力公司
14、组成联合工作组，就Boxberg电厂和德国黑泵(Schwarze Pumpe) 电厂安装的现代化机组开展了设计研究工作和模拟试验，德国黑泵电厂2x800 MW褐煤发电机组，在电除尘器前加装了烟气冷却器，利用烟气加热锅炉给水。 德国科隆尼德奥森(Nideraussem)1 000 MW级褐煤发电机组采用分隔烟道系统 充分降低排烟温度，把旁路省煤器加装在空气预热器的旁通烟道中，在烟气热量 足够的前提下引入部铃烟气到旁通烟道内加热给水，排烟温度为1009,锅炉效 率达94. 6%。这些电厂的回热系统有2个明显特点：(I)增加了烟气热量回收环节，即在电气 除尘器前的烟道上安装了烟气冷却器，回收的热量用
15、于加热给水、凝结水和送风； (2)烟气的最后排放不是通过常见的专用烟囱，而是通过白然通风冷却塔排入大气 (我厂此改造不太现实)如图2:高压加热器不亠斗兀斗斗不卄!除氧器低压加热器280C190C140C100C100C60C/ 锅炉330C380C 2 0%/N空预器60C旁通省煤器丰除尘引凤机201烟囱I4脱硫FGD图2俄罗斯白上世纪90年代以来，在300500 MW机组改造时，大力推行在锅炉尾部增加旁路省煤器加热给水（或凝结水）的“烟气加热器”技术，以降低锅炉 的排烟温度，提高锅炉及电除尘效率。由于旁路给水在烟气加热器中吸热后返回 至热力系统温度相应的部位，在热力系统中加热给水所需要的汽轮机抽汽量减少， 所减少的抽汽将在汽轮机通流部分继续做功，因而可获得附加电功率。俄罗斯把 此类机组称为“高效机组。据统计，至1999年俄罗斯设“高效机组”达35台，机组 容量从 50 MW 到 800 MW，其中 300 MW 12 台、600 MW 8 台、800 MW3 台。锅炉排烟温度处于105130c锅炉效率达92%/94%，机组功率可增加3%-8%，通过电除尘向空排放的粉尘量减少30% - 60%。2000年实施“燃煤电厂技术改造” 战略规划，并将其划分为2个阶段：第1阶段（2000 -2005年）致力于延长发电 设备使用期限的研究，重点以技术特性先进
