分段式低溫省煤器在鍋爐排煙余熱回收中的應(yīng)用

王志軍， 熊源泉， 蘇銀海， 宋　杰

(東南大學(xué) 能源熱轉(zhuǎn)換及其過程測控教育部重點實驗室， 南京 210096)

?

分段式低溫省煤器在鍋爐排煙余熱回收中的應(yīng)用

王志軍， 熊源泉， 蘇銀海， 宋杰

(東南大學(xué) 能源熱轉(zhuǎn)換及其過程測控教育部重點實驗室， 南京 210096)

針對常規(guī)一段式低溫省煤器排擠的抽汽品質(zhì)受到排煙溫度、排煙溫降值及鍋爐凝結(jié)水溫度限制的問題，提出應(yīng)用分段式低溫省煤器煙氣余熱回收系統(tǒng)，實現(xiàn)分段回收煙氣余熱以提高低溫省煤器排擠的抽汽品質(zhì)。并通過對常規(guī)低溫省煤器和分段式低溫省煤器的計算分析，得出結(jié)論：分段式低溫省煤器熱力性能優(yōu)于常規(guī)低溫省煤器；通過系統(tǒng)參數(shù)的優(yōu)化，分段式低溫省煤器經(jīng)濟性能可高于常規(guī)低溫省煤器。

低溫省煤器； 分段式； 冷凝水； 抽汽

排煙熱損失是鍋爐機組熱損失最大的一項，一般占鍋爐熱損失的5%～6%。增設(shè)低溫省煤器是回收這部分排煙熱損失常用手段之一。將回收的余熱注入汽輪機回?zé)嵯到y(tǒng)，減少回?zé)嵯到y(tǒng)的抽汽量，增加汽輪機做功。某電廠通過在2臺315 MW機組的空氣預(yù)熱器后、除塵器前增設(shè)低溫省煤器，降低供電煤耗1.651 4 g/(kW·h)[1]；另一電廠1 000 MW機組通過在脫硫塔前增設(shè)煙氣冷卻器，使機組供電煤耗下降了2.71 g/(kW·h)[2]。因此，增設(shè)低溫省煤器可以一定程度上回收鍋爐排煙熱損失，但由于常規(guī)低溫省煤器都是一段式的，受機組排煙溫度、排煙溫降值及低溫省煤器入口凝結(jié)水溫度的限制，常規(guī)低溫省煤器能排擠的抽汽品質(zhì)會受限(排擠的抽汽品質(zhì)越高，余熱利用效率越高，然而一般最高只排擠至次末級抽汽[3-6])，從而導(dǎo)致煙氣余熱利用的效率有限。

針對上述問題，筆者對常規(guī)的低溫省煤器煙氣余熱回收系統(tǒng)進(jìn)行深入分析，并充分考慮機組實際運行約束條件，按能量梯級利用的原則，提出應(yīng)用分段式低溫省煤器煙氣余熱回收系統(tǒng)，實現(xiàn)煙氣余熱的梯級利用，進(jìn)一步提高低溫省煤器對排煙余熱的利用效率；并結(jié)合國內(nèi)某600 MW燃煤機組，對分段式低溫省煤器煙氣余熱回收系統(tǒng)進(jìn)行了詳細(xì)的熱力性能及經(jīng)濟性能分析。

1　低溫?zé)煔庥酂峄厥障到y(tǒng)方案分析

1.1 研究對象

研究對象為國內(nèi)某600 MW燃煤機組，型號為HG-1729/26.15-YM1的超超臨界變壓運行直流鍋爐及型號為CCLN600-25/600/600(TC2F-48型)超超臨界中間再熱凝汽式汽輪機。鍋爐燃用設(shè)計煤種(w(Car)=58.60%、w(Har)=4.07%、w(Oar)=6.01%、w(Nar)=0.91%、w(Sar)=0.57%)時，鍋爐煤耗為294.7 g/(kW·h),鍋爐設(shè)計熱效率為41.7%，設(shè)計排煙溫度為126 ℃，實際排煙溫度為130 ℃。汽輪機熱力系統(tǒng)的主要參數(shù)及相應(yīng)的汽水流程圖見表1和圖1。

表1　汽輪機各級加熱器設(shè)計熱力參數(shù)

1.2 常規(guī)低溫省煤器煙氣余熱回收系統(tǒng)

該燃煤機組實際排煙溫度為130 ℃，考慮到低溫腐蝕、經(jīng)濟性及換熱器的材料、成本，設(shè)計經(jīng)過低溫省煤器冷卻后煙氣溫度降低至90 ℃。原則上安裝低溫省煤器后排擠的汽輪機抽汽品質(zhì)越高，汽輪機做功量越大，低溫省煤器的節(jié)能效果越佳[7-9]。然而鍋爐實際排煙溫度只有130 ℃，排煙溫度較低，僅可加熱能級較低的低壓加熱器出口凝結(jié)水。結(jié)合上述汽輪機的熱力系統(tǒng)參數(shù)，RH8、RH7、RH6、RH5級低壓加熱器進(jìn)口凝結(jié)水的溫度分別為33.8 ℃、67.1 ℃、97.9 ℃、126.6 ℃。煙氣溫度只有130 ℃，只能加熱RH8、RH7、RH6級低壓加熱器進(jìn)口凝結(jié)水；又由于RH8級本身的抽汽品質(zhì)較低，再考慮到RH6級低壓加熱器進(jìn)口凝結(jié)水溫度已有97.9 ℃，再加上工程上換熱器設(shè)計時最小10 K以上的傳熱溫差，經(jīng)過低溫省煤器冷卻后煙氣溫度會高于108 ℃，此時煙氣溫降較低，余熱并沒有得到充分利用。因此，利用常規(guī)低溫省煤器排擠的一般是RH7級的汽輪機抽汽。具體方案設(shè)計可有并聯(lián)(方案A:與RH7級低壓加熱器并聯(lián))和串聯(lián)(方案B:串聯(lián)于RH7和RH8級低壓加熱器之間)兩種，具體見圖2(a)和(b)。

1.3 分段式低溫省煤器煙氣余熱回收系統(tǒng)

從圖2中可以得知：常規(guī)低溫省煤器都是一段式的，若想獲得更高品質(zhì)的排擠抽汽，低溫省煤器需加熱更高溫度的凝結(jié)水，在保證最小傳熱溫差高于10 K的前提下，經(jīng)低溫省煤器冷卻后排煙出口溫度會隨之升高，從而導(dǎo)致煙氣溫降值大幅降低。在所給案例中，若低溫省煤器加熱RH8、RH7進(jìn)口凝結(jié)水(33.8 ℃、67.1 ℃)，排煙溫度可設(shè)計降至90 ℃，排煙溫降高達(dá)40 K。而低溫省煤器若加熱能級更高的RH6進(jìn)口凝結(jié)水(97.9 ℃)，保證10 K以上的傳熱溫差，設(shè)計的排煙溫度最低只能降至108 ℃，排煙溫降只有約22 K。排煙溫降減少了約18 K，煙氣余熱回收深度降低。

為此，筆者提出應(yīng)用分段式低溫省煤器煙氣余熱回收系統(tǒng)，即將煙氣分為高溫段(130 ℃～Tg1)和低溫段(Tg1～90 ℃)。分段點溫度Tg1的值視具體要加熱凝結(jié)水溫度而定。如在本文中，可利用高溫段煙氣加熱RH6級低壓加熱器的進(jìn)口凝結(jié)水，此時凝結(jié)水溫度為97.9 ℃，則Tg1的值高于108 ℃即可。受RH6級低壓加熱器出口凝結(jié)水溫度(126.6 ℃)限制，高溫段低溫省煤器只能采用串聯(lián)的形式；低溫段低溫省煤器則可以采用并聯(lián)(方案C)和串聯(lián)(方案D)兩種形式。具體的連接方式見圖3。

2　低溫?zé)煔庥酂峄厥障到y(tǒng)熱力性能和經(jīng)濟性能分析

2.1 低溫?zé)煔庥酂峄厥障到y(tǒng)熱力性能

煙氣余熱回收系統(tǒng)結(jié)構(gòu)參數(shù)見表2。

表2　煙氣余熱回收系統(tǒng)結(jié)構(gòu)參數(shù)

系統(tǒng)凈做功：

Wnet=W-Wf

(1)

式中：Wnet為煙氣余熱回收系統(tǒng)凈做功量，kW;W為排擠的抽汽做功量，kW，可通過等效焓降法[10-12]計算獲得；Wf為安裝低溫省煤器后風(fēng)機增加能耗,kW，具體計算方法參考文獻(xiàn)[13-15]。

煙氣余熱回收系統(tǒng)煤耗降低量[10-12]：

(2)

(3)

(4)

式中：b為機組等熱量標(biāo)煤煤耗率，g/(kW·h)；br為安裝低溫省煤器后機組等熱量標(biāo)煤煤耗率，g/(kW·h)；Δb為安裝低溫省煤器后等熱量標(biāo)煤煤耗降低量，g/(kW·h)；Ez為原機組總吸熱量,kW;Wz為原機組總輸出功，kW。

圖4、圖5分別反映了四種煙氣余熱回收方案的凈做功量及煤耗降低量隨分段點煙氣溫度的變化情況。

從圖4、圖5中可以發(fā)現(xiàn)：分段式低溫省煤器煙氣余熱回收系統(tǒng)(方案C、方案D)的熱力性能優(yōu)于常規(guī)低溫省煤器煙氣余熱回收系統(tǒng)(方案A、方案B)，且隨著分段點煙氣溫度的降低，這種優(yōu)勢更加明顯。如分段點溫度從126 ℃降至108 ℃，方案D與方案A的凈做功最大相差值從145 kW增大至568 kW,煤耗降低量最大相差值從0.07 g/(kW·h)增大至0.28 g/(kW·h)。這是由于分段點煙氣溫度降低后，有更多的熱量被用來加熱RH6級低壓加熱器的進(jìn)口凝結(jié)水，更高品質(zhì)抽汽被排擠得更多，汽輪機做功及節(jié)省的煤耗就更多。另外，同一類型低溫省煤器煙氣余熱回收系統(tǒng)，串聯(lián)方案(方案B相對于方案A,方案D相對于方案C)的熱力性能要優(yōu)于并聯(lián)方案。盡管串、并聯(lián)方案輸入汽輪機熱力系統(tǒng)的熱量相同，排擠抽汽做功量相等，但由于串聯(lián)方案凝結(jié)水流量大，溫升較小，傳熱溫差大，換熱面積小，風(fēng)機的能耗增加就小，最終導(dǎo)致串聯(lián)方案的凈做功量及節(jié)省煤耗量高于并聯(lián)方案。

2.2 低溫?zé)煔庥酂峄厥障到y(tǒng)經(jīng)濟性能

在燃煤機組定功率的情況下，煙氣余熱回收系統(tǒng)的綜合經(jīng)濟性能取決于機組煤耗降低量、燃煤市場價格、機組年運行時間、設(shè)備成本及相應(yīng)的維護(hù)費用[16-17]。機組負(fù)荷不變，煤耗降低量也就不會改變，設(shè)備成本及相應(yīng)的維護(hù)費用在系統(tǒng)安裝后也不會改變，因此會帶來煙氣余熱回收系統(tǒng)的綜合經(jīng)濟性能變化的主要因素是燃煤市場價格及機組年運行時間。本文計算時，設(shè)備年運行時間取全國發(fā)電設(shè)備平均利用小時4 329 h。

年節(jié)省標(biāo)煤量：

Δbz=Δb×Wz×t

(5)

式中：Δbz為年節(jié)省標(biāo)煤量，t/a;t為運行時間，取4 329 h/a。

系統(tǒng)設(shè)備成本：

WA=(A×p)/106

(6)

式中：WA為設(shè)備總成本，百萬元；A為系統(tǒng)總換熱面積，m2；p為單位換熱面積成本，取750元/m2[10]。

系統(tǒng)設(shè)備年維護(hù)費用：

Wo&m=WA×4%

(7)

式中：Wo&m為設(shè)備維護(hù)費用，百萬元，取設(shè)備費用的4%[10]。

煙氣余熱回收系統(tǒng)年均凈收益為：

Y=(Δbz×X)/106-WA/n-Wo&m

(8)

式中：Y為年均凈收益，百萬元/年；X為標(biāo)煤價格，元/t；n為系統(tǒng)設(shè)計使用壽命，取15年。

圖6反映了在不同標(biāo)煤市場價格下，煙氣余熱回收系統(tǒng)各方案的年均凈收益情況。同類型低溫省煤器，串聯(lián)方案(方案B、方案D)經(jīng)濟性能明顯優(yōu)于并聯(lián)方案(方案A、方案B)。這是因為串聯(lián)方案傳熱溫差大，換熱面積小，設(shè)備成本小，同時風(fēng)機能耗也小，凈做功量大，相比并聯(lián)經(jīng)濟性更高。

對于分段式低溫省煤器并聯(lián)方案(方案C)，年均凈收益隨分段點溫度Tg1的降低而降低，雖然從圖4中可以看出分段點溫度Tg1降低會帶來系統(tǒng)凈做功量的增加，但同時系統(tǒng)換熱溫差也會降低，設(shè)備成本隨之增大，在并聯(lián)方案中，分段點溫度Tg1降低后，設(shè)備成本的增加量大于系統(tǒng)凈做功量增加帶來的收益量。在標(biāo)煤煤價低于600元/t時，分段式低溫省煤器并聯(lián)方案(方案C)的年均凈收益總是低于常規(guī)低溫省煤器并聯(lián)方案(方案A)的年均凈收益；而當(dāng)標(biāo)煤煤價達(dá)到600元/t時，Tg1高于一定值后，分段式低溫省煤器并聯(lián)方案(方案C)的年均凈收益將高于常規(guī)低溫省煤器并聯(lián)方案(方案A)。

對于分段式低溫省煤器串聯(lián)方案(方案D),年均凈收益隨分段點溫度的降低而呈現(xiàn)出先增大后減少的趨勢。同分段式低溫省煤器并聯(lián)方案(方案C)相似，分段點溫度Tg1降低會同時帶來系統(tǒng)凈做功量的增加和設(shè)備成本增大。Tg1高于一定值時，系統(tǒng)凈做功量增加帶來的收益高于設(shè)備成本的增大，隨Tg1降低，年均凈收益是增加的；而當(dāng)Tg1繼續(xù)降低，系統(tǒng)凈做功量增加帶來的年均凈收益增加將低于設(shè)備成本的增大，年均凈收益呈下降趨勢。因此，存在某一分段點溫度Tg1使得方案D的年均凈收益達(dá)到最大。隨著標(biāo)煤煤價增大，年均凈收益最大時對應(yīng)的Tg1是降低的。如在標(biāo)煤煤價為464元/t時，年均凈收益最大時對應(yīng)的Tg1為126 ℃；在標(biāo)煤煤價為700元/t時，年均凈收益最大時對應(yīng)的Tg1為118 ℃。分段式低溫省煤器串聯(lián)方案(方案D)在年均凈收益最大時總是高于常規(guī)低溫省煤器串聯(lián)方案(方案B)，隨著標(biāo)煤煤價的增高，這種優(yōu)勢更加明顯。標(biāo)煤價464元/t時，方案D的年均最大凈收益80多萬元人民幣，是方案B的1.029倍，標(biāo)煤價700元/t時，年均最大凈收益為180多萬元，則較方案B的年均最大凈收益擴大至1.061倍。煤價的增加使得分段式低溫省煤器串聯(lián)方案的經(jīng)濟性能相比常規(guī)低溫省煤器串聯(lián)方案更優(yōu)。

3　結(jié)語

筆者結(jié)合國內(nèi)某600 MW燃煤機組熱力系統(tǒng)參數(shù)及煙氣參數(shù)，對分段式低溫省煤器煙氣余熱回收系統(tǒng)進(jìn)行了詳細(xì)的熱力性能及經(jīng)濟性能分析，并將之與常規(guī)低溫省煤器煙氣余熱回收系統(tǒng)進(jìn)行比較，得出結(jié)論如下：

(1) 分段式低溫省煤器煙氣余熱回收系統(tǒng)(方案C、方案D)的熱力性能優(yōu)于常規(guī)低溫省煤器煙氣余熱回收系統(tǒng)(方案A、方案B)，且隨著分段點煙氣溫度Tg1的降低，這種優(yōu)勢更加明顯。

(2) 對于分段式低溫省煤器并聯(lián)方案(方案C)，年均凈收益隨分段點溫度Tg1的降低而降低。在標(biāo)煤煤價低于600元/t時，分段式低溫省煤器并聯(lián)方案(方案C)的年均凈收益總是低于常規(guī)低溫省煤器并聯(lián)方案(方案A)的年均凈收益；而當(dāng)標(biāo)煤煤價達(dá)到600元/t時，Tg1高于一定值后，分段式低溫省煤器并聯(lián)方案(方案C)的年均凈收益將高于常規(guī)低溫省煤器并聯(lián)方案(方案A)。

(3) 對于分段式低溫省煤器串聯(lián)方案(方案D),年均凈收益隨分段點溫度呈現(xiàn)出先增大后減少的趨勢。存在某一分段點溫度Tg1使得方案D的年均凈收益達(dá)到最大。分段式低溫省煤器串聯(lián)方案(方案D)在年均凈收益最大時總是高于常規(guī)低溫省煤器串聯(lián)方案(方案B)，且隨著標(biāo)煤煤價的增高，這種優(yōu)勢更加明顯。

(4) 同一類型低溫省煤器煙氣余熱回收系統(tǒng)，串聯(lián)方案(方案B相對于方案A,方案D相對于方案C)的經(jīng)濟性能要優(yōu)于并聯(lián)方案。

[1] 金文成, 陳廷章, 徐杰英. 2×315 MW機組低溫省煤器的改造方案研究[J]. 河南化工, 2013, 30(5-7): 15-19.

[2] 徐剛, 許誠, 楊勇平, 等. 電站鍋爐余熱深度利用及尾部受熱面綜合優(yōu)化[J]. 中國電機工程學(xué)報, 2013, 33(14): 1-8.

[3] 劉鶴忠, 連正權(quán). 低溫省煤器在火力發(fā)電廠中的運用探討[J]. 電力勘測設(shè)計, 2010(4): 32-38.

[4] 劉星. 電站鍋爐降低排煙溫度與防止低溫腐蝕研究[D]. 北京: 華北電力大學(xué), 2011.

[5] ESPATOLERO S, CORTéS C, ROMEO L M. Optimization of boiler cold-end and integration with the steam cycle in supercritical units[J]. Applied Energy, 2010, 87(5): 1651-1660.

[6] WANG C J, HE B S, SUN S Y, et al. Application of a low pressure economizer for waste heat recovery from the exhaust flue gas in a 600 MW power plant[J]. Energy, 2012, 48(1): 196-202.

[7] 閏水保, 馬新靈. 電站鍋爐受熱面能級分析[J]. 發(fā)電設(shè)備, 2006, 20(2): 104-107.

[9] FENG H C, ZHONG W, WU Y L, et al. Thermodynamic performance analysis and algorithm model of multi-pressure heat recovery steam generators (HRSG) based on heat exchangers layout[J]. Energy Conversion and Management, 2014, 81: 282-289.

[10] XU G, HUANG S W, YANG Y P, et al. Techno-economic analysis and optimization of the heat recovery of utility boiler flue gas[J]. Applied Energy, 2013, 112: 907-917.[11] XU G, XU C, YANG Y P, et al. A novel flue gas waste heat recovery system for coal-fired ultra-supercritical power plants[J]. Applied Thermal Engineering, 2014, 67(1-2): 240-249.

[12] 張紅方, 王勇, 田松峰, 等. 基于等效焓降法的低壓省煤器系統(tǒng)經(jīng)濟性分析[J]. 節(jié)能技術(shù), 201l, 29(5): 457-461.

[13] 《工業(yè)鍋爐設(shè)計計算方法》編委會. 工業(yè)鍋爐設(shè)計計算方法[M]. 北京: 中國標(biāo)準(zhǔn)出版社, 2005.

[14] 趙之軍, 馮偉忠, 張玲, 等. 電站鍋爐排煙余熱回收的理論分析與工程實踐[J]. 動力工程, 2009, 29(11): 994-997, 1012.

[15] 宋一平. 區(qū)域供熱鍋爐排煙能量深度回收研究[D]. 哈爾濱: 哈爾濱工業(yè)大學(xué), 2012.

[16] 馬新靈, 王慧, 魏新利, 等. 有機朗肯循環(huán)回收煙氣余熱的可行性研究[J]. 鄭州大學(xué)學(xué)報(工程版), 2013, 34(3): 55-58.

[17] 楊勇平, 黃圣偉, 徐鋼, 等. 電站鍋爐煙氣余熱利用系統(tǒng)的熱力學(xué)分析和優(yōu)化[J]. 華北電力大學(xué)學(xué)報, 2014, 41(1): 78-83.

Application of Segmented Low-temperature Economizer in the Flue Gas Heat Recovery System of a Boiler

Wang Zhijun, Xiong Yuanquan, Su Yinhai, Song Jie

(Key Laboratory of Energy Thermal Conversion and Control of Ministry of Education,Southeast University, Nanjing 210096, China)

To solve the problem that the quality of the extraction steam excluded by conventional one-part low-temperature economizer is limited by restrictions of the flue gas temperature, condensate water temperature and eventually exhaust temperature drop, a segmented low-temperature economizer flue gas waste heat recovery system was put forward to improve the quality of the extraction steam. Calculation and analysis results for both the conventional and segmented low-temperature economizer show that the thermal performance of segmented low-temperature economizer is superior to the conventional one, and the economic effect of segmented low-temperature economizer may be higher than the conventional one, through optimization of relevant system parameters.

low-temperature economizer; segmented type; condensate water; extraction steam

2016-03-01

國家自然科學(xué)基金(51376047)

王志軍(1990—)，男，在讀碩士研究生，研究方向為煙氣余熱回收。

E-mail: 15105177212@163.com

TK222

A

1671-086X(2016)05-0294-05