燃煤機(jī)組煙氣余熱及水協(xié)同回收系統(tǒng)結(jié)構(gòu)參數(shù)優(yōu)化研究

張鈞泰，張國(guó)柱，楊凱旋，劉 明

(1.大唐環(huán)境產(chǎn)業(yè)集團(tuán)股份有限公司，北京 100097;2.西安交通大學(xué)動(dòng)力工程多相流國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，西安 陜西 710049)

燃煤發(fā)電仍是我國(guó)電力生產(chǎn)的主要形式，提高燃煤電站效率及運(yùn)行靈活性，減少污染物排放以及資源消耗是燃煤電站長(zhǎng)期關(guān)注的問(wèn)題，對(duì)燃煤電站煙氣進(jìn)行余熱及水回收具有重要意義[1]。煙氣余熱及水回收是通過(guò)冷卻鍋爐排煙回收煙氣中的余熱和水分的技術(shù)，是提高燃煤發(fā)電運(yùn)行效率、降低燃煤電站水耗的有效手段。

電站鍋爐在空預(yù)器之后增加煙氣換熱器是回收低溫?zé)煔庥酂岬钠毡榇胧?，包括低溫省煤器[2-9]、水媒式煙氣加熱器系統(tǒng)(MGGH系統(tǒng))[10-13]等。低溫省煤器技術(shù)是由西安交通大學(xué)20世紀(jì)80年代林萬(wàn)超教授提出低溫省煤器技術(shù)，并利用等效熱降理論對(duì)低溫省煤器系統(tǒng)的熱經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行了深入的分析計(jì)算[14-15]。后續(xù)有許多學(xué)者針對(duì)低溫省煤器開(kāi)展研究，包括設(shè)備的設(shè)計(jì)參數(shù)優(yōu)化[16]、鰭片尺寸優(yōu)化[17]、變工況運(yùn)行[18]等，在我國(guó)火電廠已有大量運(yùn)用，除此之外，也有學(xué)者對(duì)新的煙氣余熱回收形式開(kāi)展研究[19]；MGGH技術(shù)由日本興起，在我國(guó)許多電站也有應(yīng)用[20-21]，目前煙氣余熱利用形成相對(duì)完整的理論體系，對(duì)降低機(jī)組煤耗具有很大的價(jià)值。

燃煤電站的煙氣水回收多開(kāi)展脫硫系統(tǒng)運(yùn)行的改進(jìn)[22]或者采用煙氣換熱器冷凝、吸收[23-25]，不僅可以回收煙氣中水分，也可以減少電站的“白煙”現(xiàn)象[26]。降低煙氣溫度可以有效進(jìn)行煙氣水回收，當(dāng)脫硫塔出口煙氣溫度降低5 ℃時(shí)，回收水81.4 t/h，可節(jié)約脫硫塔用水量44.8%[27]。也有學(xué)者對(duì)煙氣冷凝器的換熱性能及經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行分析[22,24]，Wang等[28]對(duì)一種旋轉(zhuǎn)式蓄熱煙氣冷凝器進(jìn)行研究，發(fā)現(xiàn)該種換熱器結(jié)構(gòu)相比于需要冷卻塔的氟塑料換熱器經(jīng)濟(jì)性更好，同時(shí)分析了多種材質(zhì)的換熱器，發(fā)現(xiàn)碳化硅陶瓷材質(zhì)的換熱效率較高。

目前，燃煤電站煙氣余熱與水回收多為獨(dú)立的研究，缺少對(duì)燃煤機(jī)組煙氣余熱與水回收的統(tǒng)籌考慮，同時(shí)，由于環(huán)境溫度的變化及機(jī)組負(fù)荷變化，進(jìn)入電除塵器的煙氣溫度可能會(huì)過(guò)低，換熱器及電除塵器可能發(fā)生低溫腐蝕，影響系統(tǒng)的安全運(yùn)行。本文基于某330 MW燃煤電站提出一種煙氣余熱及水回收系統(tǒng)，并對(duì)系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)參數(shù)進(jìn)行分析，分析換熱器面積及冷凝水質(zhì)量流量對(duì)系統(tǒng)運(yùn)行的影響，為系統(tǒng)的變工況運(yùn)行調(diào)控提供指導(dǎo)。

1 煙氣余熱及水回收系統(tǒng)

1.1 案例機(jī)組參數(shù)匯總

案例機(jī)組為某330 MW一次再熱空冷燃煤機(jī)組。新蒸汽溫度、質(zhì)量流量和壓力分別為538 ℃、286.4 kg/s和16.67 MPa。鍋爐配備2臺(tái)雙室4電場(chǎng)電除塵器，采用石灰石-石膏濕法煙氣脫硫系統(tǒng)。發(fā)電機(jī)效率和機(jī)械效率均為99%。其他參數(shù)見(jiàn)表1。在案例機(jī)組中，電除塵器入口的煙氣溫度為150 ℃。燃煤組分和熱值見(jiàn)表2。

表1 案例機(jī)組部分參數(shù)

表2 燃煤組分及熱值

1.2 系統(tǒng)構(gòu)型

煙氣水回收與余熱利用系統(tǒng)(以下簡(jiǎn)稱：系統(tǒng))在電除塵器和空預(yù)器之間布置低溫省煤器和煙氣冷卻器，在脫硫塔之后布置煙氣冷凝器和煙氣再熱器。煙氣冷卻器熱負(fù)荷與煙氣再熱器構(gòu)成煙氣再熱系統(tǒng)，利用煙氣再熱系統(tǒng)低煙氣補(bǔ)熱，滿足電站煙氣排放標(biāo)準(zhǔn)，在滿足煙氣冷卻器熱負(fù)荷的同時(shí)，低溫省煤器將熱量回收利用至汽輪機(jī)回?zé)嵯到y(tǒng)，煙氣通過(guò)煙氣冷凝器降低煙氣溫度進(jìn)而降低水蒸氣含量，然后通過(guò)煙氣加熱器再熱煙氣，達(dá)到排放溫度、減少對(duì)煙囪的腐蝕及濕煙羽的視覺(jué)污染。

系統(tǒng)圖如圖1所示。以該330 MW機(jī)組的余熱回收系統(tǒng)為研究對(duì)象，依托該機(jī)組的參數(shù)建立相應(yīng)的理論分析模型進(jìn)行系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)參數(shù)分析研究。

圖1 煙氣余熱及水回收系統(tǒng)

1.3 系統(tǒng)計(jì)算模型

對(duì)于低溫省煤器、煙氣冷卻器、煙氣再熱器和暖風(fēng)器，換熱器系統(tǒng)中的工質(zhì)均為煙氣、空氣或水，且工質(zhì)均無(wú)相變，各換熱器熱負(fù)荷Qi為

Qi=mi·(hi,h-hi,l)

式中hi,h——第i個(gè)換熱器高溫側(cè)進(jìn)口工質(zhì)比焓/kJ·kg-1；

hi,l——i個(gè)換熱器高溫側(cè)出口工質(zhì)比焓/kJ·kg-1；

mi——第i個(gè)換熱器進(jìn)出口質(zhì)量流量/kg·s-1。

對(duì)于煙氣冷凝器，煙氣進(jìn)行相變換熱，且由于煙氣冷凝出口煙氣質(zhì)量減少，其換熱器熱負(fù)荷Qf為

Qf=mf,in·hf,in-mf,out·hf,out-mcond·hcond

式中hf,in——換熱器高溫側(cè)進(jìn)口煙氣比焓/kJ·kg-1；

hf,out——換熱器高溫側(cè)出口煙氣比焓/kJ·kg-1；

hcond——回收冷凝水比焓/kJ·kg-1；

mf,in——換熱器進(jìn)口煙氣質(zhì)量流量/kg·s-1；

mf,out——換熱器出口煙氣質(zhì)量流量/kg·s-1；

mcond——回收冷凝水質(zhì)量流量/kg·s-1。

為提高換熱效果均采用逆流布置，則其對(duì)數(shù)平均傳熱溫差Δti,m為

上述公式中Δti,in及Δti,out分別為換熱器的進(jìn)、出口處兩股換熱工質(zhì)的溫差。

凝結(jié)水回收質(zhì)量流量mcond為

mcond=rH2O,in·mf,in-rH2O,out·mf,out

式中rH2O,in——煙氣冷凝器入口H2O質(zhì)量分?jǐn)?shù);

mf,in——煙氣冷凝器入口煙氣質(zhì)量流量/kg·s-1;

rH2O,out——煙氣冷凝器出口H2O質(zhì)量分?jǐn)?shù);

mf,out——煙氣冷凝器出口煙氣質(zhì)量流量/kg·s-1。

換熱器面積為Ai為

式中Ki——第i級(jí)換熱器換熱系數(shù)/W·m-2·K-1。

換熱器投資支出主要受換熱面積的影響，換熱面積越大，投資也越大。第i級(jí)換熱器的成本Si為

Si=ai·Ai

式中ai——第i級(jí)換熱器單位面積成本/元·m-2。

循環(huán)水泵耗功N計(jì)算如下

N=(mf,p·ΔP/ρ)/η

式中mf,p——循環(huán)水質(zhì)量流量/kg·s-1；

ΔP——水泵進(jìn)出口循環(huán)水壓力差/Pa；

ρ——循環(huán)水密度/kg·m-3；

η——循環(huán)水泵效率/%。

系統(tǒng)靜態(tài)回收年限SRP計(jì)算如下

式中 Δb——系統(tǒng)節(jié)煤率/g·(kWh)-1，根據(jù)等效熱降法[15]計(jì)算，其主要跟回收余熱負(fù)荷及品味有關(guān)，同時(shí)也放映了系統(tǒng)的性能；

Fc——標(biāo)煤價(jià)格/元·t-1；

Ne——機(jī)組輸出功率/MW；

msave——系統(tǒng)節(jié)水質(zhì)量流量/kg·s-1，與mcond計(jì)算相似；

Fw——工業(yè)用水價(jià)格/元·kg-1；

Tu——機(jī)組年運(yùn)行小時(shí)/h·年-1。

2 系統(tǒng)運(yùn)行特性分析

進(jìn)入除塵器的煙氣溫度由150 ℃降低至95 ℃，脫硫塔出口煙氣溫度由52.1 ℃降低至48.7 ℃，脫硫塔出口煙氣含水量由13.52%降低至11.43%，當(dāng)脫硫塔之后的煙氣進(jìn)一步被冷卻，煙氣含水量降低至8.5%。低溫省煤器利用17.64 MW熱量至汽輪機(jī)回?zé)嵯到y(tǒng)，煙氣冷卻器利用6.96 MW熱量至煙氣再熱器，將煙氣冷凝器之后的煙氣升溫15 ℃，降低對(duì)煙囪的低溫腐蝕。低溫省煤器投資586萬(wàn)元，煙氣冷卻器投資206萬(wàn)元，煙氣冷凝器投資1 766萬(wàn)元，煙氣再熱器投資303萬(wàn)元，循環(huán)水泵投資30萬(wàn)元，其中煙氣冷凝器投資占總投資約60%，系統(tǒng)的性能如表3所示。

表3 系統(tǒng)性能參數(shù)

環(huán)境溫度或機(jī)組負(fù)荷降低會(huì)降低系統(tǒng)性能，并降低進(jìn)入電除塵器煙氣排煙溫度，可能會(huì)引起低溫腐蝕，影響系統(tǒng)的安全運(yùn)行。本節(jié)主要分析低溫省煤器、煙氣冷卻器及煙氣再熱器等設(shè)備部分結(jié)構(gòu)參數(shù)及運(yùn)行參數(shù)對(duì)系統(tǒng)的影響。

2.1 煙氣冷卻器面積的影響

煙氣冷卻器面積100%為設(shè)計(jì)工況，如圖2所示，隨著煙氣冷卻器面積的減小，進(jìn)入電除塵器煙氣溫度有所增加，但是煙氣再熱系統(tǒng)循環(huán)水溫度和煙氣再熱器出口排煙溫度有所降低。煙氣冷卻器面積降低至50%，進(jìn)入電除塵器煙氣溫度提升約3 ℃，煙氣再熱系統(tǒng)循環(huán)水溫度降低約7 ℃。低溫省煤器出口凝結(jié)水溫度不隨煙氣冷卻器面積變化而變化，回收余熱負(fù)荷及品味保持不變，系統(tǒng)節(jié)煤率也不變化，如圖3所示。

圖2 系統(tǒng)部分狀態(tài)點(diǎn)溫度隨煙氣冷卻器面積變化

圖3 節(jié)煤率隨煙氣冷卻器面積變化

2.2 煙氣再熱器面積的影響

煙氣再熱器面積為100%為設(shè)計(jì)工況，如圖4所示，降低煙氣再熱器面積會(huì)降低煙氣再熱器出口排煙溫度，煙氣再熱系統(tǒng)循環(huán)水溫度和進(jìn)入電除塵器煙氣溫度會(huì)隨之升高，而低溫省煤器出口凝結(jié)水溫度不受影響，回收余熱負(fù)荷及品味不變，所以節(jié)煤率保持不變，如圖5所示。

圖4 系統(tǒng)部分狀態(tài)點(diǎn)溫度隨煙氣再熱器面積變化

圖5 節(jié)煤率隨煙氣再熱器面積變化

2.3 低溫省煤器面積的影響

低溫省煤器面積為100%為設(shè)計(jì)工況，如圖6所示，降低低溫省煤器面積會(huì)提升煙氣再熱器出口排煙溫度，煙氣再熱系統(tǒng)循環(huán)水溫度和進(jìn)入電除塵器煙氣溫度以及低溫省煤器出口凝結(jié)水溫度也有所增加，低溫省煤器出口凝結(jié)水溫度增加，回收余熱品味提高，但是由于低溫省煤器面積的降低，回收余熱負(fù)荷隨之大幅降低，所以系統(tǒng)節(jié)煤率隨著低溫省煤器面積降低而降低，如圖7所示。

圖6 系統(tǒng)部分狀態(tài)點(diǎn)溫度隨低溫省煤器面積變化

圖7 節(jié)煤率隨低溫省煤器面積變化

2.4 低溫省煤器凝結(jié)水質(zhì)量流量的影響

低溫省煤器凝結(jié)水質(zhì)量流量100%為設(shè)計(jì)工況，如圖8所示，隨著凝結(jié)水質(zhì)量流量的降低，低溫省煤器出口凝結(jié)水溫度、進(jìn)入電除塵器煙氣溫度、煙氣再熱系統(tǒng)循環(huán)水溫度以及煙氣再熱器出口排煙溫度均會(huì)增加，且質(zhì)量流量降低越多，各狀態(tài)點(diǎn)溫度提升越快，所以降低低溫省煤器凝結(jié)水質(zhì)量流量是提高進(jìn)入電除塵器煙氣溫度的一種辦法。

圖8 系統(tǒng)部分狀態(tài)點(diǎn)溫度隨低溫省煤器凝結(jié)水質(zhì)量流量變化

如圖9所示，隨著低溫省煤器凝結(jié)水質(zhì)量流量降低，雖然低溫省煤器出口凝結(jié)水溫度有所提高，但是回收余熱熱負(fù)荷降低，所以系統(tǒng)節(jié)煤率略有降低，隨著低溫省煤器凝結(jié)水質(zhì)量流量減少，節(jié)煤率減少的越來(lái)越快，當(dāng)質(zhì)量流量降低至50%時(shí)，系統(tǒng)節(jié)煤率下降約20%。所以降低低溫省煤器凝結(jié)水質(zhì)量流量提升進(jìn)入電除塵器煙氣溫度的同時(shí)，會(huì)降低系統(tǒng)的性能。

圖9 節(jié)煤率隨低溫省煤器凝結(jié)水質(zhì)量流量變化

2.5 煙氣再熱系統(tǒng)循環(huán)水質(zhì)量流量的影響

煙氣再熱系統(tǒng)循環(huán)水質(zhì)量流量100%為設(shè)計(jì)工況，如圖10所示，隨著循環(huán)水質(zhì)量流量的增加，進(jìn)入電除塵器煙氣溫度和節(jié)煤率不變，但是煙氣再熱系統(tǒng)循環(huán)水溫度隨著質(zhì)量流量增加有所增加，循環(huán)水質(zhì)量流量增加至300%，可提高溫度約4 ℃。如果考慮循環(huán)水泵的成本，增加循環(huán)水質(zhì)量流量需要使用變速泵或者雙泵，使系統(tǒng)的投資增加。

圖10 系統(tǒng)部分狀態(tài)點(diǎn)溫度及性能隨低煙氣再熱系統(tǒng)循環(huán)水質(zhì)量流量變化

3 結(jié)論

本文提出了一種煙氣余熱及水回收系統(tǒng)，建立了系統(tǒng)的計(jì)算模型，并分析了系統(tǒng)運(yùn)行性能，同時(shí)分析系統(tǒng)運(yùn)行參數(shù)及結(jié)構(gòu)參數(shù)對(duì)系統(tǒng)的影響，得出如下結(jié)論：

(1)進(jìn)入除塵器的煙氣溫度由150 ℃降低至95 ℃，脫硫塔出口煙氣溫度由52.1 ℃降低至48.7 ℃，脫硫塔出口煙氣含水量由13.52%降低至11.43%，此時(shí)可以節(jié)約脫硫塔耗水6.66 kg/s。當(dāng)脫硫塔之后的煙氣進(jìn)一步被冷卻至43 ℃，系統(tǒng)可以回收水8.68 kg/s。系統(tǒng)利用17.64 MW熱量至汽輪機(jī)回?zé)嵯到y(tǒng)，降低機(jī)組煤耗率2.75 g/kWh。利用6.96 MW熱量將煙氣冷凝器之后的煙氣升溫15 ℃，降低對(duì)煙囪的低溫腐蝕。系統(tǒng)總投資2 892萬(wàn)元，其中煙氣冷凝器投資超過(guò)60%，靜態(tài)回收年限為8.33年。

(2)降低煙氣冷卻器、煙氣再熱器或低溫省煤器面積均可以提高進(jìn)入電除塵器煙氣溫度；煙氣冷卻器和煙氣再熱器面積的降低對(duì)系統(tǒng)性能沒(méi)有影響，但是低溫省煤器面積的降低，會(huì)導(dǎo)致系統(tǒng)性能的降低，設(shè)計(jì)時(shí)可考慮減少煙氣冷卻器和煙氣再熱器面積，提高系統(tǒng)變工況運(yùn)行的安全性。

(3)降低低溫省煤器冷凝水質(zhì)量流量可以提高電除塵器煙氣溫度；隨著低溫省煤器冷凝水質(zhì)量流量降低，系統(tǒng)性能也會(huì)降低；煙氣再熱系統(tǒng)循環(huán)水質(zhì)量流量對(duì)系統(tǒng)性能沒(méi)有影響，但是增加循環(huán)水質(zhì)量流量需要使用變速泵或者雙泵，會(huì)增加系統(tǒng)的投資。