燃煤機(jī)組煙氣余熱及水回收系統(tǒng)變工況特性和調(diào)控策略

張國(guó)柱，張鈞泰，文鈺，楊凱旋，劉明，劉繼平

(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，陜西 西安 710049)

0 引言

火力發(fā)電承擔(dān)著中國(guó)主要電力供給，也消耗大量的煤炭和水資源，提高燃煤電站效率及運(yùn)行靈活性，減少燃煤機(jī)組資源消耗和污染物排放是長(zhǎng)期關(guān)注的問(wèn)題。因此，燃煤機(jī)組煙氣余熱及水回收具有重要意義[1]，在燃煤機(jī)組煙氣余熱與水回收系統(tǒng)分析中應(yīng)考慮系統(tǒng)的變工況特性。

通過(guò)低溫省煤器及MGGH(media gas-gas heater)系統(tǒng)對(duì)煙氣余熱進(jìn)行回收，可以顯著降低排煙溫度，同時(shí)回收的熱量可以降低機(jī)組煤耗率[2-4]。低溫省煤器的研究已相對(duì)成熟，已有完整的理論體系并在中國(guó)廣泛應(yīng)用[5-9]。MGGH系統(tǒng)也在世界范圍內(nèi)的各大型機(jī)組上有實(shí)際應(yīng)用[10-11]，對(duì)節(jié)能減排，減少溫室效應(yīng)具有重大意義。

燃煤電站的煙氣中水回收主要是針對(duì)濕法脫硫耗水量大的問(wèn)題，中國(guó)燃煤電站已廣泛應(yīng)用成熟、高效的濕法脫硫技術(shù)，但是該技術(shù)耗水量大，在1000 MW機(jī)組中，濕法脫硫耗水量達(dá)到200 t/h[12]。采用煙氣換熱器對(duì)脫硫之后的煙氣進(jìn)行冷凝，可以有效回收煙氣中的水分，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%[13]。也有學(xué)者對(duì)煙氣冷凝器的材料以及相應(yīng)的換熱性能及經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行分析[14-19]。研究發(fā)現(xiàn)應(yīng)用膜式換熱器不僅可以回收冷凝水，還可以回收煙氣的潛熱[20-22]。文獻(xiàn)[23]測(cè)試了2種高分子膜，發(fā)現(xiàn)兩者都可以回收煙氣中35% ～ 55%的水分。文獻(xiàn)[24]發(fā)現(xiàn)無(wú)孔有機(jī)膜比多孔陶瓷膜更經(jīng)濟(jì)。

目前，燃煤電站煙氣余熱與水回收多為獨(dú)立的研究，缺少燃煤機(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，進(jìn)入電除塵器的煙氣溫度可能會(huì)過(guò)低，導(dǎo)致?lián)Q熱器及電除塵器發(fā)生低溫腐蝕，影響系統(tǒng)的安全運(yùn)行。本文針對(duì)某330 MW燃煤電站煙氣余熱及水回收系統(tǒng)展開(kāi)研究，分析環(huán)境溫度對(duì)系統(tǒng)的影響，并針對(duì)進(jìn)入電除塵器煙氣溫度過(guò)低的問(wèn)題提出調(diào)控策略，分析調(diào)控策略對(duì)系統(tǒng)的影響，為燃煤機(jī)組煙氣余熱及水回收的設(shè)計(jì)及運(yùn)行提供指導(dǎo)。

1 余熱及水回收系統(tǒng)及變工況模型

該330 MW機(jī)組空預(yù)器出口排煙溫度為150℃，不僅造成了低溫?zé)煔庥酂岬睦速M(fèi)，也會(huì)導(dǎo)致脫硫塔耗水量增加，及全廠資源消耗量增加，因此有必要針對(duì)該機(jī)組低溫?zé)煔庥酂徇M(jìn)行回收，開(kāi)展煙氣余熱及水回收研究。

1.1 燃煤機(jī)組煙氣余熱及水回收系統(tǒng)

煙氣余熱及水回收系統(tǒng)在電除塵器和空預(yù)器之間布置低溫省煤器和中溫?zé)煔饫鋮s器，在脫硫塔之后布置煙氣冷凝器和煙氣再熱器。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，中溫?zé)煔饫鋮s器熱負(fù)荷與煙氣再熱器熱負(fù)荷相同，組成MGGH系統(tǒng)，利用煙氣再熱系統(tǒng)給煙氣補(bǔ)熱，滿足電站煙氣排放標(biāo)準(zhǔn)，在滿足中溫?zé)煔饫鋮s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)。系統(tǒng)的構(gòu)型圖如圖1所示。

圖1 煙氣余熱及水回收系統(tǒng)Fig. 1 Fluegas waste heat and water recovery system

1.2 變工況計(jì)算模型

按照系統(tǒng)設(shè)計(jì)結(jié)構(gòu)參數(shù)，以換熱器熱平衡為基礎(chǔ)進(jìn)行系統(tǒng)變工況計(jì)算，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

式中：hi,h為第i個(gè)換熱器高溫側(cè)進(jìn)口工質(zhì)比焓，kJ/kg；hi,l為第i個(gè)換熱器高溫側(cè)出口工質(zhì)比焓，kJ/kg；mi為第i個(gè)換熱器進(jìn)出口質(zhì)量流量，kg/s。

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

式中：hf,in為換熱器高溫側(cè)進(jìn)口煙氣比焓，kJ/kg；hf,out為換熱器高溫側(cè)出口煙氣比焓，kJ/kg；hcond為回收冷凝水比焓，kg/s；mf,in為換熱器進(jìn)口煙氣質(zhì)量流量，kg/s；mf,out為換熱器出口煙氣質(zhì)量流量，kg/s；mcond為回收冷凝水質(zhì)量流量，kg/s。

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

式中：Δti,in、Δti,out分別為換熱器的進(jìn)、出口處換熱工質(zhì)的溫差，℃。

系統(tǒng)節(jié)煤量根據(jù)等效熱降法計(jì)算，回收鍋爐排煙余熱至汽輪機(jī)回?zé)嵯到y(tǒng)，利用水回收余熱預(yù)熱空氣均為外部純熱量利用問(wèn)題，熱量利用至能級(jí)j上，新蒸汽等效熱量的增量ΔH為

式中：q為機(jī)組利用的外部純熱量，W；ηj為j能級(jí)抽氣回?zé)崞鞯某闅庑省?/p>

根據(jù)火電廠發(fā)電各項(xiàng)熱經(jīng)濟(jì)指標(biāo)之間的關(guān)系，得到

式中：Δb為發(fā)電煤耗率變化量，g/(kW·h)；b為原系統(tǒng)標(biāo)準(zhǔn)煤耗率，g/(kW·h)。

首先假設(shè)保持進(jìn)入低溫省煤器的凝結(jié)水溫度及質(zhì)量流量不變、各換熱器換熱面積及換熱系數(shù)不變，使用換熱器校核的對(duì)數(shù)平均溫差法來(lái)編寫Matlab程序，計(jì)算該330 MW機(jī)組的余熱利用系統(tǒng)在設(shè)計(jì)工況下的各參數(shù)和該系統(tǒng)在環(huán)境溫度?20℃到30℃之間變化時(shí)的全工況性能。系統(tǒng)計(jì)算步驟如下。

（1）輸入設(shè)計(jì)工況各換熱器的換熱面積及換熱系數(shù)等保持不變的參數(shù)，以及環(huán)境溫度等。

（2）先設(shè)定暖風(fēng)器出口空氣溫度，再設(shè)定空預(yù)器出口空氣溫度的初值，對(duì)空預(yù)器進(jìn)行換熱器校核計(jì)算，迭代求解出空預(yù)器出口煙氣溫度。

（3）根據(jù)設(shè)計(jì)工況低溫省煤器的參數(shù)，包括低溫省煤器冷卻水質(zhì)量流量、冷卻水入口溫度，對(duì)低溫省煤器計(jì)算迭代求解出低溫省煤器出口煙氣溫度。

（4）設(shè)定煙氣再熱器出口煙氣溫度，計(jì)算煙氣再熱器及煙氣冷卻器熱負(fù)荷，根據(jù)熱負(fù)荷計(jì)算MGGH系統(tǒng)循環(huán)水溫度。

（5）設(shè)定暖風(fēng)器出口循環(huán)水溫度的初值，對(duì)低溫?zé)煔饫鋮s器進(jìn)行換熱器校核計(jì)算，迭代求解出暖風(fēng)器出口循環(huán)水溫度。

（6）對(duì)暖風(fēng)器進(jìn)行校核計(jì)算，通過(guò)溫度點(diǎn)計(jì)算其對(duì)數(shù)平均溫差，然后根據(jù)熱負(fù)荷計(jì)算換熱溫差，比較兩者的差別，滿足誤差范圍則進(jìn)行下一步，否則重新設(shè)定暖風(fēng)器出口空氣溫度，繼續(xù)進(jìn)行步驟(2)～(5)。

（7）通過(guò)步驟(1)～(6)即可確定本系統(tǒng)各狀態(tài)點(diǎn)參數(shù)，進(jìn)而計(jì)算系統(tǒng)性能，并基于等效熱降法對(duì)系統(tǒng)進(jìn)行標(biāo)準(zhǔn)煤耗量變化分析，計(jì)算流程示意如圖2所示。

圖2 系統(tǒng)計(jì)算流程Fig. 2 Flow chart of system calculation

2 系統(tǒng)不同工況特性分析

2.1 系統(tǒng)設(shè)計(jì)工況性能

系統(tǒng)設(shè)計(jì)工況運(yùn)行時(shí)，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℃，可以節(jié)約脫硫塔耗水量6.66 kg/s。當(dāng)脫硫塔之后的煙氣在煙氣冷凝器中被進(jìn)一步冷卻至43℃，系統(tǒng)可以回收水量8.68 kg/s。低溫省煤器利用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/(kW·h)。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。在保持系統(tǒng)換熱器面積、換熱系數(shù)等設(shè)計(jì)參數(shù)及低溫省煤器進(jìn)口冷凝水溫度不變的情況下，分析環(huán)境溫度變化對(duì)系統(tǒng)運(yùn)行參數(shù)及系統(tǒng)性能的影響。

2.2 系統(tǒng)變環(huán)境溫度運(yùn)行特性

圖3為系統(tǒng)部分狀態(tài)點(diǎn)溫度隨環(huán)境溫度變化情況，由圖3可知，低溫省煤器出口冷凝水溫度、進(jìn)入電除塵器煙氣溫度、MGGH系統(tǒng)循環(huán)水溫度及煙氣再熱器出口排煙溫度與環(huán)境溫度有著良好的線性關(guān)系，環(huán)境溫度下降的同時(shí)，系統(tǒng)此部分狀態(tài)點(diǎn)溫度隨之降低。環(huán)境溫度每降低10℃，凝結(jié)水溫度降低約3℃，雖然溫度變化很小，但會(huì)影響低溫省煤器的節(jié)煤量。低溫省煤器節(jié)煤量與低溫省煤器出口凝結(jié)水溫度變化有著良好的一致性，低溫省煤器節(jié)煤量隨環(huán)境溫度變化如圖4所示。煙氣再熱器出口排煙溫度隨著空氣溫度的降低而降低，但是降低緩慢，環(huán)境溫度降低至?20℃時(shí)，煙氣溫度僅降低約1℃，環(huán)境溫度對(duì)其影響很小。

圖3 系統(tǒng)部分狀態(tài)點(diǎn)溫度隨環(huán)境溫度變化Fig. 3 Variation of state points temperature of system with the ambient temperature

圖4 低溫省煤器節(jié)煤量隨環(huán)境溫度變化Fig. 4 Variation of coal saving of system with the ambient temperature

煙氣溫度降低可以提升電除塵器的性能，但是排煙溫度過(guò)低會(huì)引起低溫?zé)煔饫鋮s器的低溫腐蝕，同時(shí)也會(huì)腐蝕電除塵器設(shè)備；一般認(rèn)為不引起低溫腐蝕的極限排煙溫度為90～95℃。由圖3可知，隨著環(huán)境溫度降低，進(jìn)入電除塵器煙氣溫度逐漸降低至90℃以下，會(huì)影響機(jī)組的安全運(yùn)行。

3 系統(tǒng)運(yùn)行調(diào)控策略及運(yùn)行分析

由2.2節(jié)可知，為了保證在不同環(huán)境溫度條件下，進(jìn)入電除塵器煙氣溫度維持在90℃以上，對(duì)系統(tǒng)進(jìn)行調(diào)控，降低低溫省煤器冷凝水質(zhì)量流量至設(shè)計(jì)工況的70%。

調(diào)控之后，進(jìn)入電除塵器煙氣溫度隨環(huán)境溫度變化如圖5所示，進(jìn)入電除塵器煙氣溫度保持在90℃之上。相比于沒(méi)有應(yīng)用調(diào)整策略，排煙溫度隨環(huán)境溫度逐漸降低至約88℃，調(diào)整策略能夠很好地維持排煙溫度保持在煙氣冷卻器和電除塵器發(fā)生低溫腐蝕的溫度之上。

圖5 進(jìn)入電除塵器煙氣溫度隨環(huán)境溫度變化Fig. 5 Variation of the ESP inlet fluegas temperature with the ambient temperature

MGGH系統(tǒng)循環(huán)水溫度變化如圖6所示，MGGH系統(tǒng)循環(huán)水溫度全部保持在70℃之上，有效避免了煙氣冷卻器和電除塵器的低溫腐蝕。

圖6 MGGH系統(tǒng)循環(huán)水溫度隨環(huán)境溫度變化Fig. 6 Variation of the MGGH circulating water temperature with the ambient temperature

對(duì)系統(tǒng)調(diào)控之后，煙氣再熱器出口排煙溫度隨環(huán)境溫度變化如圖7所示，在調(diào)控溫度點(diǎn)處，煙氣再熱器出口排煙溫度有所波動(dòng)，但是整體溫度還是比較穩(wěn)定，為56～58℃。

圖7 煙氣再熱器出口排煙溫度隨環(huán)境溫度變化Fig. 7 Variation of the fluegas reheater temperature with the ambient temperature

對(duì)系統(tǒng)進(jìn)行調(diào)控之后，低溫省煤器出口凝結(jié)水溫隨環(huán)境溫度變化如圖8所示。低溫省煤器出口凝結(jié)水溫度維持在116～135℃之間，運(yùn)行比較穩(wěn)定。調(diào)整之后，再調(diào)整低溫省煤器循環(huán)水質(zhì)量流量的溫度節(jié)點(diǎn)，低溫省煤器節(jié)煤量階躍下降，如圖9所示，相比于未經(jīng)調(diào)控時(shí)，環(huán)境溫度在?20℃時(shí)，調(diào)控策略使低溫省煤器節(jié)煤量下降約0.2 g/(kW·h)。調(diào)控策略輕微降低了系統(tǒng)的性能以維持系統(tǒng)排煙溫度及暖風(fēng)器出口循環(huán)水溫度在低溫腐蝕溫度之上。

圖8 低溫省煤器出口凝結(jié)水溫度隨環(huán)境溫度變化Fig. 8 Variation of low-temperature economizer outlet condensate temperature with the ambient temperature

圖9 低溫省煤器節(jié)煤量隨環(huán)境溫度變化Fig. 9 Variation of coal saving of system with the ambient temperature

4 結(jié)論

本文針對(duì)燃煤機(jī)組煙氣余熱及水回收系統(tǒng)展開(kāi)研究，并分析系統(tǒng)節(jié)水節(jié)煤能力，研究環(huán)境溫度和調(diào)控策略對(duì)系統(tǒng)性能及狀態(tài)參數(shù)的影響，分析結(jié)果如下。

（1）系統(tǒng)設(shè)計(jì)工況運(yùn)行時(shí)，通過(guò)降低進(jìn)入除塵器的煙氣溫度、冷凝脫硫塔之后的煙氣溫度，系統(tǒng)的節(jié)水潛力達(dá)到15.34 kg/s；通過(guò)低溫省煤器回收余熱至汽輪機(jī)回?zé)嵯到y(tǒng)，系統(tǒng)節(jié)能潛力為2.75 g/(kW·h)。

（2）環(huán)境溫度變化時(shí)，系統(tǒng)的低溫省煤器出口冷凝水溫度、進(jìn)入電除塵器煙氣溫度、MGGH系統(tǒng)循環(huán)水溫度及煙氣再熱器出口排煙溫度與環(huán)境溫度有著良好的線性關(guān)系，都會(huì)隨著環(huán)境溫度降低而降低，低溫省煤器節(jié)煤量也由設(shè)計(jì)工況（環(huán)境溫度 20℃）的 2.75 g/(kW·h)降低至 1.44 g/(kW·h)（環(huán)境溫度–20℃），同時(shí)由于進(jìn)入電除塵器煙氣溫度降低至90℃之下，系統(tǒng)可能發(fā)生低溫腐蝕，需要進(jìn)行調(diào)控。

（3）在調(diào)整了低溫省煤器冷凝水質(zhì)量流量之后，進(jìn)入電除塵器煙氣溫度提升至90℃以上，可以保證系統(tǒng)的安全運(yùn)行，但是低溫省煤器的節(jié)煤量相比于未調(diào)整時(shí)降低0.2 g/(kW·h)，調(diào)控策略犧牲了系統(tǒng)的部分性能來(lái)保證系統(tǒng)不發(fā)生低溫腐蝕。