張瑞卿， 楊海瑞， 呂俊復

（清華大學 熱科學與動力工程教育部重點實驗室，北京 100084）

在我國的能源消費結(jié)構(gòu)中 煤炭約占 的份額，且煤炭消耗量逐年增加，截至2010年煤炭年消耗量已超過30億t（標準煤）［1］.電力行業(yè)中的燃煤電廠是煤炭消耗大戶，主要以煤炭燃燒釋放的熱能作為能量來源.如何進一步提高燃煤電廠的能源利用效率是目前業(yè)界比較關(guān)注的熱點［2-3］.目前大部分燃煤電廠的排煙溫度較高，受燃料特性改變和運行環(huán)境變化影響，大型燃煤鍋爐的實際排煙溫度一般為120～140℃，如果不進行余熱回收利用，由排煙損失引起的能源浪費是顯而易見的.李秀平等［4-5］提出了鍋爐煙氣余熱利用的方案，其中通過加裝煙氣換熱器對尾部煙道排出的高溫煙氣進行熱量回收是一種可行性較高的方案，這一方案在國外很早就得到了應用，在國內(nèi)也有不少燃煤電廠進行了煙氣換熱器的安裝和改造工作.華東某電廠利用中國電力工程顧問集團華東電力設(shè)計院的專利技術(shù)［6］對1號1000MW機組進行余熱回收改造工作，將煙氣換熱器分段布置在脫硫吸收塔入口和電氣除塵器入口，形成兩級煙氣換熱器系統(tǒng).由于煙氣換熱器中的煙氣溫度低于鍋爐排煙溫度，因此稱其為低溫煙氣換熱器，屬于鍋爐煙氣余熱回收利用的技術(shù)范圍.針對改造后正常運行的機組，筆者測試和分析了兩級式低溫煙氣換熱器對系統(tǒng)能耗、脫硫系統(tǒng)水耗和電氣除塵器除塵效率的影響.

1 煙氣換熱器的概況

煙氣熱量回收裝置（FGHRS）在國外的應用較早.前蘇聯(lián)在改裝鍋爐機組時，為了減少排煙損失，在鍋爐對流豎井的下部裝設(shè)煙氣換熱器來加熱熱網(wǎng)水.近期發(fā)展的超超臨界發(fā)電機組也有煙氣熱量回收裝置.德國Schwarze－Pumpe電廠2×800MW褐煤發(fā)電機組在電氣除塵器和煙氣脫硫吸收塔之間加裝了煙氣冷卻器，利用煙氣加熱凝結(jié)水，其原理與煙氣熱量回收裝置的原理一致.德國科隆Nideraussem 1000MW褐煤發(fā)電機組采用分隔煙道系統(tǒng)來充分降低排煙溫度，將煙氣熱量回收裝置安裝在空氣預熱器的旁通煙道中，在煙氣熱量足夠的前提下將部分煙氣引入旁通煙道內(nèi)加熱鍋爐給水，由于鍋爐燃用的是褐煤，排煙溫度較高（達到170℃左右），而加裝煙氣換熱器后排煙溫度降為100℃左右，回收的熱量相當可觀，說明煙氣換熱器對高排煙溫度鍋爐的節(jié)能效果是非常明顯的.日本常陸那珂電廠采用了水媒方式的管式煙氣換熱器，煙氣放熱段的煙氣換熱器布置在電氣除塵器上游，煙氣被循環(huán)水冷卻后進入低溫除塵器（煙氣溫度為90～100℃），煙氣加熱段的煙氣換熱器布置在煙囪入口 由循環(huán)水加熱煙氣.煙氣放熱段煙氣換熱器的原理與煙氣熱量回收裝置一樣，該鍋爐設(shè)計排煙溫度（125℃左右）不是很高，經(jīng)煙氣換熱器后的煙氣溫度可降為85℃左右，但管式煙氣換熱器利用煙氣的熱量加熱脫硫吸收塔出口煙氣，并沒有節(jié)約機組的煤耗量，不能達到節(jié)能效果，其主要目的在于提高脫硫后排煙溫度，減輕對煙囪的腐蝕，同時提高煙氣從煙囪排放時的抬升高度，降低污染物的落地濃度［7-8］.

目前，煙氣側(cè)煙氣換熱器通常布置在電氣除塵器入口.日本不少大型火電廠都采用類似的布置，如常陸那珂電廠（1000MW）和Tomato－Atsuma電廠（700MW）等.煙氣放熱段管式煙氣換熱器布置在空氣預熱器和電氣除塵器之間，管式煙氣換熱器將煙氣溫度降到90℃左右，并應用了低低溫電氣除塵器.低溫除塵器是指入口煙氣溫度為100℃（煙氣酸露點）以下的除塵器.煙氣溫度降低，飛灰比電阻通常隨之減小，同時煙氣黏度降低，在一定的質(zhì)量流量下，煙氣速度減小，大大提高了電氣除塵器的除塵效率.但采用此方案必須考慮電氣除塵器和下游設(shè)備的腐蝕.因此，煙氣換熱器布置在電氣除塵器和引風機（增壓風機）之后，煙氣才不會對這些設(shè)備造成腐蝕，降低了腐蝕危險，這是因為脫硫吸收塔內(nèi)本來就是酸性環(huán)境，塔內(nèi)已進行了防腐處理.這種布置方式只需選用適用于煙氣換熱器低溫段的材料，同時對煙氣換熱器與脫硫吸收塔之間的煙道進行防腐.該布置方式的缺點是無法利用煙氣溫度降低來提高電氣除塵器效率（甚至減少一個電場）和減少引風機（增壓風機）功率，同時其布置位置遠離主機，用于降低煙氣溫度的凝結(jié)水管和用于吹灰的輔助蒸汽管道也比第一種方案長，凝結(jié)水泵需克服的管道阻力較大.因此，兼顧2種方案的優(yōu)點，可將煙氣換熱器分段布置在脫硫吸收塔入口和電氣除塵器入口.隨著GB 13223—2011《火電廠大氣污染物排放標準》［9］的頒布，對于重點地區(qū)，要求煙囪出口的煙塵排放質(zhì)量濃度低于20mg／m3（6%O2體積分數(shù)下），這是非常嚴格的標準.考慮到節(jié)能和環(huán)保要求，將煙氣換熱器分段布置在脫硫吸收塔入口和電氣除塵器入口的方式更具優(yōu)勢，但在布置時需要綜合考慮管道的防腐蝕和阻力等問題.

2 煙氣換熱器的布置

將煙氣換熱器（GCH）安裝在1000MW超超臨界燃煤鍋爐上，在鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量（BMCR）工況下該鍋爐的主要參數(shù)見表1，其中LHV表示計算時以燃料的低位發(fā)熱量為基準.

安裝煙氣換熱器后的煙氣系統(tǒng)流程圖見圖1.分別在電氣除塵器前和脫硫吸收塔前加裝煙氣換熱器.利用從汽輪機抽取的冷凝水作為換熱工質(zhì)，分別經(jīng)過第二級和第一級煙氣換熱器，與煙氣直接進行熱交換后返回汽輪機.

煙氣熱量回收裝置的第一級煙氣換熱器布置在空氣預熱器出口與電氣除塵器入口之間的煙道中.對于第一級煙氣換熱器，應使其出口煙氣溫度高于煙氣的酸露點溫度，以避免下游設(shè)備的腐蝕.在系統(tǒng)中設(shè)置第一級煙氣換熱器的凝結(jié)水旁路和調(diào)節(jié)閥，在低負荷工況下，部分凝結(jié)水流經(jīng)第一級煙氣換熱器的旁路，減少吸收煙氣的熱量，使得煙氣換熱器的出口煙氣溫度始終為105～108℃，保證此溫度高于煙氣的酸露點溫度，從而降低電氣除塵器、煙道、引風機和增壓風機腐蝕的風險.根據(jù)計算，當燃煤中硫分質(zhì)量分數(shù)小于1%時，煙氣的酸露點溫度基本在105℃以下，因此第一級煙氣換熱器的運行是安全的.

表1 BMCR工況下1000MW超超臨界燃煤鍋爐的主要參數(shù)Tab.1 Main parameters of the 1000MW ultrasupercritical coal-fired boiler at BMCR load

圖1 改造后的煙氣系統(tǒng)流程圖Fig.1 Schematic diagram of the retrofitted flue gas system

煙氣熱量回收裝置的第二級煙氣換熱器布置在脫硫吸收塔入口.由于未改造的原脫硫煙道布置十分緊湊，而煙氣熱量回收裝置要求較小的流速，內(nèi)部布置了大量的受熱面，截面積比原來煙道增加了1倍左右，因此需要對增壓風機出口至脫硫吸收塔入口之間的煙道進行改造.第二級煙氣換熱器布置方案的主要缺點是管道長，需要克服的沿程阻力較大，系統(tǒng)復雜.因此，改造時采用的措施如下：（1）每臺煙氣換熱器的凝結(jié)水聯(lián)箱均布置在煙氣換熱器的外部，以方便焊縫的檢驗和修復；（2）采用全伸縮式吹灰器；（3）在煙氣換熱器上設(shè)置水清洗系統(tǒng)，以工業(yè)水為水源，在機組停役期間對其進行水清洗.

3 兩級式低溫煙氣換熱器的運行情況

針對改造后的煙氣系統(tǒng)，對機組熱耗、煤耗和輔機能耗進行測試，同時還系統(tǒng)地測試了煙氣換熱器運行的性能參數(shù)、脫硫系統(tǒng)的水耗和電氣除塵器的運行情況.

3.1 機組余熱利用效果

煙氣換熱器的余熱利用效果主要從汽輪機的熱耗、機組煤耗和回收熱量等方面來考慮，同時還需要參考輔機功耗情況.

圖2給出了100%負荷下汽輪機熱耗的實驗計算值和理論計算值.由圖2可以看出，與兩級式煙氣換熱器全部切除（GCH全切）相比，在兩級式煙氣換熱器投入運行（GCH全投）后，汽輪機熱耗有所降低，降低了0.56%.采用簡化計算的方法，根據(jù)測量所得給水質(zhì)量流量，計算得到主蒸汽質(zhì)量流量的實驗值.根據(jù)高壓加熱器熱平衡計算抽汽質(zhì)量流量，然后計算冷再熱和熱再熱蒸汽質(zhì)量流量.根據(jù)給水質(zhì)量流量、主蒸汽質(zhì)量流量、冷再熱蒸汽和熱再熱蒸汽質(zhì)量流量及相應的焓值，可得到汽輪機的輸入熱量，再除以發(fā)電機輸出功率即可得到汽輪機熱耗的實驗計算值.由圖2還可以看出，汽輪機熱耗降低百分比的實驗計算值均低于相應工況的理論結(jié)果，這是因為測量變化相對較小的物理量時，實驗測量不確定度相對較大，煙氣換熱器改造應同時考慮汽輪機熱耗的實驗計算值和理論計算值，實際改造效果應介于兩者之間.

圖2 不同工況下汽輪機熱耗的實驗計算值和理論計算值的對比Fig.2 Comparison of steam turbine heat rate between experimental and calculated results at different conditions

圖3給出了100%機組負荷和不同工況下的煤耗.由圖3可知，當煙氣換熱器全投時，機組發(fā)電煤耗降低了1.52g／（kW·h），供電煤耗降低了1.59 g／（kW·h）.由于改造前后的環(huán)境溫度和排煙溫度存在明顯差異，因此圖3中的煤耗是基于實驗環(huán)境下的數(shù)值.根據(jù)計算，當100%負荷下煙氣換熱器全投時，煙氣換熱器中凝結(jié)水的吸熱量為35087.2 kW，大于設(shè)計值（31883kW），即實驗中煙氣換熱器的煙氣放熱量大于設(shè)計值，凝結(jié)水多吸收的熱量使抽汽量進一步減少，從而導致機組發(fā)電量增加，據(jù)此將煤耗換算到煙氣換熱器設(shè)計條件下，得到的供電煤耗約為1.433g／（kW·h），節(jié)省的煤耗仍相當可觀.

圖3 不同工況下的煤耗Fig.3 Coal consumption at different conditions

實驗時煙氣溫度和凝結(jié)水溫度的測點位置見圖1.在100%負荷下，當煙氣換熱器全投、一級切除和全切時，相應測點位置的煙氣溫度分布見圖4.煙氣經(jīng)過風機會有一定的溫升，這部分屬于機組的能量消耗，因此煙氣換熱器收集到的有效熱量應該采用第一級煙氣換熱器入口與第二級煙氣換熱器出口的溫差來計算.由圖4可知，當煙氣換熱器全投時，兩級煙氣換熱器的煙氣溫差為35K，煙氣壓損為0.495kPa，凝結(jié)水溫升為15.5K；當煙氣換熱器一級切除時，煙氣溫差為27K，煙氣壓損為0.525 kPa，凝結(jié)水溫升為11.5K，所以煙氣換熱器的投運可有效地回收和利用高溫煙氣的熱量，提高了能量利用效率.由圖4還可以看出，該機組在正常運行條件下，煙氣換熱器系統(tǒng)的煙氣溫度始終高于105℃，遠高于燃用燃料所產(chǎn)生煙氣的酸露點溫度，避免了對電氣除塵器、煙道、引風機和增壓風機等相關(guān)設(shè)備的腐蝕.與通常意義下的低溫省煤器相比，低溫煙氣換熱器中的煙氣溫度較高，這是為了保證在機組低負荷運行的條件下，低溫煙氣換熱器中的煙氣溫度仍能高于煙氣的酸露點溫度，確保相關(guān)設(shè)備的安全性.

圖4 不同工況下測點的煙氣溫度Fig.4 Flue gas temperature distribution at different conditions

此外，在100%負荷下，當煙氣換熱器全投時，引風機、增壓風機和凝結(jié)水泵功率增加的平均值約為1170.2kW.結(jié)合上述討論，加裝煙氣換熱器后的煙氣阻力雖然增大，造成風機功率和其他輔機功率增大，但這部分電耗只占采用余熱回收所節(jié)約成本的10%～30%，因此從節(jié)能效果來講，兩級式低溫煙氣換熱帶來了很大的能量收益.

3.2 脫硫系統(tǒng)節(jié)水效果

與單級式布置相比，兩級式低溫煙氣換熱器能夠綜合2種單級式布置的優(yōu)點.通過在脫硫吸收塔前加裝煙氣換熱器，煙氣溫度進一步降低，能夠節(jié)省大量的脫硫系統(tǒng)用水.目前，關(guān)于燃煤電廠濕法煙氣脫硫系統(tǒng)的水耗研究［10－11］較多.脫硫系統(tǒng)的水耗主要包括石灰石制漿用水 設(shè)備沖洗用水 設(shè)備冷卻用水、啟動調(diào)整用水和廢水處理系統(tǒng)用水等.煙氣溫度對脫硫系統(tǒng)用水的影響主要體現(xiàn)在對塔內(nèi)蒸發(fā)水量的影響.由于脫硫吸收塔出口的煙氣溫度通常穩(wěn)定在45～50℃，入口煙氣溫度越高，用于降低煙氣溫度的水量就越大，這部分水吸收了高溫煙氣的熱量并以氣態(tài)和液態(tài)的形式被煙氣帶入大氣，屬于損耗水.表2給出了100%負荷下脫硫系統(tǒng)的用水情況.當煙氣換熱器全投時，脫硫吸收塔入口煙氣溫度為136.1℃，用水質(zhì)量流量比煙氣換熱器全切時減少了39.75t 當煙氣換熱器一級切除時 脫硫吸收塔入口煙氣溫度為117.64℃，用水質(zhì)量流量比煙氣換熱器全切時減少了17.86t／h.直接利用熱平衡關(guān)系式計算得到煙氣換熱器全投和一級切除時的理論用水質(zhì)量流量分別減少了38.93t／h和20.85t／h.雖然熱平衡計算僅是一種簡化手段，并沒有將影響耗水量的所有因素考慮在內(nèi)，但計算值與實際值還是吻合的.由此可見，安裝煙氣換熱器后，入口煙氣溫度降低，能夠有效地節(jié)省脫硫系統(tǒng)用水.

表2 100%負荷下脫硫系統(tǒng)用水的質(zhì)量流量Tab.2 Water consumption of FGD system at 100%load t／h

3.3 電氣除塵器的除塵效果

將煙氣換熱器布置在電氣除塵器前能夠有效地降低煙氣溫度，并且可大大提高電氣除塵器的除塵效率.在實驗中，對該機組配備的2臺三室四電場電氣除塵器在煙氣換熱器全投和全切時的運行情況進行了測試.測試中，機組處于滿負荷運行狀態(tài).標準工況下單位體積干燥煙氣的含塵質(zhì)量濃度為

式中：ρ為出口粉塵質(zhì)量濃度，mg／m3；m為所采得的粉塵質(zhì)量，mg；Vsnd為標準工況下干燥煙氣的采樣體積，m3.

除塵效率η采用重量法進行計算

式中：qm，in和qm，out分別為電氣除塵器入口和出口煙塵的總質(zhì)量流量，kg／h.

圖5給出了100%機組負荷下煙氣換熱器全投與全切時，2臺基本參數(shù)相同且同時運行的電氣除塵器（A和B）的主要性能參數(shù)比較，其中煙氣換熱器全投時電氣除塵器A和B的除塵效率分別為99.86%和99.88%，煙氣換熱器全切時電氣除塵器A和B的除塵效率分別為99.80%和99.81%.由圖5可知，當煙氣換熱器投運后，平均除塵效率提高了0.06%，出口粉塵的平均排放質(zhì)量濃度從21.22 mg／m3降為14.05mg／m3，能夠滿足新頒布的排放標準要求，同時煙氣平均含濕量從9.3%降為7%，電氣除塵器的工作性能大幅提高，與設(shè)計之初的預測結(jié)果一致，可從以下幾個方面來分析.首先，煙氣換熱器投運后降低了電氣除塵器入口的煙氣溫度，煙氣體積流量隨之減少，實驗中的煙氣體積流量從1363.03m3／s減少為1257.8m3／s，由于電氣除塵器煙道截面積不變，煙氣的平均速度降低了7.7%，有助于提高除塵效率.其次，煙氣溫度降低，其飛灰比電阻通常隨之減小，同時煙氣黏度和濕度降低，這樣的物性變化也有利于增強電場對粉塵顆粒的捕集能力.總之，煙氣換熱器的投運使電氣除塵器的除塵效果進一步增強，有利于滿足更加嚴格的環(huán)保標準.

圖5 不同工況下電氣除塵器性能參數(shù)的比較Fig.5 Performance parameters of ESP at different conditions

4 結(jié) 論

（1）在100%BMCR工況下和兩級煙氣換熱器投運后，汽輪機熱耗降低了0.56%，供電煤耗降低了1.59g／（kW·h），同時輔機能耗的增加僅占回收能量的10%～30%，總體上具有很好的節(jié)能效果.此外，煙氣換熱器換熱情況良好，系統(tǒng)的煙氣溫度始終維持在105℃以上，即高于煙氣的酸露點溫度，降低了電氣除塵器、煙道、引風機和增壓風機腐蝕的風險.

（2）在保證脫硫效率的前提下，煙氣換熱器全投時脫硫系統(tǒng)水耗降低了39.75t／h.

（3）煙氣換熱器全投后，電氣除塵器的除塵效率有所提高，出口粉塵平均排放質(zhì)量濃度從21.22 mg／m3降為14.05mg／m3，能夠滿足新的國家排放標準要求.

［1］國家統(tǒng)計局能源統(tǒng)計司.2011中國能源統(tǒng)計年鑒［M］.北京：中國統(tǒng)計出版社，2011.

［2］楊冬，徐鴻，陳海平.引進型300MW循環(huán)流化床鍋爐效率的分析［J］.動力工程學報，2010，30 （3）：180-183.YANG Dong，XU Hong，CHEN Haiping.Analysis on energy efficiency of imported 300MW circulating fluidized bed boiler ［J］.Journal of Chinese Society of Power Engineering，2010，30 （3）：180-183.

［3］李勇，王艷紅，張炳文.基于不同標準的鍋爐熱效率及發(fā)電標準煤耗率修正方法［J］.動力工程學報，2012，32 （4）：273-281.LI Yong，WANG Yanhong，ZHANG Bingwen.Correction of boiler thermal efficiency and standard coal consumption rate based on different standards ［J］.Journal of Chinese Society of Power Engineering，2012，32 （4）：273-281.

［4］李秀平，李博，謝津倫.燃煤鍋爐低溫余熱利用技術(shù)應用分析［J］.中國電力，2011，44（12）：86-88.LI Xiuping，LI Bo，XIE Jinlun.Application of lowtemperature waste heat utilization technology in coalfired boiler［J］.Electric Power，2011，44（12）：86-88.

［5］張方煒.鍋爐煙氣余熱利用研究［J］.電力勘測設(shè)計，2010（4）：48-52.ZHANG Fangwei.Application of exhaust gas surplus heat of boiler［J］.Electric Power Survey ＆ Design，2010（4）：48-52.

［6］葉勇健，施剛夜，林磊，等.應用于火力發(fā)電廠的兩級煙氣換熱器系統(tǒng)：中國，CN201892201U［P］.2011-07-06.

［7］彭大為，舒少辛，王義兵，等.脫硫系統(tǒng)GGH應用方案設(shè)計初探［J］.中國電業(yè)，2012（2）：52-55.PENG Dawei，SHU Shaoxin，WANG Yibing，et al.Discussion on GGH application solutions design in desulfurization system ［J］.China Electric Power，2012（2）：52-55.

［8］李曉金，甄志.取消GGH后濕法煙氣脫硫系統(tǒng)設(shè)計方案［J］.中國電力，2010，43（11）：56-59.LI Xiaojin，ZHEN Zhi.Discussion on wet flue gas desulfurization system scheme for uninstalling GGH［J］.Electric Power，2010，43 （11）：56-59.

［9］中華人民共和國環(huán)境保護部.GB 13223—2011火電廠大氣污染物排放標準［S］.北京：中國環(huán)境科學出版社，2011.

［10］尹連慶，李偉娜，郭靜娟.燃煤電廠濕法煙氣脫硫系統(tǒng)的水平衡分析［J］.工業(yè)安全與環(huán)保，2011，37（1）：21-23.YIN Lianqing，LI Weina，GUO Jingjuan.Analysis on water balance of wet flue gas desulfurization system in coal-fired power plant ［J］.Industrial Safety and Environmental Protection，2011，37 （1）：21-23.

［11］鐘毅，高翔，林永明，等.石灰石石膏濕法煙氣脫硫工藝液相系統(tǒng)分析與計算［J］.熱力發(fā)電，2007，36（12）：11-13.ZHONG Yi，GAO Xiang，LIN Yongming，et al.Analysis and calculation of the liquid phase system in limestone／gypsum wet flue gas desulfuration process［J］.Thermal Power Generation，2007，36（12）：11-13.