李寶珠

河北筑能工程技術有限公司 河北 石家莊 050000

1.前言

火力發(fā)電廠鍋爐排煙溫度約為120～150℃，排煙熱損失約占整個鍋爐熱損失的4～5%，這部分熱量具有很大回收利用的潛力。采取先進的工藝技術降低排煙溫度，不僅可回收余熱，而且可以降低脫硫系統(tǒng)耗水量。同時，可降低除塵器煙道入口的煙氣溫度，可以降低煙氣量，減少下游引風機電耗。

2.煙氣余熱回收技術概述

2.1 基本原理

圖1 鍋爐煙氣余熱回收的基本原理

從圖1可見，燃煤發(fā)電廠煙氣余熱回收的基本原理就是回收鍋爐排煙的熱量，將鍋爐排煙溫度降至85℃左右再進入脫硫塔?；厥盏臒崃砍Ｓ糜诩訜崮Y水，減少汽輪機低加的抽汽量，增加機組的發(fā)電功率，從而達到節(jié)煤節(jié)水的目的。

2.2 低溫省煤器余熱回收系統(tǒng)方案

當前主要的熱交換工藝方式有兩種：一次循環(huán)熱交換（直接）和二次循環(huán)熱交換（間接）。

1）一次循環(huán)（直接）換熱

優(yōu)點：換熱效率較高，投資少，系統(tǒng)簡單。

缺點：對低溫省煤器的耐腐蝕性、耐壓性要求比較高；凝結水切換時，若操作不當，易污染凝結水水質，對操作人員的技能水平要求較高，初次投入時需凝結水沖洗；系統(tǒng)的安全性一般。

2）二次循環(huán)（間接）換熱

優(yōu)點：對低溫省煤器的耐腐蝕性、耐壓性要求比較低，維檢方便，水源各自獨立，系統(tǒng)的安全性較高。

缺點：間接換熱，熱效率低，投資較高，控制復雜。

經(jīng)調研，在火力發(fā)電廠實際生產(chǎn)中，鍋爐尾部煙氣屬于低品位熱能，對于低品位熱能的利用及回收需付出的經(jīng)濟代價相對較高，若再采用間接換熱方式，初始投資高，換熱效率較低。因此可通過對低溫省煤器進行針對性的設計，在充分計算鍋爐煙氣中的酸露對其腐蝕影響的情況下，使其滿足煙氣與凝結水直接換熱的要求，推薦采用一次循環(huán)換熱方式。

3.安裝低溫省煤器后能耗狀況分析

低溫省煤器布置在除塵器前，必然增加煙氣阻力，同時由于煙氣溫度的降低，煙氣體積流量會隨之減少，因此在進行低溫省煤器節(jié)能計算的時候需要考慮三個方面的問題：一是安裝低溫省煤器回收的煙氣余熱，加熱凝結水最終的熱能利用；二是由于安裝低溫省煤器，造成引風機出力增加，由此造成引風機耗電量增加；三是由于安裝低溫省煤器，水側設計方案為主路截流取水，因此會增加凝結水泵能耗，因此需要計算水泵增加的能耗。

綜合考慮計算煙、水、電三個方面的能量轉換，計算得與失，能夠比較客觀的計算出安裝低溫省煤器后的經(jīng)濟效益。

4.示例

以定州某火力發(fā)電廠低溫省煤器節(jié)能改造項目為例，該發(fā)電廠安裝2×600MW亞臨界參數(shù)國產(chǎn)燃煤機組及2×660MW國產(chǎn)超臨界直接空冷機組。每臺機組設1臺增壓風機，每套脫硫系統(tǒng)的煙氣處理能力為相應機組鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量時100%煙氣量。

該電廠低溫省煤器改造方案如下：在空氣預熱器后，電除塵器的入口前增設低溫省煤器，回收煙氣余熱，每臺爐配4臺低溫省煤器。凝結水由7號低加進口和7號低加出口處抽取，在7號低加進口管道及出口管道上分別設有電動調節(jié)閥，用于調節(jié)進、出口的凝結水流量，使得最終進入低溫省煤器內(nèi)的凝結水溫度達到75℃（可調），滿足低溫省煤器的系統(tǒng)要求。凝結水流入低溫省煤器，從低溫到高溫，溫度由75℃上升至108.5℃（可調），然后引入6號低加入口。

4.1 額定工況節(jié)約功率計算

BMCR工況從#7低加入口取水557.77t/h，溫度56℃，從#7低加出口取水314.69t/h，溫度108.5℃，混合至75℃，總水量872.46t/h。根據(jù)凝結水取水方案可知，從#7低加入口取水，會排擠#7低加部分抽汽。因此，煙氣余熱利用方案的節(jié)約發(fā)電煤耗計算如下：

1）7號低加排擠的抽汽量Gp7

Gp7=557770×（456.2-234.4）/（2758.6-257.5）=49463.59kg/h

式中 557770 kg/h—從7號低加入口取的凝結水量；

234.4 kJ/kg—7號低加入口水焓；

456.2 kJ/kg—7號低加出口水焓；

2758.6 kJ/kg—7號低加抽汽焓；

257.5 kJ/kg—7號低加疏水焓。

2）節(jié)約蒸汽做功W1

W1=（49463.59×2758.6-49463.59×2443.2）/3600=4333.56kW

式中2443.2kJ/kg為BMCR工況乏汽焓。

4.2 引風機增加能耗

在除塵器前布置低溫省煤器，引風機處煙溫由131℃降到90℃左右，根據(jù)理想氣體的狀態(tài)方程 PV/T=C，單位時間內(nèi)煙氣流量將減少約10.14%。由此，煙氣流量減少而空出引風機出力4500×10.14%=456.3Pa（4500Pa為引風機BMCR工況出力）。BMCR工況運行時，低溫省煤器設計阻力為509Pa，因此加裝低溫省煤器后增加引風機負擔為509-456.3=52.7Pa，即加裝低溫省煤器后，運行時增加引風機出力52.7Pa。

聯(lián)軸器連接時，取0.95～0.98；用三角皮帶傳動時，取0.90～0.95；用皮帶傳動時，取0.8；

V——引風機風量，m3/h；

H——引風機風壓，Pa。

引風機增加功率計算如下：

式中：544950 Nm3/h——鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)時每臺省煤器入口煙氣量；

90℃——鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)時除塵器入口煙溫；

53 Pa ——低溫省煤器運行時導致引風機增加的出力；

1.1 ——電動機備用系數(shù)；

9.81 ——重力加速度值；

273.15 ——開爾文溫度；

0.9 ——電動機效率。

4.3 水泵增加能耗

由于水側設計方案為主路截流取水，因此會增加凝結水泵能耗，增加能耗如下：

1） 凝結水泵增加功率

P1=9.81×20/3600/0.85×1651=106 kW

式中 20 m ——凝結水泵增加的揚程；

0.85 ——凝結水增壓泵效率；

1651 t/h——BMCR工況凝結水泵流量。

2）新增熱媒增壓水泵功率

熱媒增壓泵及輔助循環(huán)泵用于凝結水在低加與低溫省煤器循環(huán)出力，額定工況運行時凝結水流量為872.46t/h，熱媒增壓泵及輔助循環(huán)泵額定工況下單臺流量1460t/h，按照額定工況計算，需要系數(shù)為0.6。

P2=450kW×0.6=270kW。

3）新增熱媒輔助水泵功率

P3=132kW×0.6=79.2kW。

4.4 技改綜合能耗計算

節(jié)約功率為4333.56kW，引風機增加能耗為60kW，水泵增加能耗為106+270+79.2=455.2kW。按照年利用小時數(shù)5500h計算，可發(fā)電（4333.56-60-455.2）×5500=2100.10萬kWh。根據(jù)中電聯(lián)2018年全國電力工業(yè)統(tǒng)計快報，電廠供電標煤耗308g/kWh；折標系數(shù)暫按3.08tce/萬kWh計算，折標煤6468.30t/a。

5.結語

節(jié)能已成為時代的主題，緩解能源供需矛盾，促進國民經(jīng)濟可持續(xù)健康發(fā)展，促進產(chǎn)業(yè)結構調整和升級。對于耗能大戶的節(jié)能技術改造方興未艾，在計算節(jié)能相關指標時需要多方考慮，謹慎細心計算。新增設備能耗以及由于新增設備導致系統(tǒng)其他設備出力增加的能耗都需要進行逐一核算。