劉斌，江紹輝

（中國中元國際工程公司，北京 100089）

1 引言

排煙熱損失是電站鍋爐熱損失中最大的一項，約占鍋爐總熱損失的60%～70%[1]。鍋爐尾部煙氣的余熱可被用來加熱鍋爐給水或凝結(jié)水、預(yù)熱冷空氣、加熱熱網(wǎng)水或用于干燥原煤等[2]，主要的余熱利用方式有3種。最常見的利用方式是在空氣預(yù)熱器之后加裝低溫省煤器，用來加熱回熱系統(tǒng)中的凝結(jié)水[3]。

本文通過對某660MW燃煤機組分級省煤器布置的煙氣余熱利用系統(tǒng)進行了測試和核算，比較了各個模塊的煤耗。經(jīng)測算該系統(tǒng)實現(xiàn)了煙氣余熱的綜合梯級利用，降低了標準發(fā)電煤耗。

2 機組及測試方法介紹

2.1 機組介紹

本機組為660MW亞臨界空冷燃煤發(fā)電機組，是亞臨界、控制循環(huán)、次中間再熱、直流燃燒器四角布置、切向燃燒、正壓直吹式制粉系統(tǒng)、單爐膛平衡通風、固態(tài)排渣、Π形緊身封閉布置、全鋼架結(jié)構(gòu)汽包爐。

2.2 煙氣余熱利用系統(tǒng)介紹

本機組煙氣余熱利用系統(tǒng)包括3部分：高壓省煤器ECO1和高壓省煤器ECO2、低壓省煤器FGC1、低壓省煤器FGC2與暖風器閉式循環(huán)系統(tǒng)部分，如圖1所示。

圖1 煙氣余熱利用系統(tǒng)

ECO2、FGC1、FGC2設(shè)計參數(shù)如表1和表2所示。ECO1布置在SCR反應(yīng)器底部，作為第一級省煤器，用于加熱給水。FGC1布置在除塵器的入口水平煙道上。FGC1加熱來自6#低加入口的凝結(jié)水，加熱后的凝結(jié)水返回5#低加入口。FGC1利用煙氣余熱量排擠6#低加的抽汽，起到降低汽機熱耗率和機組煤耗供電煤耗率的作用。

FGC2布置在除塵器的入口水平煙道上，位于FGC1與除塵器之間。FGC2與一次、二次風暖風器構(gòu)成閉式循環(huán)，利用煙氣余熱加熱來自一次、二次風暖風器的熱媒水。一次、二次風暖風器布置在一次、二次風空氣預(yù)熱器入口風道上，利用吸收FGC2煙氣余熱量的熱媒水加熱冷一次、二次風，替代暖風器原四抽蒸汽用氣，降低煤耗。一次、二次暖風器設(shè)計參數(shù)如表3所示。

表1 ECO2省煤器設(shè)計參數(shù)表（THA工況）

表2 FGCl、FGC2設(shè)計參數(shù)表（THA工況）

表3 一次、二次風暖風器設(shè)計參數(shù)表（THA工況）

3 煤耗計算

煙氣余熱利用系統(tǒng)的3個部分對機組供電煤耗的影響各不同。ECO1對鍋爐效率有影響；FGC1對汽機熱耗率有影響；FGC2及一次、二次風暖風器系統(tǒng)對鍋爐效率和汽機熱耗率都有影響。

3.1 ECO1煤耗影響計算

高壓省煤器在提高給水溫度的時候，也會降低煙氣溫度、吸收煙氣熱量。在本實驗中，由于ECO1系統(tǒng)無法切除進行單獨測量，因此假設(shè)ECO1切除，則空氣預(yù)熱器對空氣的入口煙溫會升高；反之，由于ECO1的加入，空氣預(yù)熱器的入口煙溫會降低，降低值按照實際測得的ECO1的煙溫降計算，利用ECO1的煙溫降作為空氣預(yù)熱器入口溫度的變化量，計算空氣預(yù)熱器入口煙溫降低后引起排煙溫度的變化量，再計算鍋爐效率相對變化，最終得出機組供電煤耗率的變化，即為ECO1系統(tǒng)投入與ECO1系統(tǒng)退出（假設(shè)工況）時的供電煤耗變化。

試驗期間A側(cè)ECO1入口煙氣溫度為372℃，出口煙氣溫度為342.4℃，降溫幅度為29.6℃；B側(cè)ECO1入口煙氣溫度為374.3℃，出口煙氣溫度為342.8℃，降溫幅度為31.5℃。兩側(cè)的平均降溫幅度為30.6℃。

根據(jù)ASME-PIC4—2008中空氣預(yù)熱器入口煙溫降低后引起排煙溫度的變化量計算公式：

式中，TFg14Ds為空氣預(yù)熱器設(shè)計進口煙溫；TFgl5NL為不考慮漏風空氣預(yù)熱器出口排煙溫度；TAB為空氣預(yù)熱器進口空氣溫度；TFg14為空氣預(yù)熱器進口煙溫。

對于A側(cè)ECO1，假設(shè)TFg14Ds為372℃，實際測量的TFg15NL為160.3℃。TAB為70.4℃，則計算得到由于空氣預(yù)熱器入口煙溫降低后引起排煙溫度的變化量TDiTFg14為9.51℃；同樣對于B側(cè)ECO1，排煙溫度的變化量為10.29℃，兩側(cè)平均的排煙溫度降低量為9.9℃。在其他條件不變的情況下，假設(shè)排煙溫度提高9.9℃，即排煙溫度由修正后129.1℃提高到修正后139.0℃，鍋爐效率由93.69%下降到93.25%，降低了0.44%，相對降低了0.47%。

假設(shè)其他參數(shù)不變，即汽機側(cè)熱耗為7 897.58kJ/(kW·h)，廠用電率為7.63%，基準供電煤耗為314.52g/(kW·h)，則供電煤耗增加314.52×0.47%=1.48g/(kW·h)，即ECO1的投入相比ECO1退出（假設(shè)工況）可降低供電煤耗1.48g/(kW·h)。

3.2 FGCl影響煤耗計算

FGCl吸收煙氣余熱量，加熱凝結(jié)水，排擠6#低加抽汽，計算時測試FGC1切除前后的汽機熱耗率的變化，通過汽機熱耗率的相對變化來計算機組供電煤耗率的變化。

由于FGC2的投入與否對汽機熱耗無影響，因此，2個工況下的熱耗變化可以代表FGC1退出與投入時的熱耗變化。根據(jù)試驗測量，投入FGC1后汽機熱耗由7 916.62 kJ/(kW·h)降低到 7 897.558 kJ/(kW·h)，降低了 19.04kJ/(kW·h)，降低相對0.24%，以退出FGC1時的試驗為基準，假設(shè)鍋爐效率和廠用電率不變，則汽機熱耗的降低引起的供電煤耗減小量為313.1×0.24%=0.75g/(kW·h)。

3.3 FGC2系統(tǒng)（含暖風器）影響煤耗計算

FGC2系統(tǒng)相當于前置式空氣預(yù)熱器，將吸收的煙氣余熱量通過一次、二次風傳給鍋爐。

投入FGC2系統(tǒng)時空氣預(yù)熱器入口一次風溫為64.7℃，入口二次風溫為72.3℃，一次風和二次風的比例為2:78，加權(quán)平均的空氣預(yù)熱器入口風溫為70.6℃，表盤顯示基于FGC2熱媒水的一次風暖風器平均溫升為30.2℃，基于FGC2熱媒水的二次風暖風器平均溫升為49.6℃，即假如退出FGC2系統(tǒng)時，空氣預(yù)熱器入口一次風溫為34.5℃，入口二次風溫為27℃，加權(quán)平均的空氣預(yù)熱器入口風溫為25.2℃，相比投入FGC2時下降45.4℃

根據(jù) ASME-PTC4—2008中空氣預(yù)熱器入口風溫降低后引起排煙溫度的變化量計算公式：

式中，TABDs為空氣預(yù)熱器設(shè)計進口風溫；TFg15NL為不考慮漏風空氣預(yù)熱器出口排煙溫度；TAB為空氣預(yù)熱器進口空氣溫度；TFg14為空氣預(yù)熱器進口煙溫。

假設(shè)空氣預(yù)熱器設(shè)計進口風溫TA8Ds為252℃，實際測量的TFg15NL為160.3℃，TAB為70.6℃，TFg14為343.9℃，則計算得到TDiTAB為-30.5℃，即由于空氣預(yù)熱器入口風溫降低后引起排煙溫度的變化量為-30.5℃。以降低后的排煙溫度129.8℃為基礎(chǔ)計算到的鍋爐效率與投入FGC2時的鍋爐效率基本一致，因此，F(xiàn)GC2對供電煤耗的影響可以忽略不計。

原一次風蒸汽暖風器的平均溫升約為18.8℃，二次風暖風器的平均溫升約為21.2℃，測試期間的表盤參數(shù)顯示，基于FGC2熱媒水的一次風暖風器平均溫升為30.2℃，基于FGC2熱媒水的二次風暖風器平均溫升為49.6℃，即原蒸汽式暖風器溫升小于FGC2引起的熱媒水暖風器溫升，則以原蒸汽式暖風器溫升計算出節(jié)省的蒸汽熱量，通過節(jié)省的二次抽汽量計算其對汽機熱耗的影響。

按照平均一次風量461.87t/h，平均溫升為18.5℃，吸熱量Q=qcΔt=2.38MW（式中，q為風量；c為比熱容；t為溫差）。同樣以平均二次風量1816.7t/h，平均溫升為21.4℃，吸熱量Q=qcΔt=10.84MW，一次、二次風合計吸熱量為13.22W，根據(jù)以上得到汽機熱耗的變化量為59.49kJ/(kW·h)，相對變化量為0.7514%。

以未投運煙氣余熱系統(tǒng)時的額定負荷供電煤耗為依據(jù)，F(xiàn)GC2的投入與改造前冬季采用輔汽加熱暖風器時工況相比引起的供電煤耗的變化量（以風溫升高幅度達到歷史平均溫升為基準）為 313.1×0.7514%=2.35g/(kW·h)。

3.4 煙氣余熱利用系統(tǒng)總影響煤耗計算

3.4.1 電耗計算

煙氣余熱利用系統(tǒng)投入引起的電耗變化由3部分組成：由于煙風阻力影響引風機電耗，系統(tǒng)本身增加的電機的耗電功率增加，以及由于煙氣溫度降低引起煙氣體積流量減小從而引起引風機電耗降低。

由于煙風阻力影響引風機電耗變化可以利用下式得到：

Σ煙風阻力影響電耗（kW）=Σ阻力（Pa）×流量（m3/s）/風機效率/電機效率/1000，即Σ煙風阻力影響電耗（kW）=397.5×505（BMCR 設(shè)計風量）/0.887 2（BMCR 設(shè)計效率）/0.96（通常取值）/1000=235.7kW。其中，BMCR數(shù)據(jù)為設(shè)計參數(shù)。

系統(tǒng)本身電機的耗電功率為178.0kW。2臺引風機總的電耗降低量為551.0kW。

綜合以上，煙氣余熱系統(tǒng)投入引起的系統(tǒng)電耗降低量為551.0-413.7=137.3kW。

3.4.2 耗計算

系統(tǒng)電耗影響供電煤耗率可利用下式計算：

系統(tǒng)電耗影響供電煤耗率=基準供電煤耗率×Σ系統(tǒng)影響電耗/機組功率/（1-基準廠用電率）。

其中，基準供電煤耗率取退出煙氣余熱利用系統(tǒng)時的供電煤耗結(jié)果313.1g/(kW·h)，基準廠用電率為7.985%。則系統(tǒng)電耗影響供電煤耗率（減小）為0.07g/(kW·h)。

如圖2所示，煙氣余熱利用系統(tǒng)的投入引起的總煤耗減少量為4.65g/(kW·h)，其中FGC2所占比例最大。該煙氣余熱利用系統(tǒng)節(jié)能效果顯著，實現(xiàn)了余熱的梯級綜合利用。

圖2 煙氣余熱利用系統(tǒng)投入后的煤耗變化

4 結(jié)論

采用省煤器分級布置的方式對煙氣余熱進行梯級利用，總供電煤耗降低4.65g/(kW·h)，節(jié)能效果顯著，有效實現(xiàn)了煙氣余熱的梯級利用，對燃煤電廠煙氣余熱利用系統(tǒng)的設(shè)計具有指導(dǎo)意義。

該煙氣余熱系統(tǒng)投入后，由于煙氣體積的減小導(dǎo)致電耗減少，抵消了部分由于系統(tǒng)電機和系統(tǒng)阻力引起的電耗，凈煤耗降低0.07g/(kW·h)，進一步說明了該煙氣余熱利用系統(tǒng)的有利性。