李 凱, 章平衡, 龔 俊, 吳 斌, 談 群

(新嘉愛斯熱電有限公司, 浙江 嘉興 314016)

燃煤鍋爐的效率為90%～94%,然而煙氣的余熱約占燃料熱的4%～8%,排煙熱損失主要源于鍋爐機(jī)組熱損失[1-3]。若能對(duì)煙氣余熱進(jìn)行深度回收利用,則將進(jìn)一步提高鍋爐熱效率,減少燃料消耗量,進(jìn)而節(jié)約能源[4]。同時(shí),煙氣余熱回收過程中水蒸氣冷凝釋放潛熱時(shí),大量冷凝水可以被回收利用。對(duì)于燃煤電站,水蒸氣在煙氣中的體積比占4%～13%[5]。冷凝水的回收利用將有利于減少淡水供應(yīng),緩解電站用水問題的同時(shí)起到了節(jié)約水資源的作用[6]。

為此,國(guó)內(nèi)外研究者針對(duì)煙氣余熱回收進(jìn)行了大量理論與試驗(yàn)研究。其中,針對(duì)余熱回收系統(tǒng)布置方案開展了廣泛的探討[7-8]。王國(guó)濤[9]提出了將煙氣余熱回收換熱器安裝于除塵器前部的布置方案,通過該換熱器起到了良好的節(jié)能效果,每年可節(jié)約標(biāo)煤212.5 t。林呂榮等人[10]以某670 t/h的鍋爐為研究對(duì)象,研究將煙氣余熱回收換熱器布置在濕法脫硫系統(tǒng)(Wet Flue Gas Desulfurization,WFGD)之前,在低溫段選用316L鋼來預(yù)防低溫腐蝕。依靠余熱回收換熱器,可在夏季和冬季分別實(shí)現(xiàn)13 MW和19 MW的熱量回收;同時(shí),煙氣換熱降溫后減少了脫硫系統(tǒng)的水耗,且提高了脫硫效率。XIONG Y Y等人[11]將氟塑料管換熱器安裝于WFGD后部,實(shí)現(xiàn)了對(duì)煙氣余熱和水分的回收。試驗(yàn)中,水分和余熱回收率最高達(dá)85%和80%,由此實(shí)現(xiàn)了92 MW的供熱以及對(duì)脫硫塔用水的補(bǔ)充。氟塑料管換熱器的傳熱系數(shù)為275 W/(m2·K),且氟塑料的使用能夠預(yù)防低溫酸腐蝕的發(fā)生。LIU J M等人[12]同樣將換熱器布置于WFGD之后,使得煙氣溫度下降了1.5～5.3 K并回收了5%～20%的煙氣水分;煙氣的冷凝促進(jìn)了SO3的脫出,也提高了下游濕式靜電除塵器及除霧器的除塵效率。張超等人[13]通過將除塵器前與脫硫塔前的2個(gè)換熱器串聯(lián)對(duì)余熱回收系統(tǒng)進(jìn)行了改進(jìn),使回收的煙氣熱量分別用于凝結(jié)水、高加給水以及空氣預(yù)熱器冷風(fēng)的溫升,形成能量的梯度利用,進(jìn)一步提高了節(jié)能效果。騰達(dá)等人[14]研究了2級(jí)換熱器布置方案,其中第1級(jí)安裝于除塵器前,而第2級(jí)安裝于WFGD之后,根據(jù)試驗(yàn)結(jié)果,1級(jí)換熱器的換熱量明顯高于2級(jí)換熱器,煙氣中水分主要在2級(jí)換熱器內(nèi)冷凝。該余熱回收系統(tǒng)可節(jié)約標(biāo)煤3.09 g/kWh,并且降低了煙氣中的含塵量。TAN H Z等人[15]提出了一種新型的2級(jí)式煙氣余熱回收系統(tǒng),即將2套氟塑料換熱器分別安裝于脫硫塔的前部和后部,通過理論計(jì)算,該系統(tǒng)可對(duì)1 000 MW的燃煤鍋爐實(shí)現(xiàn)4.11 g/kWh的節(jié)煤量以及95 t/h的節(jié)水量,年凈收益達(dá)1億元以上。

綜上,2級(jí)式余熱回收布置方案具有更高的余熱與水分回收能力,是未來推廣實(shí)踐的方向。然而,第2級(jí)換熱器被布置在WFGD之后,煙氣冷凝會(huì)使SO3溶解于煙氣攜帶的液滴中,對(duì)換熱器造成腐蝕,余熱回收換熱器的使用過程中始終面臨著低溫酸腐蝕問題。低成本、強(qiáng)換熱、耐防腐的氟塑鋼換熱器是一種具有潛力的新型換熱設(shè)備,但當(dāng)前仍缺少對(duì)其余熱和水分回收性能的分析和實(shí)踐。此外,對(duì)于熱電聯(lián)產(chǎn)熱力系統(tǒng)而言,由于大量的蒸汽供給,使得電廠用水和補(bǔ)水加熱問題尤為嚴(yán)峻,因此回收的余熱可用于給水補(bǔ)水的加熱。余熱利用方式的改變將產(chǎn)生與已有余熱回收技術(shù)經(jīng)驗(yàn)的差異,為此,本文開展了針對(duì)熱電聯(lián)產(chǎn)熱力系統(tǒng)的煙氣余熱回收系統(tǒng)改造實(shí)踐與分析,給出了2級(jí)氟塑鋼換熱器的具體改造方案,分析了新型煙氣余熱回收系統(tǒng)的運(yùn)行特性,評(píng)估了煙氣余熱回收系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)效益,從而為熱電聯(lián)產(chǎn)電廠余熱回收改造提供工程指導(dǎo)與借鑒。

1 改造方案

針對(duì)新嘉愛斯熱電廠220 t/h循環(huán)流化床燃煤鍋爐機(jī)組,提出了以下煙氣余熱回收系統(tǒng)改造方案。在靜電除塵器后部,脫硫吸收塔前部加裝第1級(jí)氟塑鋼低溫省煤器;在濕式靜電除塵器后部安裝第2級(jí)氟塑鋼冷凝器。除鹽水首先流經(jīng)布置于濕式靜電除塵器后部的冷凝器升溫后,再輸送至低溫省煤器進(jìn)行二次升溫。升溫后的除鹽水最終經(jīng)母管進(jìn)入除氧器,此時(shí)煙氣中的熱量被回收利用,節(jié)省了加熱除鹽水所需的能耗。煙氣余熱回收系統(tǒng)如圖1所示。在靠近靜電除塵器側(cè)的低溫省煤器底部設(shè)置了隔水擋板,以防止凝結(jié)液流入引風(fēng)機(jī)內(nèi),同時(shí),在該側(cè)還設(shè)有疏水口,引流至地溝;而在靠近吸收塔側(cè)采用膨脹節(jié)疏水,回流至吸收塔。

圖1 煙氣余熱回收系統(tǒng)

煙氣經(jīng)過低溫省煤器后溫度下降,此時(shí)低溫省煤器管壁溫度低于酸露點(diǎn),將發(fā)生低溫腐蝕,因此采用氟塑料熔融覆膜技術(shù)來防止硫酸冷凝液對(duì)換熱管的腐蝕。硫酸冷凝液與氨逃逸引起的硫酸氫氨均具有較強(qiáng)的黏性,將導(dǎo)致?lián)Q熱管表面發(fā)生黏結(jié)性積灰。因此,采用乙炔聲波沖擊吹灰的方式定期清理換熱管表面的積灰,以緩解因積灰引起的傳熱惡化現(xiàn)象以及流動(dòng)阻力的增加。

煙氣溫度在冷凝器內(nèi)進(jìn)一步下降,此時(shí)管壁溫度低于水露點(diǎn),煙氣中的大量水分被冷凝下來,煙氣水分含量下降。冷凝器冷凝煙氣產(chǎn)生的凝結(jié)水通過疏水泵進(jìn)入冷凝水箱后輸送至冷卻塔,實(shí)現(xiàn)了水分的回收利用。由于煙氣中水分含量下降,水露點(diǎn)隨之降低,排入大氣時(shí)不易發(fā)生水霧凝結(jié),因此有助于減輕“冒白煙”現(xiàn)象。

2 技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析

經(jīng)過調(diào)試后,煙氣余熱回收系統(tǒng)目前已投入正常使用。在鍋爐額定負(fù)荷下該系統(tǒng)的運(yùn)行參數(shù)如表1所示。

表1 煙氣余熱回收系統(tǒng)運(yùn)行參數(shù)

為保證后部除氧器的正常工作,低溫省煤器出口水溫應(yīng)保持在75～85 ℃。為維系脫硫系統(tǒng)的水平衡以及脫硫反應(yīng)速率[16-17],吸收塔的入口煙氣溫度應(yīng)保持在90 ℃以上。

2.1 運(yùn)行性能

2.1.1 低溫省煤器

低溫省煤器入口水溫(即冷凝器出口水溫)為50.7 ℃,出口水溫為80.0 ℃。因此,低溫省煤器的管壁溫度始終接近或超過煙氣的水露點(diǎn),水蒸氣冷凝的發(fā)生空間較小。按經(jīng)驗(yàn)公式[3]估算煙氣酸露點(diǎn)為140～160 ℃,因此低溫省煤器管壁溫度始終低于煙氣酸露點(diǎn),容易發(fā)生低溫腐蝕。為防止冷凝的硫酸溶液腐蝕換熱管,采用了氟塑料熔融覆膜技術(shù)對(duì)換熱管進(jìn)行保護(hù)。安裝現(xiàn)場(chǎng)及細(xì)節(jié)照片如圖2所示。

圖2 低溫省煤器安裝現(xiàn)場(chǎng)及其氟塑鋼換熱管

由于SO2在煙氣中所占的體積分?jǐn)?shù)較低,潛熱釋放量較小,因此在低溫省煤器中以煙氣的顯熱換熱為主。根據(jù)運(yùn)行數(shù)據(jù),并結(jié)合傳熱量計(jì)算公式,計(jì)算煙氣余熱回收系統(tǒng)的熱量回收情況,低溫省煤器的換熱量為4 587.4 kW,約占余熱回收系統(tǒng)熱回收量的57%。此時(shí),低溫省煤器的換熱能力較差,其傳熱系數(shù)僅為47.2 W/(m2·K)。

換熱量計(jì)算公式為

QLE=qm,wcpΔtLE

(1)

(2)

(3)

式中:QLE——低溫省煤器換熱量;

qm,w——冷卻水流量;

cp——水比熱容;

ΔtLE——冷卻水在低溫省煤器中的溫升;

Δtm,LE——低溫省煤器的對(duì)數(shù)平均溫差;

Tfg,in,Tfg,out——低溫省煤器入口和出口煙氣溫度;

Tw,in,Tw,out——低溫省煤器冷卻水入口和出口溫度;

kLE——低溫省煤器傳熱系數(shù);

ALE——低溫省煤器換熱面積。

2.1.2 冷凝器

冷凝器入口處煙氣的水分含量為16.6%。根據(jù)水露點(diǎn)公式計(jì)算可得,此時(shí)煙氣的水露點(diǎn)為56.3 ℃,該值低于冷凝器出口冷卻水溫,因此冷凝器始終處于水露點(diǎn)之下發(fā)生冷凝換熱。煙氣在冷凝器的換熱屬于含不凝性氣體的蒸汽冷凝過程。該過程如圖3所示。

圖3 煙氣冷凝過程示意

水露點(diǎn)計(jì)算公式為:

(4)

式中:td——煙氣水露點(diǎn),℃;

ps——煙氣水露點(diǎn)對(duì)應(yīng)的飽和水蒸氣分壓力,kPa;

煙氣冷凝時(shí),主流煙氣的溫度與水蒸氣分壓力逐漸降低形成氣膜層;而冷凝的水蒸氣附著于管壁表面形成液膜層。上述即為含不凝性氣體蒸汽冷凝的雙膜理論,其中氣膜層是換熱熱阻的主要來源。運(yùn)行時(shí),煙氣向冷卻水的傳熱包括了冷凝水蒸氣潛熱和煙氣顯熱,冷凝器的換熱量為3 522.7 kW,約占余熱回收系統(tǒng)熱回收量的43%。但是,冷凝器的換熱能力更強(qiáng),其傳熱系數(shù)達(dá)174.1 W/(m2·K),是低溫省煤器傳熱系數(shù)的約3.7倍。通過水箱液位估算,冷凝器對(duì)煙氣的水分回收量為4.5 t/h。其中,傳熱系數(shù)計(jì)算公式為

QCOD=qm,wcpΔtCOD

(5)

(6)

(7)

式中:QCOD——冷凝器換熱量;

ΔtCOD——冷卻水在冷凝器中的溫升;

Δtm,COD——冷凝器的對(duì)數(shù)平均溫差;

T′fg,in,T′fg,out——冷凝器入口和出口煙氣溫度;

T′w,in,T′w,out——冷凝器冷卻水入口和出口溫度;

kCOD——冷凝器傳熱系數(shù);

ACOD——冷凝器換熱面積。

2.1.3 濕法脫硫系統(tǒng)

煙氣經(jīng)低溫省煤器換熱后,溫度下降。流經(jīng)吸收塔入口時(shí)煙氣溫度為98.4 ℃,比未安裝低溫省煤器時(shí)溫度下降約31.2 K。由于煙氣溫度的下降,又因蒸發(fā)而被煙氣帶走的石灰漿液水量減少,從而起到了節(jié)約脫硫用水的作用。根據(jù)運(yùn)行數(shù)據(jù),脫硫系統(tǒng)用水量從原來的16.28 t/h下降至11.08 t/h,節(jié)水量達(dá)5.20 t/h。通過煙氣余熱回收系統(tǒng)改造,脫硫系統(tǒng)用水量減少約32%。

2.2 節(jié)能與效益

利用低溫省煤器和冷凝器對(duì)煙氣進(jìn)行換熱后,煙氣余熱被回收利用。煙氣余熱回收系統(tǒng)每小時(shí)可回收8 110.1 kW熱量,折算標(biāo)煤后為1.4 t/h。按年運(yùn)行時(shí)間7 000 h計(jì)算,煙氣余熱回收系統(tǒng)每年可節(jié)省標(biāo)煤9 800 t。目前每噸燃煤的采購價(jià)為600元,因此煙氣余熱回收系統(tǒng)每年可節(jié)約588.0萬元。

效能計(jì)算公式為

Q=qm,wcpΔt

(8)

(9)

B=qm,coalH

(10)

Nbe=BRcoal

(11)

式中:Q——煙氣余熱回收系統(tǒng)的總換熱量;

Δt——冷卻水在煙氣余熱回收系統(tǒng)的總溫升;

qm,coal——煙氣余熱回收系統(tǒng)的折算節(jié)煤量;

Qnet,ar——燃煤的收到基低位發(fā)熱量,取20 900 kJ/kg;

B——年節(jié)煤量;

H——年運(yùn)行小時(shí)數(shù);

Nbe——年節(jié)煤收益;

Rcoal——當(dāng)前煤價(jià)。

冷凝器的水蒸氣凝結(jié)液可被回收利用,運(yùn)行數(shù)據(jù)所得凝結(jié)液流量為4.5 t/h。同時(shí),低溫省煤器的加入使得脫硫系統(tǒng)用水量減少,節(jié)水量約為5.2 t/h。兩者節(jié)水總計(jì)9.7 t/h,年節(jié)水量可達(dá)67 900 t。按工業(yè)水處理成本0.37元/t計(jì)算,每年可節(jié)約2.5萬元。年節(jié)水收益公式為

Nbe,w=(q′m,c+qm,FGD)RwH

(12)

式中:Nbe,w——年節(jié)水收益;

q′m,c——凝結(jié)液流量;

qm,FGD——脫硫系統(tǒng)的節(jié)水量;

Rw——工業(yè)水處理價(jià),取0.37元/t。

由于煙氣余熱回收系統(tǒng)的加入,煙氣阻力增加約363.1 Pa(低溫省煤器+冷凝器+除霧器),這將引起送風(fēng)機(jī)負(fù)荷增加,產(chǎn)生額外的能耗(約31.8 kW)。為配合煙氣余熱回收系統(tǒng)設(shè)計(jì)冷卻水量,投用了6#離心泵(功率為160 kW)。這些進(jìn)一步增加了系統(tǒng)能耗。上述能耗產(chǎn)生的費(fèi)用約為49.6萬元/a。

上述能耗及費(fèi)用的計(jì)算公式為

(13)

Nco=PowReH

(14)

式中:Pow——煙氣余熱回收系統(tǒng)增加的額外功率;

V——風(fēng)機(jī)流量;

ΔP——低溫省煤器阻力;

η——風(fēng)機(jī)效率,取0.7;

Pum——離心泵功率;

Nco——煙氣余熱回收系統(tǒng)增加的額外費(fèi)用;

Re——公司成本電價(jià),取0.369 5元/kWh。

此外,煙氣余熱回收系統(tǒng)的投資成本包括設(shè)備費(fèi)865.0萬元(低溫省煤器450.0萬+冷凝器400.0萬+離心泵15.0萬)、安裝費(fèi)14.0萬元以及儀表費(fèi)7.0萬元。結(jié)合上述分析,將煙氣余熱系統(tǒng)的節(jié)能與效益歸納如表2所示。采用煙氣余熱回收系統(tǒng)后每年可實(shí)現(xiàn)收益540.9萬元,其投資成本為886.0萬元,因此煙氣余熱系統(tǒng)投資成本可在1.64 a內(nèi)收回。

表2 煙氣余熱回收系統(tǒng)的節(jié)能與效益評(píng)估

3 結(jié) 論

本文提出了熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)煙氣余熱回收改造的具體實(shí)施方案,并結(jié)合運(yùn)行數(shù)據(jù)對(duì)煙氣余熱回收系統(tǒng)進(jìn)行了技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析,所得結(jié)論如下。

(1) 冷凝器的傳熱系數(shù)為174.1 W/(m2·K),是低溫省煤器傳熱系數(shù)的約3.7倍。冷凝器內(nèi)為煙氣冷凝換熱,換熱強(qiáng)度高于低溫省煤器內(nèi)的煙氣對(duì)流換熱。

(2) 低溫省煤器換熱量與冷凝器換熱量分別約占余熱回收系統(tǒng)熱回收量的57%和43%。依靠較高的換熱溫差,低溫省煤器在余熱回收系統(tǒng)中占據(jù)較高的熱回收量。

(3) 通過煙氣余熱回收系統(tǒng),煙氣余熱被回收利用,實(shí)現(xiàn)年節(jié)煤量為標(biāo)煤9 800 t,節(jié)能效果顯著。

(4) 煙氣余熱回收系統(tǒng)在回收煙氣中水分的同時(shí),有助于減少脫硫系統(tǒng)的用水,年節(jié)水量可達(dá)67 900 t,緩解了電廠的用水問題。

(5) 煙氣余熱回收系統(tǒng)的投資成本可在1.64 a內(nèi)收回,隨后可實(shí)現(xiàn)年凈收益540.9萬元。