董 偉，許繼東，劉雙白，司派友

(華北電力科學(xué)研究院有限責(zé)任公司，北京 100045)

目前，火電在我國電力結(jié)構(gòu)中的主體地位仍未改變，截至2019年底，我國火電裝機容量約占電力總裝機容量的59.2%，火力發(fā)電量占全國總發(fā)電量的69.6%。因此，提高燃煤電站的綜合能源效率對電力行業(yè)的發(fā)展至關(guān)重要[1]。在燃煤電站中，鍋爐排煙熱損失占鍋爐各類熱損失的一半以上，其對電站效率影響較大[2-3]。因此，如何有效地回收利用這些排煙余熱已成為國內(nèi)外專家學(xué)者研究的重點。目前，國內(nèi)外應(yīng)用最廣泛的煙氣余熱利用形式是在鍋爐尾部煙道加裝低溫省煤器，利用煙氣余熱加熱凝結(jié)水，從而節(jié)省回?zé)嵯到y(tǒng)抽汽量，增加機組出功。林萬超[4]最早提出等效焓降法，并將該方法應(yīng)用于耦合低溫省煤器的煙氣余熱利用系統(tǒng)。黃新元等[5]以某200 MW火電機組為例，利用等效焓降法對該機組增設(shè)低溫省煤器后的熱力性能進(jìn)行了計算分析。徐鋼等[6]在常規(guī)低溫省煤器的基礎(chǔ)上，提出一種新型的煙氣余熱利用系統(tǒng)，并對其熱力性能和經(jīng)濟性能進(jìn)行了分析。

現(xiàn)階段，常規(guī)低溫省煤器的應(yīng)用已較為成熟，國內(nèi)外學(xué)者普遍將研究重點放在傳統(tǒng)煙氣余熱利用系統(tǒng)的優(yōu)化上。近年來，隨著煤炭消耗量的增大，國內(nèi)煙煤、無煙煤等優(yōu)質(zhì)煤的供應(yīng)逐漸出現(xiàn)不足，越來越多的電廠開始摻燒水分含量較高的褐煤和次煙煤等低階煤，對于直接燃用含中高水分原煤的鍋爐而言，爐膛內(nèi)較高的水分將使鍋爐排煙量增大，排煙溫度提高，最終導(dǎo)致鍋爐排煙熱損失增加，鍋爐效率降低[7-8]。因此，利用鍋爐排煙預(yù)干燥原煤也可作為一種新型的余熱利用措施引入電廠。目前，國內(nèi)外對褐煤干燥的研究較多，德國、美國、澳大利亞和我國均有多種較為成熟完善的褐煤電廠干燥設(shè)備投入運行，其在保證褐煤電廠安全穩(wěn)定運行的同時，對于電廠節(jié)能也有明顯的積極效果[7-9]。對于次煙煤等中高水分原煤的干燥過程，仍可沿用褐煤干燥的理論，只需在干燥工藝、裝置尺寸、停留時間等方面進(jìn)行一些必要的改進(jìn)。當(dāng)前，原煤預(yù)干燥技術(shù)主要有蒸汽干燥和煙氣干燥2類。原煤干燥系統(tǒng)熱力性能分析方法主要有熱平衡法、等效焓降法和軟件仿真法等。Xu等[10]在借鑒褐煤干燥技術(shù)的基礎(chǔ)上，對原煤低溫干燥可行性進(jìn)行了試驗驗證，在此基礎(chǔ)上提出一種利用鍋爐排煙對中高水分原煤進(jìn)行干燥的系統(tǒng)，并利用EBSILON軟件對其節(jié)能效果進(jìn)行了仿真分析。Jangam等[11]介紹了褐煤干燥中常用的煙氣滾筒干燥機、蒸汽回轉(zhuǎn)式干燥機及蒸汽流化床干燥機，并對比分析了各種干燥設(shè)備的優(yōu)缺點。李永毅等[12]提出一種帶原煤預(yù)干燥的電站高效煙氣余熱利用系統(tǒng)，該系統(tǒng)利用回?zé)嵯到y(tǒng)抽汽對原煤進(jìn)行干燥，同時將其與煙氣余熱利用系統(tǒng)進(jìn)行耦合，并利用熱平衡法和等效焓降法對機組熱力性能進(jìn)行了計算分析。

眾所周知，由于低溫余熱引入系統(tǒng)的位置不同，不同余熱利用系統(tǒng)對機組節(jié)能效果的影響差異很大，因此從系統(tǒng)能量分布及能量匹配的角度對不同余熱利用系統(tǒng)進(jìn)行評價就顯得尤為重要。然而，目前對余熱利用的研究多集中在常規(guī)余熱利用系統(tǒng)的優(yōu)化和低階煤干燥系統(tǒng)熱力性能的模擬分析等方面，對于利用煙氣余熱加熱凝結(jié)水和干燥低階煤2種方式的節(jié)能效果和節(jié)能機理的對比，尚缺乏系統(tǒng)性研究。

筆者對燃煤電站的2種煙氣余熱利用方式進(jìn)行了對比分析，并以某600 MW燃煤機組為例，對不同余熱利用方式下機組的熱力性能和經(jīng)濟效益進(jìn)行了計算分析，并從系統(tǒng)能量分布及能量匹配的角度探究原煤干燥系統(tǒng)進(jìn)一步節(jié)能的機理。

1 兩種煙氣余熱利用方式介紹

1.1 案例機組介紹

通過熱力學(xué)模型計算來研究傳統(tǒng)余熱利用系統(tǒng)與原煤煙氣預(yù)干燥系統(tǒng)，參比機組為某典型600 MW超臨界凝汽式機組，設(shè)計工況下主蒸汽壓力為24.2 MPa，主蒸汽溫度為566.0 ℃，再熱蒸汽壓力為3.23 MPa，再熱蒸汽溫度為566.0 ℃。鍋爐燃用設(shè)計煤種(收到基水分質(zhì)量分?jǐn)?shù)為22.60%)時，鍋爐實際燃煤量為69.2 kg/s，排煙溫度為130 ℃。機組熱力性能參數(shù)和回?zé)嵯到y(tǒng)參數(shù)分別見表1和表2。

表1 參比機組熱力性能參數(shù)Tab.1 Thermal performance parameters of the reference unit

表2 參比機組回?zé)嵯到y(tǒng)參數(shù)Tab.2 Heat recovery system parameters of the reference unit

1.2 常規(guī)低溫省煤器系統(tǒng)

目前，電站運用最廣泛的余熱利用方案是在鍋爐尾部煙道空氣預(yù)熱器后增設(shè)低溫省煤器，利用鍋爐排煙的余熱加熱部分凝結(jié)水，從而可節(jié)省回?zé)嵯到y(tǒng)抽汽量，增加機組出功。常規(guī)低溫省煤器余熱利用系統(tǒng)的具體布置如圖1所示。

圖1 常規(guī)低溫省煤器系統(tǒng)圖Fig.1 Diagram of waste heat utilization system with the using of conventional low-temperature economizer

對于案例機組，其空氣預(yù)熱器出口煙氣溫度為130.0 ℃，而7號回?zé)峒訜崞鞒隹?、進(jìn)口的凝結(jié)水溫度分別為81.8 ℃和58.5 ℃。因此，可考慮將低溫省煤器與7號回?zé)峒訜崞鞑⒙?lián)，以節(jié)省部分七段抽汽，具體工作流程為：空氣預(yù)熱器出口的煙氣進(jìn)入低溫省煤器，加熱由8號回?zé)峒訜崞鞒隹诹魅氲哪Y(jié)水，煙氣溫度由130 ℃降低至95 ℃，凝結(jié)水溫度由58.5 ℃升高至81.8 ℃；被加熱后的凝結(jié)水匯入7號回?zé)峒訜崞鞯某隹?，而放熱后的煙氣依次進(jìn)入除塵器、引風(fēng)機和脫硫裝置，最后經(jīng)由煙囪排向大氣。

1.3 原煤煙氣預(yù)干燥系統(tǒng)

由于常規(guī)低溫省煤器系統(tǒng)受到鍋爐尾部受熱面換熱溫差和換熱器面積等工程實際的限制，僅有很少一部分煙氣熱量能通過低溫省煤器從系統(tǒng)用能源頭返回到熱力系統(tǒng)中。因此，原煤煙氣預(yù)干燥系統(tǒng)考慮利用空氣預(yù)熱器出口的低溫?zé)煔鈱θ霠t煤進(jìn)行加熱干燥，使煤中的部分水分在進(jìn)入爐膛燃燒前提前蒸發(fā)，節(jié)省寶貴的高品位燃煤化學(xué)能，減少煤在爐膛中燃燒過程中的損。原煤煙氣預(yù)干燥系統(tǒng)的布置如圖2所示，其工作流程為：鍋爐空氣預(yù)熱器后的煙氣經(jīng)除塵器后進(jìn)入原煤干燥機(選用滾筒干燥機)，在其中干燥原煤，放熱后的煙氣與原煤中干燥出的蒸汽經(jīng)引風(fēng)機后送入脫硫裝置進(jìn)一步處理；原煤先經(jīng)過碎煤機破碎，后在滾筒干燥機中與煙氣直接接觸被加熱干燥，隨后進(jìn)入磨煤機中，研磨成粉后送入爐膛燃燒。

圖2 原煤煙氣預(yù)干燥系統(tǒng)的布置示意圖Fig.2 Diagram of raw coal flue gas pre-drying system

2 理論計算模型

2.1 基本假定

在對2種余熱利用方式熱力性能計算過程中主要進(jìn)行以下假設(shè)：(1)常規(guī)低溫省煤器系統(tǒng)和原煤煙氣預(yù)干燥系統(tǒng)均以鍋爐原煤消耗率不變?yōu)榛鶞?zhǔn)；(2)綜合考慮機組的經(jīng)濟性和尾部煙氣材料的耐腐蝕性能，2種余熱利用方式中統(tǒng)一將煙氣溫度降至95 ℃;(3)暫不考慮增設(shè)余熱利用設(shè)備對機組輔機電耗的影響，假定2種余熱利用方式下機組廠用電率均為5.5%不變。

2.2 常規(guī)低溫省煤器系統(tǒng)

2.2.1 傳熱面積計算

在鍋爐尾部煙道布置的低溫省煤器中，煙氣與凝結(jié)水主要以對流換熱為主，其輻射換熱可忽略不計，因此可以得到低溫省煤器總的傳熱系數(shù)KLTE[13]：

(1)

式中：a1為煙氣傳熱系數(shù)，W/(m2·K)；a2為凝結(jié)水傳熱系數(shù)，W/(m2·K)。

對于低溫省煤器，現(xiàn)場一般選用翅片管式換熱器，煙氣的傳熱系數(shù)[13-14]為：

(2)

式中：λf為煙氣的導(dǎo)熱系數(shù)，W/(m·K)；d″為管束的當(dāng)量直徑，m；Ref為煙氣的雷諾數(shù)；Prf為煙氣的普朗特數(shù)；s為翅片節(jié)距，m；tf為翅片厚度，m。

凝結(jié)水的傳熱系數(shù)[13-14]為：

(3)

式中：λw為凝結(jié)水的導(dǎo)熱系數(shù)，W/(m·K)；d′為管內(nèi)徑，m；Rew為凝結(jié)水的雷諾數(shù)；Prw為凝結(jié)水的普朗特數(shù)。

當(dāng)煙氣在低溫省煤器中的放熱量Q確定時，新系統(tǒng)中低溫省煤器的換熱面積A將確定,其計算公式[13]如下：

(4)

式中：Δt為換熱器的平均對數(shù)換熱溫差，K。

2.2.2 機組出功增加計算

集成低溫省煤器系統(tǒng)后機組的出功增加可采用等效焓降法計算，等效焓降是回?zé)嵯到y(tǒng)1 kg抽汽若從該級返回到汽輪機后其實際的做功能力，能反映各級抽汽的能量品位高低。對于再熱機組，再熱器前冷段抽汽的等效焓降Hj,c見式(5)，再熱器后熱段抽汽的等效焓降Hj,r見式(6)[15]：

(5)

(6)

式中：hj為第j級回?zé)峒訜崞鞒槠?，kJ/kg；hc為汽輪機排汽焓，kJ/kg；qr為1 kg抽汽在r級回?zé)峒訜崞髦械姆艧崃浚琸J/kg；Δhrh為1 kg蒸汽在鍋爐再熱器中吸收的熱量，kJ/kg；Hr為第r段抽汽的等效焓降，kJ/kg；Ar的取值根據(jù)回?zé)峒訜崞魇菂R集式還是自流式選取。

通過式(5)和式(6)能夠計算得到回?zé)嵯到y(tǒng)各段抽汽的等效焓降Hj，而該段的抽汽效率ηj可由等效焓降Hj與加入熱量qj的比值求得：

(7)

在低溫省煤器中，凝結(jié)水吸收的煙氣余熱量對回?zé)嵯到y(tǒng)而言為純輸入熱量，若該熱量加入到第j級回?zé)峒訜崞魃?，則機組新蒸汽的等效焓降增加值ΔH為：

(8)

式中：Qe為低溫省煤器回收的煙氣熱量，kJ/kg；qm,s為主蒸汽質(zhì)量流量，kg/s。

因此，機組在增設(shè)低溫省煤器后，新蒸汽的等效焓降就變?yōu)镠+ΔH，故電站系統(tǒng)效率的提高值為：

(9)

式中：H為未增設(shè)低溫省煤器時新蒸汽的等效焓。

顯然，若機組輸入原煤量不變，則其出功增加值ΔWLTE為：

ΔWLTE=ΔηiW

(10)

式中：W為未增設(shè)低溫省煤器時機組功率。

2.3 原煤煙氣預(yù)干燥系統(tǒng)

2.3.1 干燥設(shè)備熱平衡

原煤煙氣預(yù)干燥系統(tǒng)干燥設(shè)備選用滾筒干燥機，在干燥機中煙氣的放熱量Qg為其進(jìn)、出口的焓差，即

Qg=qm,g·(hg,in-hg,out)

(11)

式中：qm,g為滾筒干燥機進(jìn)口的煙氣質(zhì)量流量，kg/s；hg,in、hg,out分別為滾筒干燥機進(jìn)、出口的煙氣焓，kJ/kg。

而煙氣焓hg為理論煙氣焓hg,0、過量空氣焓(α-1)ha,0之和，即

hg=hg,0+(α-1)ha,0

(12)

式中：α為過量空氣系數(shù)。

理論煙氣焓hg,0和理論空氣焓ha,0的計算公式分別見式(13)和式(14)[13]。

hg,0=VRO2hRO2,θ+VN2hN2,θ+VH2OhH2O,θ

(13)

ha,0=V0ha,θ

(14)

式中：V0為理論空氣量，m3；VRO2、VN2和VH2O分別為煙氣中三原子氣體、N2和H2O的理論體積，m3；hRO2,θ、hN2,θ和hH2O,θ分別為煙氣中三原子氣體、N2和H2O在溫度為θ時的焓，kJ/m3;ha,θ為空氣在溫度為θ時的焓，kJ/m3。

原煤在滾筒干燥機中吸收的熱量分為兩部分：一部分用于將原煤中的部分水分蒸發(fā)；另一部分用于加熱干燥機中煤的其他成分。因此，原煤吸熱量Qc為:

(15)

式中：qm,c、qm,w分別為鍋爐的輸入煤質(zhì)量流量和原煤干燥出的水質(zhì)量流量，kg/s；tco、tci、tgo分別為干燥機出口原煤的溫度、干燥機入口原煤的溫度和干燥出的水蒸氣溫度，℃；cst、cc分別為水蒸氣和干燥后煤的平均比熱容，kJ/(kg·K)；r為水的汽化潛熱，kJ/kg。

干燥后煤的平均比熱容可由式(16)求得：

(16)

式中：w(Mar)為干燥設(shè)備出口煤的含水質(zhì)量分?jǐn)?shù)，%；cw和ccd分別為煤中水分和其他成分的平均比熱容，kJ/(kg·K)。

設(shè)滾筒干燥機的熱效率為ηg，則其熱平衡式為:

qm,c·(hg,in-hg,out)ηg=qm,w[r+cst(tgo-tci)]+

cc(qm,c-qm,w)(tco-tci)

(17)

當(dāng)滾筒干燥機的進(jìn)、出口煙氣溫度確定(即鍋爐排煙中可利用的余熱量確定)時，由上述熱平衡式即可確定w(Mar)。

2.3.2 系統(tǒng)模擬

滾筒干燥機的熱平衡計算方法已在2.3.1節(jié)中給出，原煤干燥前后機組的熱力學(xué)性能可通過EBSILON軟件模擬分析。EBSILON是德國STEAG公司開發(fā)的專門用于電站仿真模擬和熱力計算的軟件，能夠準(zhǔn)確詳盡地計算電站熱力系統(tǒng)各項性能參數(shù)[16-17]。為保證模擬結(jié)果的準(zhǔn)確性，系統(tǒng)主要設(shè)備的模型選用見表3。

表3 系統(tǒng)主要設(shè)備模型Tab.3 Main equipment model of system

3 熱力性能對比分析

根據(jù)上述基本假設(shè)和理論計算模型，對案例機組及增設(shè)2種煙氣余熱利用裝置的機組進(jìn)行熱力計算。表4給出了低溫省煤器的熱力計算結(jié)果。表5和表6分別給出了原煤煙氣預(yù)干燥系統(tǒng)中滾筒干燥機熱平衡計算結(jié)果和干燥前后煤的元素分析。表7給出了各系統(tǒng)熱力性能的對比。

表4 低溫省煤器熱力計算結(jié)果Tab.4 Thermal calculation results of low temperature economizer

表5 滾筒干燥機熱平衡計算結(jié)果Tab.5 Heat balance calculation results of drum dryer

表6 原煤煙氣預(yù)干燥系統(tǒng)干燥前后煤的元素分析Tab.6 Ultimate analysis of the used coal before and after drying in coal pre-drying system

由表4可知，對于常規(guī)低溫省煤器余熱利用系統(tǒng)，當(dāng)鍋爐排煙溫度由130.0 ℃降低至95.0 ℃時，可放出22.8 MW的熱量。這部分熱量用于加熱7號回?zé)峒訜崞鬟M(jìn)口的凝結(jié)水，可使流入7號回?zé)峒訜崞鞯乃|(zhì)量流量減少234.0 kg/s，從而使七段抽汽量減少9.9 kg/s。低溫省煤器中煙氣與凝結(jié)水逆向間接換熱，其換熱對數(shù)溫差為42.1 K，總傳熱系數(shù)為173.3 W/(m2·K)，在總換熱量為22.8 MW的情況下，所需換熱面積為3 133 m2。

由表5和表6可知：(1)在集成原煤煙氣預(yù)干燥系統(tǒng)的機組中，由于已設(shè)定干燥前后入爐煤量不變，故原煤燃燒所需的總風(fēng)量也不變，但由于干燥系統(tǒng)的引入，使?fàn)t膛燃燒產(chǎn)生的煙氣量減少，因此，在保證空氣預(yù)熱器出口熱風(fēng)溫度為329.5 ℃不變的情況下，空氣預(yù)熱器出口煙溫將由130.0 ℃降低至125.8 ℃；(2)當(dāng)原煤干燥設(shè)備出口煙溫為95.0 ℃時，煙氣在干燥機中放出的熱量為19.9 MW，利用這些熱量可將入爐煤的水分質(zhì)量分?jǐn)?shù)由22.60%降低至16.44%，同時出口原煤的溫度也由25.0 ℃升高至77.1 ℃；(3)由于干燥前后原煤中的其他成分未變，只有水分質(zhì)量分?jǐn)?shù)降低，故干燥后收到基水分質(zhì)量分?jǐn)?shù)降低，其他成分質(zhì)量分?jǐn)?shù)均有所升高，干燥后原煤低位發(fā)熱量也由19.60 MJ/kg升高至21.36 MJ/kg，升高約9.0%。

由表7可以看出：(1)常規(guī)低溫省煤器系統(tǒng)充分利用鍋爐排煙余熱加熱7號回?zé)峒訜崞鬟M(jìn)口的凝結(jié)水，以節(jié)省七段抽汽量；在鍋爐入爐煤質(zhì)量流量不變的情況下，可使機組凈出功增加2.8 MW，凈效率提高0.2%，最終機組的供電煤耗降低1.4 g/(kW·h)；(2)原煤煙氣預(yù)干燥系統(tǒng)以鍋爐排煙對原煤進(jìn)行預(yù)干燥，從而可提高入爐煤低位發(fā)熱量；當(dāng)入爐煤質(zhì)量流量不變時，入爐總熱量由1 356.4 MW增加到1 369.2 MW，與參比機組和常規(guī)低溫省煤器系統(tǒng)相比增加約0.9%；(3)在原煤煙氣預(yù)干燥系統(tǒng)中，由于干燥后入爐煤水分質(zhì)量分?jǐn)?shù)降低，爐膛理論燃燒溫度會有所升高，鍋爐的燃燒過程會得到改善，同時空氣預(yù)熱器的出口煙溫由130.0 ℃降低至125.8 ℃，鍋爐熱效率將由93.5%提高至93.8%，即鍋爐產(chǎn)生的熱量可更多地用于加熱水冷壁中的給水及過熱器、再熱器中的蒸汽，故干燥后機組的主蒸汽質(zhì)量流量增加至465.0 kg/s，與參比機組和常規(guī)低溫省煤器系統(tǒng)相比增加約1.3%；(4)對于原煤煙氣預(yù)干燥系統(tǒng)，由于干燥后機組主蒸汽質(zhì)量流量升高，即進(jìn)入汽輪機中做功的蒸汽介質(zhì)增加，故機組的凈出功可達(dá)574.3 MW，與常規(guī)低溫省煤器系統(tǒng)相比增加4.4 MW；而3種情況下入爐煤質(zhì)量流量不變，即消耗相同煤量的情況下機組可以產(chǎn)出更多的電能，與常規(guī)低溫省煤器系統(tǒng)相比，原煤煙氣預(yù)干燥系統(tǒng)機組的凈效率可進(jìn)一步提高0.3%，供電煤耗可進(jìn)一步降低2.3 g/(kW·h)。

表7 各系統(tǒng)熱力性能的對比Tab.7 Comparative analysis of thermal performance for each system

4 討論

4.1 各系統(tǒng)能量分布

參比機組、常規(guī)低溫省煤器系統(tǒng)及原煤煙氣預(yù)干燥系統(tǒng)的能流圖如圖3所示，對于3種系統(tǒng)，由于設(shè)定其原煤消耗量不變，故原煤的輸入總能量相同，均為100%。由能流圖可以清晰地看到系統(tǒng)內(nèi)各部分能量的分布情況，并對2種煙氣余熱利用系統(tǒng)的節(jié)能機理進(jìn)行深入探討。

由圖3可以看出：(1)對于常規(guī)低溫省煤器系統(tǒng)和原煤煙氣預(yù)干燥系統(tǒng)，由于增設(shè)煙氣余熱利用設(shè)備，且均將煙氣溫度降低至95.0 ℃，故其鍋爐排煙熱損失均為4.8%，與參比機組相比降低1.7%；(2)對于常規(guī)低溫省煤器系統(tǒng)，其汽水系統(tǒng)的可用熱量由93.5%(參比系統(tǒng))增加至95.2%，增加 1.7%，這主要是由于低溫省煤器回收的煙氣余熱全部用來加熱凝結(jié)水，從而可排擠該級部分抽汽，使得這部分熱量進(jìn)入汽水系統(tǒng)；但由于低溫省煤器系統(tǒng)排擠的抽汽品位較低，回收的熱量中很大一部分進(jìn)入凝汽器，僅有部分熱量用于汽輪機做功；(3)對于原煤煙氣預(yù)干燥系統(tǒng)，其回收的煙氣余熱用于干燥鍋爐進(jìn)口的原煤，利用低品位的煙氣余熱置換出高品位的燃料化學(xué)能，干燥后原煤的低位發(fā)熱量升高，從而使得在入爐煤量不變的情況下，原煤煙氣預(yù)干燥系統(tǒng)輸入鍋爐的熱量與前2種系統(tǒng)相比增加0.9%；(4)對于原煤煙氣預(yù)干燥系統(tǒng)，進(jìn)入汽水系統(tǒng)的熱量可用率由93.5%(參比機組)增加至94.7%，這主要是由于干燥后爐膛中燃料燃燒產(chǎn)生的熱量可更多地用于加熱水冷壁中的給水，從而使得進(jìn)入汽輪機的主蒸汽質(zhì)量流量增加，汽水系統(tǒng)的可用熱量增加；(5)常規(guī)低溫省煤器系統(tǒng)機組的凈效率由參比機組的41.8%提高至42.0%，而原煤煙氣預(yù)干燥系統(tǒng)的凈效率可進(jìn)一步提高至42.3%。

(a)參比機組能流圖

4.2 技術(shù)經(jīng)濟性分析

對于常規(guī)低溫省煤器系統(tǒng)，機組需增設(shè)低溫省煤器以對煙氣余熱進(jìn)行回收利用，而對于原煤煙氣預(yù)干燥系統(tǒng)，機組需增設(shè)碎煤機、滾筒干燥機和除塵器等設(shè)備。因此，2種余熱利用系統(tǒng)機組的初投資均有所增加，采用規(guī)模因子法對新增設(shè)備的投資進(jìn)行估算[16]。其中，對于常規(guī)低溫省煤器系統(tǒng)，參考文獻(xiàn)[7]和文獻(xiàn)[13]，擬采用換熱面積為1 567 m2的管式換熱器2臺，需增加靜態(tài)投資709.7萬元；對于原煤煙氣預(yù)干燥系統(tǒng)，參考文獻(xiàn)[18]和文獻(xiàn)[19]，擬增設(shè)1臺容量為250 t/h的碎煤機、2臺容量為125×104m3/h的除塵器、2臺容量為125 t/h的煙氣滾筒干燥機，機組需增加靜態(tài)投資共計4 626.0萬元。依據(jù)文獻(xiàn)[19]，取貼現(xiàn)率為8%、新增設(shè)備的使用壽命為30 a，則可得出資本回收系數(shù)約為8.9%；考慮到新設(shè)備的維護成本與其總投資一般為線性關(guān)系，比例系數(shù)一般取4%[10]。假定案例機組年利用小時數(shù)為5 000 h，上網(wǎng)電價為0.41元/(kW·h)，則2種煙氣余熱利用系統(tǒng)機組的經(jīng)濟性見表8。

表8 2種煙氣余熱利用系統(tǒng)的經(jīng)濟性Tab.8 Economic performance of two flue gas waste heat utilization systems 萬元

由表8可知：(1)與參比機組相比，常規(guī)低溫省煤器系統(tǒng)的初投資增加709.7萬元，而原煤煙氣預(yù)干燥系統(tǒng)因新增設(shè)備較多，故其初投資會增加4 626.0萬元，約為常規(guī)低溫省煤器系統(tǒng)的6.5倍；(2)2種余熱利用系統(tǒng)在原煤消耗量與參比機組相同的情況下，由于機組出功增加，年售電收益分別增加563.7萬元和1 466.5萬元；同時，因總投資增加，年運行維護費用和年度利息也隨之增加；(3)與參比機組相比，常規(guī)低溫省煤器系統(tǒng)機組的年均凈收益可增加472.3萬元，而原煤煙氣預(yù)干燥系統(tǒng)機組的年均凈收益可增加870.6萬元，原煤煙氣預(yù)干燥系統(tǒng)具有更好的經(jīng)濟性。

5 結(jié) 論

(1)常規(guī)低溫省煤器系統(tǒng)利用鍋爐排煙余熱加熱7號回?zé)峒訜崞鬟M(jìn)口凝結(jié)水，以節(jié)省部分七段抽汽；在鍋爐入爐煤質(zhì)量流量不變的情況下，可使機組凈出功增加2.8 MW，凈效率提高0.2%，最終供電煤耗降低1.4 g/(kW·h)；由于煙氣溫度較低，可排擠的回?zé)嵯到y(tǒng)抽汽品位也較低，從而限制了機組節(jié)能效果的進(jìn)一步提高。

(2)原煤煙氣預(yù)干燥系統(tǒng)利用鍋爐排煙余熱干燥入爐煤，干燥后入爐煤水分質(zhì)量分?jǐn)?shù)由22.60%降低至16.44%，低位發(fā)熱量可提高約9.0%；與參比系統(tǒng)相比，機組的凈出功可增加7.2 MW，凈效率可提高0.5%，最終供電煤耗可降低3.7 g/(kW·h)，節(jié)能效果顯著。

(3)與常規(guī)低溫省煤器系統(tǒng)相比，原煤煙氣預(yù)干燥系統(tǒng)利用低品位的鍋爐排煙余熱置換出高品位的燃料化學(xué)能，其能量品位遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于低溫省煤器置換出的七段抽汽，使得源頭處鍋爐有效利用熱量提高約0.9%，具有更優(yōu)的節(jié)能效果。

(4)與參比機組相比，2種煙氣余熱利用系統(tǒng)機組的固定投資和年運行維護費用均有所增加，但其年售電收益也相應(yīng)增加；常規(guī)低溫省煤器系統(tǒng)機組的年均凈收益可增加472.3萬元，而原煤煙氣預(yù)干燥系統(tǒng)機組的年均凈收益可增加870.6萬元，原煤煙氣預(yù)干燥系統(tǒng)具有更好的經(jīng)濟性。