某火电厂低温烟气余热系统节能降耗分析

摘要：华电新疆发电有限公司红雁池电厂#4锅炉排烟温度较高，锅炉效率低。通过在#4锅炉增压风机与脱硫塔之间的烟道上加装低温烟气余热系统，可降低排烟温度，节约脱硫塔耗水量，提高锅炉效率。

一、前言

目前的火电机组主要的热损失有两项，一是汽轮机系统的排汽冷凝热损失，二是锅炉的热损失。尽管随着科技的发展及电力事业的进步，电站锅炉的经济性得到很大提高，但国内外许多电站锅炉依然存在排烟温度偏高、排烟热损失偏大、风机功耗大等普遍性问题，严重影响锅炉运行经济性。其中的排烟热损失是锅炉各项热损失中最大的一项，一般约5%-12%，占锅炉热损失的60%-70%。影响排烟热损失的主要因素是排烟温度，一般情况下，排烟温度每增加10℃，排烟热损失增0.6%-1.0%，相应多耗煤1.2%-2.4%。

我国火电厂平均装机耗水率比国际先进水平高40%-50%，火力发电的节能潜力很大，实施火电厂节能降耗具有很大的实际意义。本文中我们论述通过在增压风机与脱硫塔之间的烟道上加装低温烟气余热系统，利用锅炉的排烟余热加热火电厂热力系统中的凝结水，降低锅炉的排烟温度，提高锅炉热效率，同时由于降低了烟气进入吸收塔前的温度，减少脱硫系统蒸发水量，同步实现高效节水的目的。

二、当前火电厂热力系统存在的问题

红雁池电厂地处乌鲁木齐市南郊，夏季环境温度最高可达到35℃，#4锅炉额定负荷下排烟温度设计值为134.6℃，目前由于煤种变化等原因，锅炉结焦结渣较多，烟气量偏大，总灰量的增加也造成了空预器有一定程度的堵塞，影响换热，引起排烟温度偏高，修正后排烟温度达到173.9℃，高出设计值39.3℃。综合分析认为，煤种变化水分增加、烟气量增加、锅炉结焦结渣及空预器换热效率的降低是排烟温度高的重要原因，通过燃烧器改造减轻结焦结渣及对空预器受热面检查清理可以一定程度上降低排烟温度，但无法从根本上解决问题；从现场实际情况分析，通过增加空预器受热面降低排烟温度可行性不大。

三、低温烟气余热系统节能降耗的思路和方法

3.1设备基本概况

红雁池电厂#4锅炉为某锅炉厂制造的超高压自然循环汽包锅炉，锅炉型号DG670/13.7-21型，П型布置、单炉膛、燃烧器四角布置，切圆燃烧、平衡通风、固态排渣、采用管式空气预热器、钢构架（双排柱）。

锅炉设计燃用铁厂沟烟煤，校核煤种为硫磺沟煤。在B-MCR工况下，燃用低位发热量Qnet，ar=23770kJ/kg的设计煤种时，燃料消耗量约为98.26t/h。BECR工况设计计算热效率93.3%，TRL工况设计锅炉热效率为92.75%。

3.2主要技术原则

目前较为先进的设备为采用卧式相变换热器的双循环系统烟气余热利用装置，换热媒介先与烟气在外循环系统内进行换热，吸收烟气余热，然后与凝汽器或余热回水在一液液换热器内换热，将所吸收烟气热量传给进水。根据反馈的换热媒介进入吸热段上联箱的温度，通过自动控制装置控制水量，使进入其吸热段的传热媒介温度低于酸露点。根据具体设计中换热管道的换热能力，使换热媒介在其吸热段进行自然循环或者强制循环，保证排烟温度达到设计值。由于系统含有自动控制装置，如煤质发生较大的变化，可根据入炉煤质，重新计算并选取烟气的酸露点，在保证安全运行的条件下尽量提高回收热量。

吸热段可布置于空气预热器后的烟道内，也可布置于除尘器与脱硫塔之间的烟道内，换热元件——翅片管水平布置（对避免积灰、堵灰极其重要），控制吸热段最低壁温不低于酸露点，烟气温度可以降低35℃，可将凝结水温度提高25℃，烟气余热利用效果明显；在排烟温度下降后，烟气的体积会减小很多，密度变大，增大了风机的效率，并且有利于减少烟气阻力，根据实际运行经验，在实际运行中低温余热利用装置增加的烟气阻力约300Pa左右。

该方案是在增压风机与脱硫塔之间的烟道上加装余热回收装置，根据现场情况“吸热段”控制壁温高于烟气酸露点并留有足够的余量，从而保证换热器不结露、不积灰、不腐蚀。

对于排烟温度的调节，夏季工况时，锅炉排烟温度会升高，可通过调高余热利用装置的水流量增大排烟温度降，提高运行经济性，冬季工况或煤质变化时，则可借助调小余热利用装置的水流量降低排烟温度降，避免低温腐蚀。因此，该余热利用装置有很好的负荷适应性和煤种适应性。

余热利用装置冬季可以用来加热热水供暖，烟气余热利用效果更好，夏季用余热利用加热凝结水，减少抽汽量，提高机组经济性。

四、系统节能改造后的投运状况及效益分析

根据已有的成功改造经验，尾部烟气余热利用装置使烟气温度降低35℃，可以节约供电煤耗2.5g/kWh，按年发电量12亿千瓦时、标煤单价240元/吨计算，年节约标煤3000吨，年节约费用：

2.0×12×108÷106×240=72（万元）

增加尾部烟气余热利用装置，将烟气温度降低35℃进入脱硫塔，比烟气直接进入脱硫塔节省大量脱硫塔补水。经计算，200MW燃煤机组每小时可节约水量20吨，年利用小时数6000小时，则每年可节约水量约12.0万吨，水价0.5067元/吨，则年节约水费：

20×6000×0.5067=6.1（万元）

综合计算，尾部烟气余热利用装置预计投资450万元，年节约资金78.1万元，则六年可收回投资。

五、工艺系统比较

与传统的增扩高压省煤器面积相比，增设低温换热器有其独特的优点：

（1）可以实现排烟温度的大幅度降低。按照电厂的不同要求，可降低排烟温度30～45℃。而改造高压省煤器，由于位置过于靠前，最多只能降低排烟温度20℃。

（2）对于锅炉燃烧和传热不会产生任何不利影响。由于低温换热器布置于锅炉的最后一级受热面（下级空气预热器）的后面，它的传热行为对于锅炉的一切受热面的传热均不发生影响，既不会降低入炉热风温度而影响锅炉燃烧，也不会使空气预热器的传热量减少。

（3）具有良好的煤种和季节适应性。锅炉的低温换热器出口烟气温度可根据季节和煤质（主要是含硫质量分数）进行调节，以实现节省标准煤耗和防止低温腐蚀的综合要求。

（4）采用低温换热器，可避免原高压省煤器产生水冲击。高压省煤器的出水温度已接近饱和温度，如果增加高压省煤器的换热面积，则势必造成出口水的汽化，可能导致管内水冲击和省煤器管束振动。

（5）采用低温换热器系统，可以充分利用锅炉本体以外的场地空间，布置所需的受热面，因而检修空间宽阔，检修方便。

六、结束语

红雁池电厂#4锅炉在烟气湿法脱硫系统加装低温换热器系统实施的可行性好，节能效果显着，具有巨大的资源效益、企业效益和环境效益，符合国家倡导的：“节能减排、节约资源、环境友好、循环经济”的能源国策。

可以预见，烟气余热回收低温换热器工艺的大规模应用，必将对我国电力工业可持续发展产生重大的影响。此工艺节约了宝贵的煤炭资源和水利资源，对于煤价、水价较高的全国其它地区火电厂，也有着极高的推广价值。

原标题：某火电厂低温烟气余热系统节能降耗分析