烟气余热利用DOCWord格式文档下载.docx

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我国60～1000MW电站锅炉烟气余热利用于凝结水、给水及送风系统，其转换效率为19.5%～23%，根据能级原理，提出了一种深度利用烟气余热和减少回热抽汽损失、实现锅炉排烟温度自动控制的高效循环系统方案。

热力学分析表明，此方案可使600MW机组无煤附加功率由0.6MW增加至20MW左右，全厂净效率提高0.9%，投资回收期小于2.0年，具有良好的节能减排、降低发电煤耗的作用，并对新建和老机组设计优化提出了原则性的建议。

关键词：

锅炉；

排烟温度；

能级利用；

烟气余热回收；

高效循环系统

烟气余热利用从上世纪50年代以来，在60～1000MW等级电站锅炉上进行了广泛的探索，取得了一定的成绩，但是与国外先进设计相比存在较大差距。

上世纪90年代以来，俄罗斯、德国等国家根据能源价格和环保要求的变化，锅炉排烟温度设计值降低到100℃，并在新建机组或老机组改造中得到了工程验证，使供电煤耗下降6--7g/（kW．h），但目前国内尚未见可行性和应用价值方面的报道。

根据能级和系统工程原理，提出了一种深度利用烟气余热和减少回热抽汽做功损失，实现排烟温度稳恒控制的高效系统，不但能提高机组性能，而且能深度利用锅炉余热，较大程度地改善锅炉尾部低温受热面结露腐蚀和堵灰问题。

超临界机组锅炉烟气利用高效循环系统

能级理论指出：

无论是纯凝机组、再热机组，还是供热机组，都可以看成由若干个能级组成，从锅炉到凝汽器，每个能级的热功效率，逐级下降，相同的热量作用于不同的系统（不同的能级），将会对系统的做功能力产生不同的效果。

锅炉受热面可分为锅炉能级受热面和低能级受热面，过热器、再热器、水冷壁、省煤器和高压加热器是锅炉能级受热面，空气预热器、暖风器和低压加热器是低能级受热面，如果将锅炉空气预热器后的低能级烟气热能通过换热器转移到同等能级的低压加热器，就会出现锅炉冷端（烟囱）排烟损失减少量与汽轮机冷端（冷却塔）排汽损失增加量基本相当的问题，区别仅为冷源损失由锅炉侧转移为汽轮机侧。

图1

图1为具有余热回收的高效循环及温度分布系统，该系统由烟气深度冷却、旁通省煤器、送风、旁路高压给水和凝结水5部分杓成。

高效系统的主要特征：

与目前发电系统相比，此系统的主要特征如下：

（l）锅炉烟气能级的梯级利用和深度冷却，减少锅炉排烟损失；

（2）锅炉排烟温度的自动控制，防止锅炉低温烟气低温腐蚀，提高锅炉适应煤种及气候变化的能力，提高安全经济及自动化水平；

（3）利用汽轮机回热系统过热蒸汽过热度，提高回热效率；

（4）提高了机组调峰能力，额定工况下可获得2%的无煤附加发电功率。

高效系统的调节原理：

调节旁路省煤器的烟气挡板和给水量，使空气预热器的排烟温度为最佳排烟温度；

调节烟气冷却器前置预热器的热媒水流量和凝结水流量，使烟气冷却器的排烟温度和空气预热器空气进口温度为最佳值；

高效系统的联合运行，可以有效控制锅炉排烟温度，以抵消负荷、煤种变化和气温变化对锅炉低温腐蚀的影响，同时使锅炉尾部烟气的热能最大限度地被利用，使电站处于最佳运行状态。

高效系统的节能原理：

在传统的以热力学第一定律为基础能量平衡分析中，锅炉和汽轮机回热系统均作为单能级系统，然而，锅炉中烟气是分布式热源，炉膛中烟气热能与尾部烟气的热能在品质上是有差别的，空气预热器、低压加热器与高压加热器、高压省煤器存在较大的能级差别，锅炉加热给水和高压加热器的热能属于高品质热能，锅炉空气预热器和低压加热器的热能属于低品质热能，锅炉尾部对流受热面的传热的不可逆性小于汽轮机高压抽汽加热给水的不可逆性，增加高效循环系统后，实现了增加锅炉尾部烟气加热给水减少回热系统加热给水的份额，相当于低温烟气生产出了高温蒸汽，减少了高压抽汽的做功损失，提高了机组的热循环效率，这是高效循环系统提高机组绝对效率的根本原因。

高效循环系统与锅炉受热面吹灰系统组成锅炉冷端管理系统，可以实现锅炉排烟温度的白动控制和锅炉排烟的深度冷却，使机组供电煤耗下阵5～6g/（kW．h），节煤效益显著，锅炉效率达94.4%。

可以看出，采用此高效循环有一下好处：

一、烟气深度冷却

电除尘器前烟温125℃，由烟气冷却器深度冷却到90℃，深度冷却器由两部分组成，一部分回收热量传递给热水媒介，热水媒介通过前置预热器系统将热量传递给空气，空气温度由20℃上升到60℃；

另一部分加热从8号低加引出的凝结水，凝结水温从60℃上升到100℃；

旁路烟道从省煤器后引20%的380℃锅炉高温烟气加热给水和凝结水，将锅炉烟温冷却到125℃。

给水回热系统既是汽轮机组热力系统的基础，也是电厂热力系统的核心，回热循环系统可以显著提高朗肯循环效率，对机组的热经济性起着决定性的作用。

高压加热器为高能级系统，因过热蒸汽温度高，通常设置外置蒸汽冷却器或内置蒸汽冷却段，利用过热蒸汽加热上级给水，减少不可逆损失。

动力学界的一般概念是：

任何减少回热加热会降低机组的效率，通过理论分析和热力计算表明，如果利用低能级烟气加热高压给水，可以提高回热效率。

如360℃的烟气因温压（传热温差）的限制，不可能生产大于360℃的过热蒸汽，但可通过加热给水，排挤抽汽发出附加功率，相当于利用360℃的低温烟气代替回热抽汽系统340℃至450℃高温蒸汽，提高了机组经济性。

本方案能够深度回收锅炉排烟热量，提高汽轮机回热抽汽效率。

二、低低温除尘

1、排放标准

2004年1月1日，随着《火电厂大气污染物徘放标准》（GB13223-2003）的实施，我国火电机组的粉尘排放质量浓度控制标准从200mg/m3降为50mg/m3，SO2排放质量浓度控制标准降为400mg/m3。

目前，国家环境保护部正着手对GB13223进行修改，旨在进一步提高我国火电机组环保排放控制标准。

2、低低温烟气工艺原理

低低温烟气工艺流程为在锅炉空气预热器后设置烟气冷却器，使进入除尘器的烟气温度降低到90℃，提高烟气处理性能，通过这种除尘十湿法烟气脱硫工艺达到高效除尘、脱硫的效果，使烟囱人口粉尘排放质量浓度大大降低。

按此流程，烟气经过烟气冷却器后，温度从120--130℃降到90℃左右，烟气中的S03与水蒸气结合，生成硫酸雾，此时由于未采取除尘措施，SO3被飞灰颗粒吸附，然后被电除尘器捕捉后随飞灰排出，不仅保证了更高的除尘效率，还解决了下游设备的防腐蚀问题，并实现了系统的最优化布置。

3、烟气冷却后电除尘的工艺特点

采用烟气冷却后，烟气系统的运行温度为90℃，低于目前锅炉设计120℃以上烟气温度；

粉尘的比电阻降低，除尘性能得以提高，采用三电场除尘器能够达到五电场除尘器的效率。

与传统的除尘十湿法烟气腕硫环保工艺相比，其电除尘工艺特点如下。

（l）电除尘人口烟气温度由130℃左右降低到90℃左右后，实际烟气流量大大减少，这不仅对系统有利，而且也有利于降低引风机和增压风机的电耗，降低运行费用（对于1号炉增引合一后更为节电）。

（2）在该系统的除尘装置中，烟气温度已降低到露点以下，而烟气含尘质量浓度却很高，因而总表面积很大，为硫酸雾的凝结附着提供了良好的条件。

通常情况下，灰硫比大于100时，烟气中的SO3去除率可达到95%以上，SO3质量浓度将低于2.86mg/m3。

（3）在系统内部设置挡板，通过内部挡板连动形成不带电打击方式，来防止粉尘的飘散。

另外，在烟气深冷器人口设置吹灰装置来保证管式换热器管表面的清洁。

（4）由于高质量浓度粉尘对SO3具有包裹作用，烟气中的绝大部分SO3分子通过除尘器被除掉，然后通过除灰系统带走，因此烟气系统不容易出现低温腐蚀现象，经济效益明显。

（5）目前几乎所有的系统设计都是将脱硫增压风机放在脱硫塔之前，主要是考虑风机的工作条件，即磨损、腐蚀等问题。

采用防腐工艺，就有条件不受场地布置的限制，把脱硫风机放在吸收塔之后，可提高系统的可用率（待2、3、4号炉增引合一后也可实施试验）。

另外，吸收塔和升温换热器等工作在负压状态下，可降低结构和密封的要求，同时降低约5%的能耗。

（6）该工艺采用管式烟气加热器，无泄漏，同时回收的热量可用于空气预热器加热空气系统。

国外火力发电行业烟气余热应用

近几年，国外已经把火电机组的排烟温度设计值大大降低，锅炉排烟温度为100℃左右。

1991年德国联合电力公司（VEAG）公司委托RVW能源公司和VEBA鲁尔电力公司组成联合工作组，就Boxberg电厂和德国黑泵（SchwarzePumpe）电厂安装的现代化机组开展了设计研究工作和模拟试验，德国黑泵电厂2×

800MW褐煤发电机组，在电除尘器前加装了烟气冷却器，利用烟气加热锅炉给水。

德国科隆尼德奥森（Nideraussem）1000MW级褐煤发电机组采用分隔烟道系统充分降低排烟温度，把旁路省煤器加装在空气预热器的旁通烟道中，在烟气热量足够的前提下引入部铃烟气到旁通烟道内加热给水，排烟温度为100℃，锅炉效率达94.6%。

这些电厂的回热系统有2个明显特点：

（l）增加了烟气热量回收环节，即在电气除尘器前的烟道上安装了烟气冷却器，回收的热量用于加热给水、凝结水和送风；

（2）烟气的最后排放不是通过常见的专用烟囱，而是通过白然通风冷却塔排入大气（我厂此改造不太现实）。

如图2:

图2

俄罗斯白上世纪90年代以来，在300～500MW机组改造时，大力推行在锅炉尾部增加旁路省煤器加热给水（或凝结水）的“烟气加热器”技术，以降低锅炉的排烟温度，提高锅炉及电除尘效率。

由于旁路给水在烟气加热器中吸热后返回至热力系统温度相应的部位，在热力系统中加热给水所需要的汽轮机抽汽量减少，所减少的抽汽将在汽轮机通流部分继续做功，因而可获得附加电功率。

俄罗斯把此类机组称为“高效机组”。

据统计，至1999年俄罗斯设“高效机组”达35台，机组容量从50MW到800MW，其中300MW12台、600MW8台、800MW3台。

锅炉排烟温度处于105～130c，锅炉效率达92%/～94%，机组功率可增加3%-8%，通过电除尘向空排放的粉尘量减少30%-60%。

2000年实施“燃煤电厂技术改造”战略规划，并将其划分为2个阶段：

第1阶段（2000-2005年）致力于延长发电设备使用期限的研究，重点以技术特性先进的设备替换同等容量老龄设备；

第2阶段（2006-2010年）着力抓好样机的研制，为先进高效机组的工业应用奠定基础。

费用预算

相对于常规热力系统，高效循环系统主要增加了烟气冷却器前置空气预热器、旁路高压给水加热器和低压凝结水加热器及旁路烟道和附属的管道阀门，安装费按材料成本的1/2计，设计费用170万元，附属系统费用估计为700万元，年维护费用按设备投资费用的2%计算，改造项目总投资费用约为3740万元。

结论

当设计燃用高热值、低灰分、低硫分优质烟煤时，适合采用此种烟气深冷加低低温电除尘工艺；

采用烟气冷却后，烟气系统的运行温度为90℃，低于目前设计的120℃以上；

粉尘比电阻降低，除尘性能得以提高，采用三电场除尘器能够达到五电场除尘器的效率。

而且，低温工艺可降低烟气换热器、增压风机、烟道防腐等费用，投资基本不变，减少年运行电费434.18万元。

在老电厂纯凝机组增加高效循环系统后，全厂净电效率可以提高0.9%，煤耗降低5～6g/（kW．h），机组无煤附加功率提高2%，单位kW投资为新建机组的1/2-1/3，高效系统所增加的投资回收期小于2.0年。

在新建工程，纯凝电厂增加高效循环系统后，机组铭牌功率提高2.5%/-3.0%，全厂净发电效率提高1.2%～1.3%，煤耗降低7～8g/（kW．h），相当于其单位kW投资降低2.0%/-2.5%，投资回收期小于1．O年，供热机组可以降低供电煤耗

13--15g/（kW．h）。

建议在我厂全面推进高效洁净燃煤电厂的设计理念，通过从锅炉烟气余热利用、汽轮机内效率、降低辅助系统耗功、降低背压、提高循环效率等各个环节，提高燃煤发电效率。

同时结合我国投产的600MW机组进行对比研究，尽快在我厂建设一套高效率、低排放、高技术水平的燃煤超临界示范电站。