燃煤机组锅炉汽机凝汽余热利用探讨1.docxVIP

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燃煤机组锅炉汽机凝汽余热利用探讨

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摘要：近年来，随着能源价格的上涨和节能减排政策要求的日益严格，电厂效率的不断提高，电力消耗的减少，燃煤机组和外部排放已成为未来中国火电蓬勃发展的重点项目。本文通过锅炉尾部烟道改造和加设吸收式热泵相结合方法提高能源利用率，为热用户提供热源。

关键词：燃煤机组；有效利用；提供热源；电量

引言

在火力电厂发电的长期发展中，节能减耗的措施很多，但是，利用燃煤机组锅炉汽机凝汽余热，是一种简便易行的方案。再生蒸汽则是一种简单易用的解决方案，并且具有良好的节能效果。在本文中，将热力学、传热学和流体力学的相关理论应用于建立节能分析模型，以从低温燃烧气体中回收余热。从系统的安全性和稳定性的角度，对烟气侧与水侧的连接方式，热交换器的类型和安装条件进行了详尽的比较分析。当将常规的余热利用系统应用于电站的实际运行以决定经济性时，管道的尺寸会有所变化，而投资成本是一个相对合理的节能改造计划。然后以一个燃煤机组的实际运行数据为例，计算出常规余热利用系统的节能效益，并结合常规废热利用系统的整体传热曲线。[1]

1锅炉尾部烟气余热回收的意义

“十三五”规划期间，能源高效利用、环境合理整治仍然是国民经济和社会发展的瓶颈。我国70%以上社会用电依靠于火电机组，占据全国约50%的煤炭消耗，而大型火电机组热效率只有40%左右，大量锅炉烟气（120℃~140℃）和汽机乏汽的低品位热量损失是导致能源利用率过低的主要因素，如何有效利用此类余热是提高能源利用率的关键。以往烟气余热研究中，多数在除尘器前后加装烟气换热器（低温省煤器），用于加热循环凝结水，取代部分汽机抽气，起到提高机组发电量，降低煤耗率的作用。张润盘等人提出，采暖期间加热热网水的节能效果优于加热凝结水，利用烟气余热夏季加热凝结水，冬季加热热网水的方法提高能源利用率。[2]华北电力大学徐钢等人也提出一种新型电站锅炉余热利用系统，在常规空气预热器前加装前置式低温空气预热器，从而降低烟气与空气预热器的换热温差，并在两级空气预热器之间布置低温省煤器，新型烟气余热利用系统供电煤耗降低3.6g/（kW·h）。而汽机乏汽余热常用于供热方面，高背压运行机组满足了供热能力，但是高背压又受限于机组末级排汽容积大小，不仅影响机组发电量，也危机运行的安全。李岩等人通过加设蒸汽吸收式热泵，抽取部分蒸汽（0.4MPa~1.0MPa）作为驱动和梯级加热热源。此种方法基本解决了余热利用和安全生产的难题，但汽机抽汽必然降低机组发电量。为此，本文针对以上问题，综合考虑烟气与凝汽余热利用，供暖期间锅炉尾气余热作为吸收式热泵的驱动及尖峰加热热源，实现零抽汽量条件下满足供热需求，提高机组发电量，同时在烟气换热器作用下，降低排烟温度，提高除尘效率。[3]

2燃煤机组锅炉烟气及凝汽余热加热热网系统

本文主要研究采暖期及非采暖期运行工况下，烟气换热器和吸收式热泵协同作用的余热利用。以往的烟气换热器可加热电厂循环凝结水，与低压加热器并联连接，起到烟气余热替代汽机抽气，节省煤耗目的。而吸收式热泵利用汽机排汽冷凝成水的气化潜热，提供热网用热，高温热水或蒸汽作为驱动热源。[4]综合考虑分析如下：采暖期，吸收式热泵内循环水（20℃升至25℃）回收冷凝器散失的气化潜热，将热网70℃回水提高至90℃，再利用锅炉尾部烟气换热器作为尖峰加热器加热90℃水至120℃，此时热水温度满足热网供水温度要求。非采暖期，隔离吸收式热泵机组和热网管路，通过烟气换热器回收锅炉烟气余热，加热电厂循环凝结水，与低压加热器并联连接，达到减少汽机抽气，烟气余热利用目的。[5]

3燃煤机组锅炉尾部烟道改造分析

某电厂600MW湿冷机组烟道改造，在原有锅炉烟道上加装烟气换热器，安装位置在除尘器进口喇叭口处。夏季烟气换热器进出口烟温为155.8℃/120℃，冷却介质凝结水进出口温度为98℃/136℃。[6]根据图2汽机热平衡图可知，烟气换热器冷却介质温度满足6号低加入口和5号低加出口凝结水温。将烟气换热器管道系统与5号、6号低加并联连接，以此减少低压加热器运行负荷。冬季烟气换热器烟温和冷却介质进出口温度分别为134.7℃/100℃、90℃/120℃，此时冷却介质为热网70℃回水经吸收式热泵加热后的90℃循环水。利用烟气换热器回收烟气余热的同时，烟气中的氧化硫与水蒸汽结合生成硫酸蒸汽，随着烟气温度降低，达到硫酸蒸汽的凝结点即酸露点后，将会对烟道及换热设备形成低温腐蚀。炉膛出口过剩空气系数为1.20、煤质成分如表1所示。根据前苏联热力计算标准计算酸露点温度为96℃，烟气换热器出口烟温高于酸露点。[7]

图1汽机热平衡图低压缸段（THA工况）

表1设计煤质分析成分

类型

符