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科技创新导报 Science and Technology Innovation Herald
92定向扬声器
DOI：10.16660/jki.1674-098X.2019.36.092
王华利
(中国能源建设集团天津电力建设有限公司 天津 300171)
摘 要：为实现机组节能减排，本次研究依托实际工程，根据煤质、烟气条件、热力系统特点等提出了适用于工程设计的烟气余热梯级利用方法，加装二级低温省煤器、空预器旁路，利用高效热一次风调温来达到余热利用的目的。通过综合技术指标、排放指标及经济指标比较，结合电厂打造标杆电厂的目标，对于依托工程，该方案具有明显的节能减排效果，每年减少3.4万t的CO 2排放，节约用水22万t，机组标准煤耗降低为2.7g/kWh，设备投资回收年限约8.4年。关键词：烟气 余热利用 经济性中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1674-098X(2019)12(c)-0092-02 1 工程依托
本次研究依托工程为2×1000MW超超临界湿法脱硫机组，该机组设计煤质为神府东胜煤，采用平衡通风方式的烟风系统，机组运行过程中排烟量较大，烟气余热具有很大的回收价值。
2 烟气余热梯级利用方案
2.1 烟气系统方案
烟气系统有如下几部分组成。
（1）在空预器的主烟道上设置旁通烟道，用于加热给水和加热凝结水，因此在旁通烟道上设置旁路一级高温加热器和旁路二级低温加热器两级低温省煤器。
（2）两级低温省煤器位于除尘器前方以及引风机后方，一方面用于锅炉烟气余热的回收，另一方面可以保证空预器后烟气的烟温符合低温除尘器的要求。
（3）两级低温省煤器不仅需要回收锅炉排烟余热同时还需要加热进入空预器的冷空气，因此在空预器前方加装水暖式暖风器。
（4）在水暖式暖风器和低温省煤器两者之间加装一级凝结水加热器。
文蛤刃（5）热一次风调温装置设置在磨煤机的入口处，一次风全部进入空预器进行热交换。
2.2 热力系统方案
在测算机组的实际烟气烟温后，根据汽轮机厂家提供的机组热平衡指标以及相关资料，烟气余热利用热力系统方案如下设计。
空预器旁路一级高温加热器与所有高压加热器及蒸汽冷却器并联，一部分通过给水泵输入一级高温加热器进行热交换，随后进入蒸汽冷却器出口高压给水母管，最后和蒸汽冷却器出来的高压给水进行汇流进入省煤器。
高效热一次风调温装置与2号、3号、4号高压加热器并联，用于加热另一部分高压给水，该部分高压给水经过热一次风调温装置换热，接入2号高加出口，与2号高加出来的高压给水汇流进入1号高压加热器。
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空预器旁路二级低温加热器与6号、7号、8号低压加热器并联，用于加热凝结水，一部分凝结水通过8号低加入口，进入二级低温加热器换热，随后进入6号低加出口，与6号低加出来的凝结水汇流进入除氧器。
一级低温省煤器出口的凝结水加热器与8号低压加热器并联，用于加入另一部分凝结水，该部分凝结水通过8号低加入口接出后，进入凝结水加热器进行换热，随后进入8号低加出口与8号低加出来的凝结水汇流后进入7号低压加热器。
2.3 主要指标
主要指标如表1所示。
3 经济性分析
采用该烟气余热利用系统，与机组原脱硫系统相比，节约的水费约为74万元/年。除尘器、脱硫设施及引风机合计减少厂用电功率约800kW ，年减少耗电量约4000000 kWh，本工程成本电价取230元/MWh，则可年减少厂用电费约92
图1 加热高压给水系统示意图
图2 加热凝结水系统示意图
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序号项目
单位THA 75%THA 50%THA 1热一次风流量
kg/s 168134982热一次风调温装置入口空气温度℃3253032803热一次风调温装置出口空气温度℃2622622624热一次风调温装置空气侧放热量MW 8.1 3.2 1.55热一次风调温装置给水流量
t/h 9649166热一次风调温装置入口高压给水温度℃274.9256.5233.47热一次风调温装置出口高压给水温度℃186.6173.8157.48热一次风调温装置给水侧吸热量MW 8.0 3.1 1.59一级低温省煤器入口烟气温度℃1171069810一级低温省煤器出口烟气温度℃89898911一级低温省煤器烟气侧放热量MW 26.516.18.512二级低温省煤器入口烟气温度℃949419413二级低温省煤器出口烟气温度℃84848414二级低温省煤器烟气侧放热量
MW 9.88.0 6.115空预器旁路一级高温换热器入口给水温度℃186.5173.7157.316空预器旁路一级高温换热器出口给水温度℃324.7303.3276.817空预器旁路一级高温换热器高压给水吸热量MW 9.88.0 6.118空预器旁路一级高温换热器高压给水流量t/h 61.353.643.119空预器旁路二级低温换热器入口凝结水温度℃81.875.467.120空预器旁路二级低温换热器出口凝结水温度℃162.6152.1138.121空预器旁路二级低温换热器凝结水吸热量MW 11.24 6.55 3.0222空预器旁路二级低温换热器凝结水流量t/h 119.173.436.223凝结水换热器入口凝结水温度℃81.675.467.124凝结水换热器出口凝结水温度℃102.895.686.225凝结水换热器换热量
MW 9.787.93 5.8726流经凝结水换热器凝结水量t/h 395.7336.8266.627锅炉效率%
94.9194.8194.8128原汽机热耗
kJ/KWh 70287111730829烟气余热利用后汽机热耗kJ/KWh 69547057726830汽机热耗降低kJ/KWh 74544031发电标煤耗降低g/kWh 2.7 1.96 1.4632发电设备利用小时数h 550033各工况年运行时间h 18003922151734各工况节约标煤量t 47215763
1109
35年节约标煤量t 1159336含税标煤价格元/t 65537年节约燃料费万元75938年减少CO 2排放量t 3403839聚光体
年减少SO 2排放量
t
162
表1 主要技术指标
煤耗降低为2.7g/kWh，设备投资回收年限约8.4年。
4 结语
对于新建电厂可在签订主机前，依据此方法进行经济性比较，推荐合理的烟气余热深度梯级利用。对于已投运电厂，可在落实有改造空间的前提下，依据此方法进行经济性比较，推荐合理的烟气余热深度梯级利用。通过烟气余热深度梯级利用方案，一方面可以降低电厂的发电成本，另一方面还能够减少能源的消耗，有利于环境的保护。
参考文献
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