330 MW供熱機組鍋爐排煙余熱及水分回收系統(tǒng)

王金平，鄧 煜，李 斌，安連鎖，苗雨旺，張玉斌，王 罡

(1．華北電力大學(xué) 能源動力與機械工程學(xué)院，河北保定 071003；2．煙臺龍源電力技術(shù)股份有限公司，山東煙臺 264006)

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330 MW供熱機組鍋爐排煙余熱及水分回收系統(tǒng)

王金平1，鄧 煜1，李 斌1，安連鎖1，苗雨旺2，張玉斌2，王 罡2

(1．華北電力大學(xué) 能源動力與機械工程學(xué)院，河北保定 071003；2．煙臺龍源電力技術(shù)股份有限公司，山東煙臺 264006)

針對某330 MW燃煤供熱機組，采用氟塑料換熱器設(shè)計了分級布置、二次利用的電站鍋爐排煙余熱及水分回收系統(tǒng)，按照系統(tǒng)設(shè)計方案改造該機組，并在非采暖工況下進(jìn)行機組性能試驗.結(jié)果表明：排煙余熱及水分回收系統(tǒng)不僅能夠充分利用煙氣余熱、減少脫硫系統(tǒng)水耗，還能回收煙氣中的部分水分，降低煙氣中顆粒物的濃度，減輕對煙囪的磨損與腐蝕，對電廠安全有效地實現(xiàn)節(jié)能減排具有重要意義.

余熱利用； 水分回收； 氟塑料換熱器； 性能試驗

目前,國內(nèi)應(yīng)用最廣泛的脫硫系統(tǒng)為石灰石-石膏濕法脫硫系統(tǒng)，在該系統(tǒng)中煙氣經(jīng)噴淋、脫硫等工藝后溫度從脫硫系統(tǒng)入口的130～160 ℃左右最終降低到50 ℃左右，再由煙囪排出，這一過程需要消耗大量的水.在脫硫系統(tǒng)實際運行過程中，氣-氣換熱器(GGH)由于設(shè)備腐蝕、積灰、結(jié)垢和堵塞等原因?qū)е鹿收项l繁，許多新建電廠取消了GGH，用濕煙囪代替，又帶來了煙囪防腐材料脫落等新問題[1-4].因此，采用經(jīng)濟可靠的煙氣脫水方法和余熱利用裝置，在回收和利用煙氣余熱的同時降低脫硫塔入口的煙氣溫度，既可降低發(fā)電煤耗，又可節(jié)省脫硫工藝水，還可以減輕煙囪腐蝕以保證電廠的安全生產(chǎn).如某1 000 MW火電機組在滿負(fù)荷下將脫硫塔入口煙氣溫度從135 ℃降低至85 ℃，發(fā)電煤耗降低0.504 7 g/(kW ·h)，節(jié)約脫硫工藝水43.7 t/h[5].

在節(jié)能減排的大背景下，鍋爐排煙余熱利用受到了社會的普遍關(guān)注，近年來成為研究的熱點問題[6].目前，電站鍋爐排煙余熱利用的主流形式有2種：(1)采用低溫省煤器，利用排煙余熱加熱凝結(jié)水，通過排擠部分汽輪機抽汽來增加機組出力并降低發(fā)電煤耗，這一技術(shù)已在許多電廠得到應(yīng)用[7-10].(2)采用水媒體氣-氣換熱器(MGGH)，利用空氣預(yù)熱器后的煙氣余熱加熱脫硫塔后的排煙，該方式可以提高煙囪進(jìn)口的煙溫[11-12]，消除煙囪“冒白煙”現(xiàn)象，消除視覺污染.

電站鍋爐煙氣余熱包括顯熱和潛熱2部分，為了減輕受熱面低溫腐蝕，目前余熱利用系統(tǒng)大多僅回收煙氣顯熱，如果能夠進(jìn)一步降低煙氣溫度使其低于水露點，則可利用煙氣中水蒸氣凝結(jié)釋放的凝結(jié)熱，實現(xiàn)排煙余熱的深度利用和水分的回收.近幾年，具有良好抗腐蝕性能的氟塑料換熱器迅猛發(fā)展，在各行業(yè)得到了廣泛應(yīng)用[13-15]，使煙氣余熱深度利用成為可能[16].眾多學(xué)者對氟塑料換熱器的傳熱性能等開展了深入研究[17-22].

筆者針對某電廠330 MW燃煤供熱機組，采用氟塑料換熱器，創(chuàng)新性地設(shè)計了分級布置、二次利用的電站鍋爐排煙余熱及水分回收系統(tǒng)，并對該機組進(jìn)行了改造.經(jīng)過一段時間的實際運行后，通過機組性能試驗對該系統(tǒng)的整體性能進(jìn)行了測試.

1 機組概況

所研究的330 MW供熱機組采用HG-1102/17.5-YM33型鍋爐，為亞臨界、一次中間再熱、平衡通風(fēng)、四角切圓燃燒、自然循環(huán)汽包鍋爐，設(shè)計燃料為煙煤，鍋爐的最大連續(xù)蒸發(fā)量為1 102 t/h.汽輪機為C330/262-16.7/0.3/538/538型，亞臨界、一次中間再熱、雙缸雙排汽、單軸、抽汽凝汽式汽輪機.汽輪機設(shè)有8段非調(diào)整抽汽，其中1～3段抽汽分別向3臺高壓加熱器提供蒸汽，4段抽汽向除氧器提供蒸汽，5～8段抽汽分別向4臺低壓加熱器提供蒸汽.汽輪機的5段抽汽除向5號低壓加熱器提供蒸汽外，還向熱網(wǎng)系統(tǒng)提供汽源.

改造前，該機組在采暖期排煙溫度高達(dá)130 ℃，非采暖期排煙溫度高達(dá)150 ℃，同時鍋爐采用濕法脫硫裝置，脫硫塔入口的煙氣溫度較高，脫硫塔水耗較大.

2 排煙余熱及水分回收系統(tǒng)

排煙溫度高，除了使鍋爐的排煙熱損失增加、鍋爐效率下降外，還會對其后的靜電除塵器、引風(fēng)機和脫硫塔等設(shè)備的安全、經(jīng)濟運行造成影響.如果進(jìn)入靜電除塵器中煙氣的溫度過高，則煙氣體積流量增大，流速增大，造成靜電除塵器效率降低，引風(fēng)機電耗增大.研究表明，石灰石-石膏濕法脫硫系統(tǒng)的反應(yīng)溫度越低，脫硫效率越高[23].為達(dá)到較好的脫硫效果，當(dāng)排煙溫度過高時需要消耗大量冷卻水進(jìn)行煙氣降溫，造成水資源的浪費.故對鍋爐尾部煙氣余熱的回收不僅可以提高機組熱經(jīng)濟性與安全性，還可以提高脫硫系統(tǒng)的運行性能，減少電廠環(huán)境保護(hù)支出.

2.1 設(shè)計方案

通常采用的排煙余熱利用技術(shù)大多只將煙溫降至酸露點以上，余熱回收有限.為此，筆者提出了分級布置、二次利用的鍋爐排煙余熱及水分回收技術(shù)方案，如圖1所示.

該排煙余熱及水分回收系統(tǒng)主要由2級余熱回收裝置組成，每級余熱回收裝置由配套的煙氣冷卻器(FGC)和板式換熱器組成，以保證投入排煙余熱及水分回收系統(tǒng)后機組運行的安全性.煙氣冷卻器回收的煙氣余熱被煙氣冷卻器與板式換熱器之間流動的閉式循環(huán)水吸收，閉式循環(huán)水再通過板式換熱器將熱量傳遞給凝結(jié)水或熱網(wǎng)水.與2個煙氣冷卻器對應(yīng)的板式換熱器分別記為FGC2-板式換熱器(FGC2-PHE)和FGC3-板式換熱器(FGC3-PHE).閉式循環(huán)水在FGC3、FGC2、FGC2-PHE和FGC3-PHE間循環(huán)流動，完成將回收的余熱加熱凝結(jié)水或熱網(wǎng)水的工作.在引風(fēng)機出口至脫硫裝置入口間，布置第1級余熱回收裝置的煙氣冷卻器(FGC2)，將煙氣溫度由130～150 ℃降低至80～90 ℃，實現(xiàn)排煙余熱的第1次提取；在脫硫裝置出口布置第2級余熱回收裝置的煙氣冷卻器(FGC3)，將煙氣溫度由50 ℃左右繼續(xù)降低，回收煙氣中水蒸氣凝結(jié)的凝結(jié)熱，實現(xiàn)排煙余熱的第2次提取.采用該方案，由于進(jìn)入脫硫塔的煙氣溫度被FGC2降低，可以大幅度減少脫硫塔消耗的工藝水量；同時，經(jīng)過FGC3后，脫硫塔出口煙氣中的飽和水蒸氣溫度進(jìn)一步降低，凝結(jié)析出的水分可被送回脫硫塔循環(huán)使用.隨著大量水蒸氣的凝結(jié)，煙氣中的SO2、H2SO4(SO3)氣溶膠、HCl等酸性氣體會被凝結(jié)出的水吸收，可以大大減輕后部煙道、GGH以及煙囪的腐蝕.

圖1 排煙余熱及水分回收系統(tǒng)Fig.1 Schematic diagram of the flue gas waste heat and moisture recovery system

在非采暖季，凝汽器出口凝結(jié)水全部進(jìn)入FGC3-PHE.FGC3-PHE出口的凝結(jié)水分為2路，一部分由8號低壓加熱器進(jìn)入回?zé)嵯到y(tǒng)，剩余部分進(jìn)入FGC2-PHE中被加熱后引入到6號低壓加熱器入口.通過排擠8號低壓加熱器和6號低壓加熱器的抽汽，使汽輪機多做功，降低發(fā)電煤耗.

在采暖季，凝汽器出口凝結(jié)水進(jìn)入FGC3-PHE，然后進(jìn)入8號低壓加熱器，排擠8號低壓加熱器抽汽，使汽輪機多做功，降低發(fā)電煤耗.熱網(wǎng)水則進(jìn)入FGC2-PHE，熱網(wǎng)水溫度提高，利用煙氣余熱供暖.為了滿足不同的運行工況，設(shè)置了1臺FGC2-PHE和1臺熱網(wǎng)加熱器，通過閥門切換來實現(xiàn)不同工況下分別加熱凝結(jié)水和熱網(wǎng)水的目的.

2.2 煙氣冷卻器及水分回收

2級余熱回收裝置的煙氣冷卻器的工作溫度均在酸露點以下，處于低溫腐蝕的環(huán)境中.而FGC3中的煙氣溫度已經(jīng)低于水露點，煙氣中的水蒸氣會凝結(jié)，使FGC3承受更嚴(yán)重的稀酸腐蝕.因此，F(xiàn)GC2和FGC3均采用了抗腐蝕的氟塑料換熱器.氟塑料換熱器主要用于工作壓力為0.2～0.5 MPa、工作溫度在260 ℃以下的各種強腐蝕性介質(zhì)的換熱.氟塑料管壁表面光滑，有一定的撓性﹐使用時有振動現(xiàn)象,故不易積灰和結(jié)垢.管束可按需要制成各種特殊形狀，以適應(yīng)現(xiàn)場條件要求.本文中煙氣冷卻器采用的是管徑為7 mm、壁厚為0.6 mm的光管氟塑料管.為了防止積灰，煙氣冷卻器中還設(shè)計了噴水除灰裝置.FGC2和FGC3中均出現(xiàn)水分凝結(jié)，但大部分凝結(jié)位于FGC3中，為了回收產(chǎn)生的凝結(jié)水，在2個煙氣冷卻器下設(shè)置了水分回收管路.FGC3中煙氣水分凝結(jié)與煙氣水露點有關(guān)，當(dāng)FGC3出口煙氣溫度低于煙氣水露點時，便有水分從煙氣中析出，且FGC3出口煙氣溫度越低，凝結(jié)水量越大.

3 電廠試驗結(jié)果及分析

按照排煙余熱及水分回收技術(shù)方案對該330 MW燃煤供熱機組進(jìn)行了改造.系統(tǒng)投入運行后，在非采暖季對機組進(jìn)行性能試驗.

3.1 余熱回收裝置試驗結(jié)果

試驗在330 MW和250 MW 2個穩(wěn)定工況下進(jìn)行，得到了相應(yīng)負(fù)荷下系統(tǒng)的運行參數(shù)，包括2個煙氣冷卻器的入口、出口煙氣溫度，2個板式換熱器的凝結(jié)水質(zhì)量流量，凝結(jié)水入口、出口溫度以及閉式循環(huán)水質(zhì)量流量、溫度等，測試結(jié)果見表1～表4.

由表1和表2可以看出，在330 MW負(fù)荷下，經(jīng)過煙氣冷卻器FGC2后煙氣溫度由142 ℃降低至92.1 ℃.隨后，煙氣進(jìn)入脫硫塔，脫硫后經(jīng)過煙氣冷卻器FGC3，煙氣溫度由54.1 ℃降低至53.5 ℃，此時煙氣溫度低于該工況下水露點53.94 ℃，故在FGC3換熱過程中有6.4 t/h水分析出.在閉式循環(huán)水側(cè)，總質(zhì)量流量為678.47 t/h的閉式循環(huán)水經(jīng)過FGC3，水溫從入口時的43.2 ℃升高到出口時的47.8 ℃，之后有312.29 t/h閉式循環(huán)水進(jìn)入FGC2繼續(xù)吸熱，水溫從入口時的46.83 ℃升高至109.59 ℃，而另一部分閉式循環(huán)水通過旁路進(jìn)入到FGC3-PHE中加熱凝結(jié)水.

表1 煙氣側(cè)FGC2性能測試結(jié)果Tab.1 Performance test results of FGC2 on gas side

表2 煙氣側(cè)FGC3性能測試結(jié)果Tab.2 Performance test results of FGC3 on gas side

同樣，在機組負(fù)荷為250 MW時，經(jīng)過煙氣冷卻器FGC2后煙氣溫度由136 ℃降低至88.7 ℃.經(jīng)過脫硫塔后的煙氣冷卻器FGC3，煙氣溫度由54.58 ℃降低至52.0 ℃，低于該工況下的水露點54.21 ℃，在換熱過程中有5.9 t/h水分析出.在閉式循環(huán)水側(cè)，進(jìn)入FGC3的循環(huán)水質(zhì)量流量為677.58 t/h，入口溫度為40.94 ℃，經(jīng)過煙氣加熱后出口溫度為45.65 ℃.進(jìn)入FGC2繼續(xù)換熱的循環(huán)水質(zhì)量流量為286.77 t/h，入口溫度為44.86 ℃，被煙氣加熱后溫度升高至90.29 ℃，剩余的429.3 t/h循環(huán)水通過旁路進(jìn)入FGC3-PHE加熱凝結(jié)水.

表3 FGC3-PHE性能測試結(jié)果Tab.3 Performance test results of FGC3-PHE

表4 FGC2-PHE性能測試結(jié)果Tab.4 Performance test results of FGC2-PHE

由表3和表4可以看出，在330 MW負(fù)荷下，被FGC2加熱的312.29 t/h循環(huán)水進(jìn)入FGC2-PHE時溫度為107.69 ℃，經(jīng)凝結(jié)水冷卻后，出口溫度為56.44 ℃；之后這部分循環(huán)水與來自旁路的366.18 t/h循環(huán)水混合后進(jìn)入FGC3-PHE繼續(xù)換熱，F(xiàn)GC3入口循環(huán)水溫度為52.75 ℃，經(jīng)過凝結(jié)水冷卻后出口溫度為44.23 ℃.在凝結(jié)水側(cè)，從凝汽器來的凝結(jié)水質(zhì)量流量為634.68 t/h，進(jìn)入FGC3-PHE時的溫度為41.08 ℃，經(jīng)過FGC3-PHE加熱后溫度上升至49.6 ℃.被加熱后的凝結(jié)水有一部分進(jìn)入8號低壓加熱器，排擠抽汽回汽輪機做功，而剩余的285.43 t/h凝結(jié)水進(jìn)入FGC2-PHE繼續(xù)換熱，F(xiàn)GC2-PHE入口凝結(jié)水溫度為49.3 ℃，出口凝結(jié)水溫度為105.44 ℃.

同樣，在機組負(fù)荷為250 MW時，進(jìn)入FGC2-PHE的循環(huán)水質(zhì)量流量為286.77 t/h，F(xiàn)GC2-PHE入口循環(huán)水溫度為87.91 ℃，經(jīng)過冷卻后下降至58.94 ℃.之后與從旁路來的循環(huán)水混合后進(jìn)入FGC3-PHE繼續(xù)換熱，混合后的循環(huán)水總質(zhì)量流量為677.58 t/h，由于從旁路來的循環(huán)水溫度相對較低，使得混合后水溫降低到52.11 ℃，進(jìn)入FGC3-PHE后繼續(xù)冷卻至41.94 ℃.在凝結(jié)水側(cè)，總凝結(jié)水質(zhì)量流量為445.2 t/h，F(xiàn)GC3-PHE入口凝結(jié)水溫度為35.9 ℃，出口凝結(jié)水溫度為50.19 ℃.之后一部分凝結(jié)水進(jìn)入8號低壓加熱器排擠抽汽回汽輪機做功，剩余的248.28 t/h凝結(jié)水進(jìn)入FGC2-PHE繼續(xù)換熱，F(xiàn)GC2-PHE入口凝結(jié)水溫度為49.79 ℃，加熱后出口的凝結(jié)水溫度為86.35 ℃.

3.2 排煙余熱及水分回收系統(tǒng)對機組運行的影響

排煙余熱及水分回收系統(tǒng)的投入會影響機組運行，造成各個運行參數(shù)發(fā)生變化，具體試驗數(shù)據(jù)如表5所示.

表5 系統(tǒng)投入后機組主要運行參數(shù)的變化Tab.5 Main operating parameters of the unit retrofitted

從表5可以看出，在250 MW和330 MW負(fù)荷下，排煙余熱及水分回收系統(tǒng)投入之后，在機組分布式控制系統(tǒng)(DCS)協(xié)調(diào)控制下，機組負(fù)荷只受到輕微的擾動，基本穩(wěn)定在250 MW和330 MW，機組主要運行參數(shù)(主蒸汽壓力、主蒸汽溫度、再熱蒸汽壓力、再熱蒸汽溫度和凝汽器壓力)也均只出現(xiàn)了細(xì)微的波動，穩(wěn)定在排煙余熱及水分回收系統(tǒng)未投入前的狀態(tài)，鍋爐效率及管道效率亦不受系統(tǒng)投入的影響.由于排煙余熱及水分回收系統(tǒng)的投入排擠了6號低壓加熱器和8號低壓加熱器的抽汽回汽輪機做功，6號低壓加熱器和8號低壓加熱器均來自汽輪機低壓缸，所以系統(tǒng)的投入對汽輪機高壓缸效率和中壓缸效率影響較小.總體而言，排煙余熱及水分回收系統(tǒng)的投入排擠了抽汽，在250 MW和300 MW負(fù)荷下，使熱耗率分別降低了54.383 kJ/(kW ·h)和83.287 kJ/(kW·h)，發(fā)電煤耗率分別降低了2.009 g/(kW·h)和3.091 g/(kW·h).

排煙余熱及水分回收系統(tǒng)的投入對脫硫系統(tǒng)的運行有一定影響.第1級余熱回收裝置的投入使進(jìn)入脫硫塔的煙氣溫度降低，不僅有效利用了鍋爐尾部煙氣余熱，同時提高了脫硫效率，減少了脫硫系統(tǒng)水耗.

除此之外，第2級余熱回收裝置在充分利用煙氣余熱、回收煙氣水分的同時，也有效地減小了煙氣中固體顆粒物濃度，減輕了煙氣對煙囪的磨損與腐蝕，提高了機組運行的安全性.試驗結(jié)果顯示：FGC3入口煙氣折算固體顆粒物質(zhì)量濃度均值為11.31×10-3g/m3(標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)、干燥基、φ(O2)=6%)，經(jīng)過第2級余熱回收后，出口的煙氣折算固體顆粒物質(zhì)量濃度均值降低至8.08×10-3g/m3(標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)、干燥基、φ(O2)=6%).

4 結(jié) 論

(1) 鍋爐排煙余熱及水分回收系統(tǒng)的投入顯著地降低了脫硫塔入口煙氣溫度，在330 MW負(fù)荷下，煙氣溫度由142 ℃降低至92.1 ℃，在250 MW負(fù)荷下，煙氣溫度由136 ℃降低至88.7 ℃，有效地減少了脫硫系統(tǒng)水耗.

(2) 脫硫塔出口煙氣經(jīng)第2級余熱回收裝置冷卻后，在330 MW負(fù)荷下，煙氣溫度由54.08 ℃降低至53.5 ℃，凝結(jié)煙氣中的水分6.4 t/h；在250 MW負(fù)荷下，煙氣溫度由54.58 ℃降低至52.1 ℃，煙氣中析出水分5.9 t/h，有效地回收了煙氣中的水分.

(3) 排煙余熱及水分回收系統(tǒng)的投入排擠了部分抽汽，提高了機組經(jīng)濟性.在250 MW和330 MW負(fù)荷下，熱耗率分別降低了54.383 kJ/(kW·h)和83.287 kJ/(kW·h)，發(fā)電煤耗率分別降低了2.009 g/(kW·h)和3.091 g/(kW·h).

(4) 排煙余熱及水分回收系統(tǒng)的投入將煙氣折算固體顆粒物質(zhì)量濃度均值由11.31×10-3g/m3(標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)、干燥基、φ(O2)=6%)降低至8.08 ×10-3g/m3(標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)、干燥基、φ(O2)=6%)，減少了粉塵的排放.

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A Flue Gas Waste Heat and Moisture Recovery System for 330 MW Heat Supply Units

WANGJinping1,DENGYu1,LIBin1,ANLiansuo1,MIAOYuwang2,ZHANGYubin2,WANGGang2

(1. School of Energy, Power and Mechanical Engineering, North China Electric Power University,Baoding 071003, Hebei Province, China; 2. Yantai Longyuan Power Technology Co., Ltd.,Yantai 264006, Shandong Province, China)

For a certain 330 MW coal-fired heat supply unit, a two-stage double utilization system was designed for waste heat and moisture recovery from flue gas of the power boiler by making use of fluoroplastic heat exchanger. The unit was then retrofitted according to the design plan, for which relevant performance tests were carried out under non-heating conditions. Results show that the flue gas waste heat and moisture recovery system can not only make full use of the waste heat and reduce the water consumption of the desulfurization system, but also recover part of the moisture from the flue gas, which helps to reduce PM concentrations in the flue gas and relieve the wear and corrosion to the chimney, thus achieving effective energy-saving and emission reduction of the power plant.

flue gas waste heat utilization; moisture recovery; fluoroplastic heat exchanger; performance test

2015-11-18

2016-03-03

國家科技支撐計劃課題資助項目(2010BAA07B01)

王金平(1975-)，男，山東寧津人，博士研究生，研究方向為煙氣余熱利用及熱力系統(tǒng)性能分析等. 鄧 煜(通信作者)，男，碩士研究生，電話(Tel．)：15075423919；E-mail：sqvic0202@163.com.

1674-7607(2016)11-0920-07

TK115

A 學(xué)科分類號：470.20