350MWCFB鍋爐余熱利用的研究

王宏明

摘 要：排煙、排渣熱損失是鍋爐各項熱損失中最大的兩項，燃燒低熱值煤的CFB鍋爐相比煤粉爐具有排煙溫度高，排渣量大的特點，本文結合山陰二期2X350MW低熱值煤發電供熱工程分析研究了CFB鍋爐的余熱利用方案，可為同類型機組的節能減排提供借鑒。

關鍵詞：350MW CFB鍋爐;余熱利用;經濟性

中圖分類號：TK229.6 文獻標識碼：A 文章編號：1671-2064（2019）14-0155-02

0 前言

根據熱量法的分析，火電廠的燃料燃燒發熱量中只有35～42%轉變為電能，鍋爐的排煙溫度通常為120～150℃，相應的熱損失相當于燃料熱量的5%～12%，如果能夠把煙氣系統排出的熱量回收再利用，將為火電廠的節能減排做出重大貢獻。

山陰二期2X350MW低熱值煤發電供熱工程安裝兩臺東方鍋爐廠生產的1217t/h超臨界CFB鍋爐。該鍋爐采用單爐膛兩側進風、M型布置、前墻給煤、后墻排渣、設三臺汽冷式旋風分離器。汽輪機為超臨界、一次中間再熱、單軸、單抽、表面式間接空冷雙缸雙排汽凝汽式。本文就該項目的鍋爐余熱利用方案進行分析研究。

1 煙氣余熱利用的方案

結合本工程采用熱電聯產、循環流化床鍋爐的特點，鍋爐余熱回收利用考慮以下兩種形式：

（1）采用鍋爐冷渣器加熱凝結水，回收鍋爐排渣熱量;

（2）采用低溫省煤器加熱凝結水，回收鍋爐排煙熱量。

2 冷渣器方案

2.1 冷渣方案概述

本工程每臺爐配置4臺滾筒冷渣器+2臺風水聯合冷渣器，鍋爐BMCR工況設計煤種的渣量為62.57t/h，冷渣器進渣溫度900℃，冷渣器出渣溫度150℃。結合熱平衡圖經與冷渣器廠配合，被冷渣器加熱后的冷卻水溫度不宜超過95℃。在THA工況，冷渣器熱量可以把269.5t/h凝結水，從48.5℃加熱至91.3℃;在TRL工況，冷渣器熱量可以把457.3t/h凝結水，從67.5℃加熱至92.9℃。

2.2 冷渣器方案經濟分析

根據本工程的冷渣器配置情況，與汽輪機廠配合了THA工況和TRL工況的熱平衡修正計算。以機組THA工況為基礎，未設鍋爐冷渣器時，汽機熱耗為8064.3kJ/kW.h;設置鍋爐冷渣器后，269.5t/h凝結水溫度升高42.7℃，汽機熱耗為8048.5kJ/kW.h，發現能夠改善機組的熱耗約15.8kJ/kWh。

以機組THA工況為基礎，保證發電量350MW不變，標準煤耗量比較見表1。

由表1可以看出，當凝結水通過冷渣器被加熱后，汽輪發電機組效率提高了0.09%，電廠發電效率提高了0.09%，電廠發電標煤耗降低了0.61g/kW.h，單臺機組全年可節約燃煤費用52.8萬元。

3 低溫省煤器方案

3.1 低溫省煤器的布置方案

目前，低溫省煤器的布置方案有以下幾種：

方案一：低溫省煤器布置在空預器出口與除塵器入口之間的煙道上。

優點：除塵器入口的煙氣經低溫省煤器后溫度降低，煙氣的體積流量也相應減少，可以減少除塵器的除塵面積，節約除塵器的占地面積和用材。缺點：后續設備如除塵器及引風機存在腐蝕風險。鍋爐排煙灰濃度大，低溫省煤器存在堵塞風險。

方案二：低溫省煤器布置在除塵器出口與引風機入口之間的煙道上。

優點：雖然煙氣系統阻力加大，但進入引風機的煙氣體積流量減少，總體軸功率變化不大。煙氣經除塵后含灰量大大降低，不存在堵塞問題。

缺點：后續設備引風機存在腐蝕風險。

方案三：低溫省煤器布置在引風機出口與脫硫吸收塔入口之間的煙道上。

優點：煙氣經除塵后含灰量大大降低，不存在堵塞問題。

缺點：引風機壓力上升，導致軸功率增加。

綜合以上分析，結合本工程煤質灰份高、采用電袋除塵器的特點，推薦將低溫省煤器布置在引風機出口與脫硫吸收塔入口之間。

3.2 低溫省煤器選型

（1）FGD入口煙氣參數設計值（BMCR工況，按爐內脫硫效率80%計）見表2。

（2）煙氣溫降的選取。一般情況下，只要保證低溫換熱面金屬壁溫高出煙氣酸露點溫度10℃左右就能避免產生低溫腐蝕。隨著抗酸露點腐蝕鋼的成功研發應用，可不再受限于煙氣酸露點溫度，低溫省煤器金屬壁溫小于85℃且高出煙氣中水蒸汽飽和溫度25℃的區間，金屬的腐蝕速度≤0.2mm/年。最大露點腐蝕率并不是發生在露點溫度，而是發生在酸露點溫度以下10℃～30℃和水露點溫度以下。

本工程煙氣的酸露點溫度分別為：設計煤種68.5℃，校核煤種166.9℃，校核煤種275.2℃?？紤]到低溫腐蝕的影響，本工程煙溫理論上應在85℃以上，但考慮一定的防腐溫度裕量并考慮低溫省煤器換熱溫差后，將換熱后的煙溫控制在95℃以上。

（3）低溫省煤器進口水溫的選取。低溫省煤器進口水溫的確定應綜合考慮傳熱經濟性及腐蝕對設備壽命的影響，如選取較低的進口水溫，雖然能增大傳熱溫差，提高換熱效率，但將加劇管壁的腐蝕;如選取較高的進口水溫，則將因換熱溫差小而降低其換熱效率。

在低溫省煤器中，煙氣與凝結水換熱時，管壁溫度主要決定于凝結水的水溫。因此，低溫省煤器進口凝結水水溫不能太低，應控制在水露點以上20℃左右，本工程凝結水溫至少應在63℃以上，70℃更好。

3.3 低溫省煤器系統設想

冬季時，由于凝結水要經過熱網疏水及冷渣器的加熱，如果再回收煙氣余熱的話對回熱系統影響過大。且這時煙氣溫度比設計工況低，可利用余熱量小，所以冬季低溫省煤器停運，不考慮余熱回收。

夏季時，鍋爐排煙溫度可能高至150℃～160℃，在計算時按155℃取值，考慮與凝結水進口溫度保持一定溫差，則考慮煙氣冷卻至115℃，可以回收煙氣155℃至115℃的放熱量，而且煙氣溫度比酸露點溫度高40℃以上，后續設備安全。

春秋兩季時，鍋爐排煙溫度按照130℃，考慮凝結水來水溫度可將煙氣冷卻至95℃，可以回收煙氣130℃至95℃的放熱量。這時煙氣溫度比計算酸露點高19.8℃，后續設備較安全。

3.4 低溫省煤器的經濟性分析

3.4.1 初投資比較

設置低溫省煤器增加初投資匯總見表3。

3.4.2 運行經濟性比較

以機組THA工況為基礎，設置低溫省煤器時，可以回收煙氣放熱量9116kW，把269.5t/h凝結水溫度升高29.1℃。初步估算，能夠改善機組的熱耗約24kJ/kW.h。

（1）標準煤耗量比較。以機組THA工況為基礎，保證發電量350MW不變時的煤耗量比較見表4。

由表4可以看出，當凝結水通過低溫省煤器被加熱后，汽輪發電機組效率提高了0.13%，電廠發電效率提高了0.12%，電廠發電標煤耗降低了0.88g/kW.h，單臺機組全年可節約燃煤費用41.6萬元。

（2）增加廠用電費。設置低溫省煤器后，水側和煙氣側阻力均增大，導致引風機和凝結水泵揚程、電機軸功率增大，增加廠用電費見表5。

（3）單臺機組運行經濟性比較。假設機組發電量不變，設置低溫省煤器，單臺機組運行經濟性比較見表6。

根據表6數據可見，設置低溫省煤器加熱凝結水方案，由于節約了煤耗和脫硫水耗，單臺機組每年可節省運行費用約為56.1萬元。

4 結語

綜上所述，結合本工程熱電聯產、循環流化床鍋爐的特點，鍋爐余熱回收利用共有兩種形式：

（1）回收鍋爐排渣熱量，采用鍋爐冷渣器加熱凝結水;

（2）回收鍋爐排煙熱量，采用低溫省煤器加熱凝結水。

在非采暖期時，本工程回收鍋爐排渣熱量和鍋爐排煙熱量?？紤]到低溫腐蝕的影響，凝結水先經過7號低加換熱，再經過低溫省煤器換熱，低溫省煤器和鍋爐冷渣器并聯運行。

在采暖期時，本工程回收熱網疏水冷凝熱量和鍋爐排渣熱量。因熱網疏水冷卻器需要的冷卻水溫度較低，凝結水先經過熱網疏水冷卻器換熱，再經過鍋爐冷渣器換熱，鍋爐冷渣器和熱網疏水冷卻器串聯運行。由于本工程熱網疏水冷凝熱量和鍋爐排渣熱量很大，已經把可供加熱的熱力系統凝結水基本用完，且冬季排煙溫度較低，所以低溫省煤器在采暖期不投運。

參考文獻

[1] 孫銳，陸國棟，許繼剛，等.大中型火力發電廠設計規范[S].北京：中國計劃出版社，2011.