熱風再循環機爐耦合高效發電系統變負荷性能仿真及優化

馬有福，王梓文，呂俊復

（1 上海理工大學能源與動力工程學院，上海 市動力工程多相流動與傳熱重點實驗室，上海 200093；2 清華大學能源與動力工程系，熱科 學與動力工程教育部重點實驗室，北京 100084）

提高能源利用效率是減少溫室氣體排放最有效的手段，國際能源署的報告顯示，到2040年能源效率的提升可以完成《巴黎協議》減排目標的44%，是對碳減排貢獻最大的一項。其次才是可再生能源利用（36%）、碳捕捉和儲存（9%）、核能利用（6%）以及其他減排手段（5%）。火力發電是目前全球主要供電來源，也是溫室氣體的主要來源之一，2019年全球總發電量中火電占62.8%，在中國火電占比達68.9%。因此，提高火電機組發電效率、降低煤炭消耗，不僅可降低發電成本創造經濟效益，更是直接從源頭上減少由化石燃料燃燒引起的溫室氣體排放。

電站鍋爐的排煙溫度常在120～150℃范圍，排煙熱損失是火電廠熱損失中較大的一項，一般占鍋爐總輸入熱量的4%～8%。隨著低溫電除塵器技術的日趨成熟，除塵器入口煙溫可低至90℃，使鍋爐排煙余熱的回收利用成為可能。為此，國內外學者提出了以低壓省煤器為代表的機爐耦合系統、有機朗肯循環、吸收式熱泵等多種鍋爐排煙余熱回收利用方案。其中，機爐耦合系統（又稱鍋爐冷端優化系統）屬于現有電廠熱力系統的進一步優化，無須另外增設發電系統，非常適宜于在役大型火電廠的節能升級改造。

低壓省煤器回收排煙余熱用于加熱機組低壓凝結水，是當前已廣泛應用的機爐耦合系統。與低壓省煤器相比，在空氣預熱器前分流一部分煙氣，在空氣預熱器旁通煙道內依次加熱機組高壓給水與低壓凝結水可獲得更高節能效益。在相同的煙氣余熱回收量下，旁通煙道系統的節能效益約為低壓省煤器系統的2 倍。旁通煙道系統雖已提出多年，但在工程實踐中應用不多，主要原因是煙氣與機組給水、凝結水通過管束換熱時，含灰酸性煙氣通過磨損或腐蝕使換熱管泄漏的風險較大，對機組安全可靠運行不利。

為充分利用旁通煙道系統的節能優勢并克服其在受熱面運行安全性方面的不足，本文作者課題組提出了基于空氣預熱器熱風再循環回收鍋爐尾部煙氣余熱的機爐耦合發電系統。該系統充分利用回轉式空氣預熱器蓄熱式換熱在抗磨損、抗腐蝕方面的優勢，將煙氣熱量傳遞給清潔的空氣，進而采用熱風與機組的給水、凝結水換熱，從而提高煙氣余熱回收系統的運行可靠性并節省受熱面投資。

出于控制溫室氣體排放的目的，長遠來看，火電機組將逐步向調節型電源轉變，機組變負荷運行將成為常態。隨機組負荷降低，鍋爐空氣預熱器出口煙溫降低，若控制不好，會導致空氣預熱器冷端受熱面嚴重低溫腐蝕和電除塵器積灰，影響機組安全運行。以往對旁通煙道系統或熱風再循環機爐耦合發電系統的分析及研究都是基于機組額定出力工況，對此類機爐耦合系統的變負荷運行特性以及機組熱力性能隨負荷的變化仍不清楚。

為推進該發電系統付諸應用，本文以某在役600MW 煙煤機組為實例，通過Ebsilon 軟件對不同負荷下的熱風再循環機爐耦合發電系統進行仿真，分析負荷改變對該系統熱經濟性及受熱面安全性的影響。進而以高效發電且受熱面安全為目標，提出了該新型機爐耦合發電系統的優化方案，并給出了600MW 實例機組在不同負荷下應用該發電系統的熱經濟性。

1 負荷對熱風再循環機爐耦合發電系統的影響分析

1.1 熱風再循環機爐耦合發電系統

基于熱風再循環回收煙氣余熱的機爐耦合高效發電（HAR）系統的工作原理如圖1所示。與常規發電系統相比，該系統中鍋爐空氣預熱器（空預器）二次風倉的空氣量更多。二次風倉的空氣在空預器中吸收煙氣熱量后在出口被分流，一部分作為助燃風（即二次風）進入爐膛以提供燃料燃燒所需氧氣；另一部分熱風作為煙氣余熱回收的中間換熱介質，在再循環風道內依次流過高壓省煤器（高省）、低壓省煤器（低省），從而將煙氣余熱傳遞給汽輪機回熱系統中的機組給水與凝結水，由此節省汽輪機抽汽。節省的抽汽在汽輪機中繼續膨脹做功，使機組發電量增大。從發電系統全局看，HAR 系統使機組發電效率提高，而且因所節省抽汽的品質提高，其節能效益明顯高于傳統的低壓省煤器。因此HAR 系統顯示出優越的技術經濟性，據分析，回收一600MW煙煤機組排煙從122℃降至90℃的余熱時，余熱回收系統初投資982 萬元，年運行維護費39萬元，年凈節煤收益826萬元，投資回收期僅1.34年。

圖1 熱風再循環機爐耦合發電系統原理

在常規電站鍋爐中，降低排煙溫度可減小排煙熱損失從而提高鍋爐熱效率，但同時也要維持空預器冷端金屬溫度不低于70℃，從而保證受熱面不發生嚴重低溫腐蝕。煙氣余熱回收使鍋爐排煙溫度降低，余熱回收量隨排煙溫度降低而增大，有利于提高電廠效率。另外，為維持灰的流動性，保證電除塵器內積灰順利排出，排煙溫度不宜低于90℃。因此余熱回收系統的任務是在不同的機組負荷下，回收鍋爐排煙由原有排煙溫度降低至90℃所放出的熱量。但此時需特別注意如何維持空預器冷端金屬溫度，從而在回收煙氣余熱高效發電的同時保證回轉式空預器安全可靠運行。

在旁通煙道系統中，為維持合理的空預器冷端金屬溫度，回轉式空預器的煙氣側下游增設了以水為中間換熱媒介的前置式空預器。由圖1 可知，HAR 系統中取消了前置式空預器，使得煙氣余熱回收系統工藝更簡潔，換熱設備投資也更小。為維持空預器冷端金屬溫度（即空預器的出口煙溫與入口風溫之和不低于140℃），HAR 系統在一次風機與空預器之間布置了由凝結水加熱的暖風器以調節空預器一次風入口風溫；空預器二次風入口風溫為低省出口循環風與二次風機出口冷風混合后的溫度，故通過調節高省、低省吸熱量改變再循環風道出口風溫予以控制。

1.2 負荷對HAR系統安全高效運行的影響分析

隨機組負荷降低，鍋爐燃煤量、送風量和煙氣量相應減少，鍋爐空預器入口煙溫、排煙溫度和熱風溫度均趨于降低。即鍋爐換熱總體上呈對流特性，排煙溫度隨負荷降低而降低。這意味著在低負荷下要更留意鍋爐尾部受熱面低溫腐蝕控制。因此探明負荷對煙氣余熱回收系統內受熱面安全性的影響，提出相應的低溫腐蝕控制方法，對機組安全可靠運行具有重要意義。另外，由于鍋爐排煙溫度隨負荷降低而降低，但排煙余熱回收的溫度下限（90℃）并不隨負荷而改變，故對應于單位發電量的可回收煙氣余熱量隨負荷降低而減少，即機爐耦合機組的節能效益隨負荷降低而減小。但關于HAR 系統熱經濟性隨負荷的變化程度目前仍不清楚。

由圖1 可見，負荷對HAR 系統的影響與空預器、高省、低省等換熱設備的變工況運行密切相關，也與原有鍋爐與汽輪機組的眾多熱工參數相關。因此本文采用仿真方法，研究HAR 系統內工質流、熱流的分配及溫度變化特性，從而獲得負荷對HAR系統運行安全性及其節能效益的影響。

2 實例機組與仿真模型

2.1 實例機組與仿真軟件

本文以某一次再熱超超臨界燃煙煤600MW 機組為實例機組。該機組在熱耗率驗收（THA）工況下，鍋爐燃煤量213.4t/h、空預器進口煙溫356.4℃、排煙溫度122℃，一次風和二次風溫度分別為312℃和324℃，汽耗率2.70kg/(kW·h)、熱耗率7424kJ/(kW·h)。

本文通過Ebsilon 熱力系統仿真軟件研究機組負荷對HAR 系統熱力性能的影響。首先通過該軟件對實例機組建立仿真模型并計算，從而驗證仿真結果的準確性。結果表明，在THA 為50%、75%、100%三個不同負荷下，機組發電煤耗仿真結果與設計值的相對偏差均小于0.2%，排煙溫度、一次風和二次風溫度等相關參數的仿真結果與設計值的相對偏差小于0.5%，說明仿真模型具有較高精度。繼而，采用熱風再循環機爐耦合發電技術對實例機組進行余熱回收，并建立相應的HAR 系統仿真模型，通過該軟件中的off-design 模式研究負荷對HAR系統熱力性能的影響。

2.2 鍋爐及余熱回收系統仿真模型

圖2為鍋爐及余熱回收系統仿真模型。鑒于鍋爐本體受熱面與原鍋爐相同，因此將爐膛、水冷壁、過熱器、再熱器、省煤器等部件簡化至一個組件中，即圖2 中的“爐膛與本體受熱面”。在機組不同負荷下仿真時，該組件的出口煙溫與原實例機組的省煤器出口煙溫保持一致。在煙氣余熱回收系統中，改造或新增的受熱面包括回轉式空預器、高省、低省以及一次風暖風器等，這些受熱面均采用單獨的換熱器組件，并通過工質流與上下游組件連接。

圖2 HAR系統的鍋爐及煙氣余熱回收系統仿真模型

機組負荷變化時，煙氣余熱回收系統中各受熱面內冷、熱工質的流量及溫度均隨之改變，因此仿真模型需準確反映已有換熱裝置在變工況運行時的換熱性能。其中，回轉式空預器的換熱性能取決于煙氣、空氣分別與蓄熱元件的對流換熱，高省、低省和一次風暖風器的換熱性能取決于空氣橫掠管束的對流換熱。

根據鍋爐機組熱力計算標準方法，HAR系統中的管束式與回轉式受熱面的總傳熱系數分別由式(1)、式(2)確定。

式中，、分別為管束式、回轉式受熱面的總傳熱系數，W/(m·℃)；和、分別為空氣橫掠管束和煙氣、空氣沖刷蓄熱板的對流換熱系數，W/(m·℃)；、分別為回轉式空預器受熱面利用系數與修正系數，取0.9 和1.0；、分別為空預器中煙氣與空氣流通面積占總流通面積的份額，取0.52和0.48。

根據熱力計算標準中的相關對流換熱系數關聯式，在變工況運行時，較之于機組THA 工況（即軟件中的設計工況）下，非設計工況下余熱回收系統內各受熱面的對流換熱系數與相關工質流量及工質物性的關系見式(3)、式(4)。

式中，、分別為管式、回轉式換熱裝置的相對對流換熱系數，量綱為1；為流體質量流量，t/h；為 流 體 密 度，kg/m；為 流 體 熱 導 率，W/(m·℃)；為流體動力黏度，Pa·s；c為流體定壓比熱容，kJ/(kg·℃)；上角標d 與o 分別表示設計工況與非設計工況。

基于在設計工況下輸入的受熱面面積及對流換熱系數等參數，由式(1)～式(4)可知，仿真模型可反映余熱回收各受熱面在變工況運行時的換熱性能。

2.3 汽輪機及回熱系統模型

圖3為汽輪機及其回熱系統的仿真模型。機組變負荷運行方式為滑壓運行，滑壓曲線采用軟件內置的火電廠運行滑壓曲線，此時各級抽汽壓力由弗留格爾公式確定。

圖3 HAR系統的汽輪機組仿真模型

3 HAR系統變負荷性能仿真

3.1 負荷對HAR系統熱力性能的影響

圖3 所示為現有的HAR 系統，其基本原理是利用熱風再循環，回收鍋爐排煙由原排煙溫度降至90℃所放出的余熱至汽輪機回熱系統，從而提高發電系統的發電效率。本文首先對現有HAR 系統進行變負荷仿真。在THA 工況下，使空預器進口一次風、二次風的暖風溫度均為50℃。保持現有HAR 系統在THA 工況下的熱風再循環率、高省旁通水率、低省旁通水率及一次風暖風器抽水率均不變，獲得機組熱經濟性隨負荷的變化。結果表明，隨負荷由100%THA 降至50%THA，機組標煤節煤效益由3.32g/(kW·h)降至2.74g/(kW·h)。

3.2 負荷對HAR系統受熱面安全性的影響

仿真結果表明，隨機組負荷減小，回轉式空預器的排煙溫度以及一、二次風入口溫度均降低，如圖4所示。這是因為隨負荷減小，空預器入口煙溫降低使得最終排煙溫度下降，同時空預器出口熱風溫度也降低，致使循環風與二次風混合后的二次風入口風溫下降，加熱器出口凝結水溫降低使得一次風入口風溫下降。與THA 工況相比，在50%THA負荷下空預器的排煙溫度與冷端金屬溫度降低了11.5℃和17.4℃。這說明隨負荷減小，空預器冷端金屬溫度降低，空預器冷端受熱面面臨嚴重低溫腐蝕與積灰風險。因此，如何在機組全負荷范圍內保證鍋爐尾部余熱回收系統的受熱面安全，是一個有待解決的重要問題。

圖4 空預器冷端各介質溫度隨負荷的變化

若以排煙溫度90℃為目標調節熱風再循環率（循環風量占空預器入口二次風總風量的比率），以高省出口水溫與鍋爐給水溫度相同為目標調節高省旁通水率（高省水量占給水泵出口水量的比率），以空預器入口一、二次風溫度50℃為目標調節暖風器旁通水率（進入暖風器的水量占2加熱器出口總水量的比率）、低省旁通水率（低省水量占3加熱器出口總水量的比率），對現有HAR 系統進行仿真，獲得的主要性能參數見表1。由表1 可知，隨負荷降低，通過引入更多凝結水至一次風暖風器，能夠將空預器一次風入口溫度維持在50℃。但難將二次風入口溫度提高至50℃，或者說，隨負荷降低，低省旁通水率大幅減小，超出了管內能夠帶出氣泡的工質流速安全下限。若進一步由調低高省旁通水率來提高再循環風道的出口風溫，會使高省同樣面臨工質流速過低的問題，而且鍋爐給水溫度會升高，影響鍋爐汽溫特性。

表1 現有HAR系統變負荷調整運行時的主要參數

4 HAR系統優化及仿真

4.1 HAR優化系統

為保證HAR 系統在全負荷范圍內安全高效運行，本文提出在余熱回收系統中增設熱量旁通管的優化方案，優化后的HAR 系統如圖5 所示。通過增設熱量旁通管，從二次風出口分流部分熱循環風（調溫風）至低省出口，定義調溫風量占再循環風總量的比率為調溫風率。通過調節調溫風率，使空預器冷端的二次風入口溫度始終保持與機組THA工況時一致，由此在全負荷范圍內保證受熱面安全可靠運行。此時高省與低省的出口水溫均可保持與對應加熱器出口水溫一致，而且管內工質流速均可維持在0.5m/s以上。

圖5 HAR優化系統

4.2 HAR優化系統的運行安全性

對HAR 優化系統進行建模與變負荷仿真，獲得系統在不同負荷下的運行參數，如表2所示。由表2可知，隨負荷減小，再循環風率和高省、低省旁通水率均隨之降低，調溫風率逐漸增大。總體結果是，使空預器冷端金屬溫度維持在腐蝕速率較低的70℃附近，高省與低省內工質流速不隨負荷減小而大幅降低，從而使得余熱回收系統內受熱面在全負荷范圍內安全可靠運行。

表2 HAR優化系統在不同負荷下的運行參數

4.3 HAR優化系統的熱經濟性

表3 為不同負荷下HAR 優化系統的熱經濟性仿真結果。由表3可知，機爐耦合發電系統的節能效益隨機組負荷降低而減小。在50%～100%THA負荷范圍，應用HAR 優化系統可使機組的標煤發電煤耗降低1.94～3.32g/(kW·h)。與原有HAR 系統相比，隨機組負荷從100%THA 降至50%THA，HAR優化系統的節煤效益減小了0～0.80g/(kW·h)。雖然在低負荷下優化系統的節能效益有所減少，但優化系統在不同負荷下始終保證了余熱回收系統各受熱面的運行安全性，符合發電機組實際運行的要求。

表3 HAR優化系統在不同負荷下的熱經濟性

4.4 HAR優化系統的運行控制方法

機爐耦合余熱回收系統連接發電機組的鍋爐與汽輪機回熱系統，其涉及眾多受熱面、換熱工質及其參數變動。為在機組實際運行中實現受熱面安全與高效節能的統一，需建立清晰的余熱回收系統各參數控制方法。針對HAR 優化系統，本文提出控制目標與調節參數如下：①以空預器出口排煙溫度保持90℃為目標調節熱風再循環率；②以空預器二次風進口溫度保持50℃為目標調節調溫風率；③以高省、低省出口水溫分別與8、4回熱加熱器的出口水溫度一致為目標調節高省、低省的旁通水率。余熱回收系統的具體調節控制原理如圖6所示，其中，再循環風率調節器以及高省、低省旁通水量調節器均引入了前饋信號，以減小負荷改變時溫度的波動。

圖6 HAR優化系統的運行調節控制原理

5 結論

基于熱風再循環回收煙氣余熱的機爐耦合高效發電（HAR）系統具有節能、受熱面投資少、運行安全性高等優點。本文以某600MW 煙煤機組為實例，利用Ebsilon 軟件對HAR 系統進行變負荷仿真研究，提出了新的HAR 優化系統，解決了其在全負荷范圍安全高效運行的問題，主要結論如下。

（1）隨機組負荷減小，機爐耦合余熱回收系統的排煙溫度降低，使余熱回收系統內受熱面面臨嚴重低溫腐蝕風險。若通過在高負荷下減小余熱回收量來保證低負荷下余熱回收受熱面安全性，又使余熱回收的熱經濟性及技術經濟性明顯降低。如何在全負荷范圍內使余熱回收系統高效又安全地運行，是火電機組節能升級改造前需明確的重要問題。

（2）針對現有HAR 系統在低負荷下無法保證受熱面安全性的問題，本文提出在余熱回收系統中增設熱量旁通管的優化方案。優化后的HAR 系統保留了使煙氣余熱用于節省高品質抽汽從而明顯提高發電效率的優點，且能方便地調節相關受熱面的金屬壁溫從而控制低溫腐蝕。并提出了該系統的運行控制方法，從而推進該技術付諸應用。

（3）仿真結果表明，在50%～100% THA 負荷范圍，采用HAR優化系統可使所分析的600MW煙煤機組的標煤煤耗降低1.94～3.32g/(kW·h)，達到了使鍋爐尾部煙氣余熱回收系統在機組全負荷范圍保持顯著節能效益的目的。