徐铁华1,孙丰1,陈增辉2
（1东北电力设计院有限公司，吉林 长春 130021；2 大唐东营发电有限公司，山东 东营 257091）
【摘要】为打造大唐集团标杆电厂，本文通过对锅炉烟气、热风余热综合梯级利用系统的烟气条件、热力系统特点，综合技术指标、排放指标及经济指标分析得出结论，该方案节能减排效益明显，可降低机组发电标煤耗，可节约用水，可减少CO2排放量，达到节能减排目的。
【关键词】烟气余热梯级利用 低温省煤器 空预器旁路 高效热一次风调温
1项目概况
大唐东营工程本期建设2×1000MW高效超超临界燃煤机组。
锅炉型式：超（超）临界参数、直流炉、单炉膛、二次再热、平衡通风、运转层以下紧身封闭布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、切圆燃烧方式，塔式锅炉。
汽机形式：超（超）临界、二次中间再热、单轴、六缸六排汽、凝汽式汽轮机。汽轮机具有11级非调整回热抽汽。
设计煤质采用神华集团神府东胜煤，校核煤采用晋北煤。
2 锅炉烟气、热风余热梯级利用方案研究
针对烟气余热的回收利用，东营1000MW工程锅炉采用空预器烟气旁路设置低温省煤器的方案。炉后烟气余热回收的利用按低温省煤器在除尘器前、后的布置位置设计，再结合去磨煤机一次热风温降热量回收方案，形成烟气、热风综合梯级利用方案：
空预器旁路+二级低温省煤器+高效热一次风调温方案。
经分析比较，本工程最终选择二级低温省煤器+空预器旁路+高效热一次风调温方案的锅炉烟气、热风综合梯级利用方案。
2.1二级低温省煤器+空预器旁路+高效热一次风调温方案
此方案可将烟气余热分成五级，前两级较高品位的热量去加热高压给水，节省汽轮机高加抽汽；第三级较低品位的热量去加热凝结水，节省汽轮机低加抽汽；第四级和第五级低品位热量去加热空预器入口冷风和部分低温凝结水，补充锅炉本体通过空预器旁路损失的热量并保证空预器冷端平均壁温，防止空预器低温腐蚀。
2.1.1 烟气、热风侧系统
图2.1-1 烟气系统示意图
此系统有如下几部分组成，其系统示意见图2.1-1：
a）空预器前主烟道上设置旁通烟道，在旁路上设置两级低温省煤器，分别为旁路一级高温加热器和二级低温加热器。一级加热给水，二级加热凝结水。根据锅炉不设置烟气余热回收装置时排烟温度从119℃降至90℃的换热量减去热一次风调温装置换热量来确定空预器旁路容量，经计算，机组THA工况时空预器旁路容量为8.5%；
b）除尘器前及引风机后设置两级低温省煤器，回收锅炉排烟热量并维持空预器后烟气主路和旁路烟温都降至低温除尘器要求的排烟温度；
c）在空预器进风口设置水暖式暖风器，采用低温省煤器回收的锅炉排烟余热加热进入空预器的冷空气；
d）在低温省煤器和水暖式暖风器之间设置一级凝结水加热器，该加热器既可以将8号低加入口来凝结水加热后返回至凝结水系统，降低汽机热耗，又可以避免冷风升温太高导致空预器排烟温度不可控。该凝结水换热器换取的热量与二级低温省煤器回收的烟气余热热量相等。通过设置该凝结水换热器，也可在除尘器前烟温波动的时候，平衡除尘器入口烟温，使其控制在90℃；
e）在空预器出口母管设置热一次风调温装置，高压给水经过换热器带走热一次风部分热量使其满足磨煤机干燥需求并防止磨煤机出口超温，在机组THA工况下，磨煤机进口风温控制在268℃。
2.1.2 水侧热力系统
空预器旁路一级加热器用于加热高压给水，该加热器拟与所有高压加热器及蒸汽冷却器并联，部分高压给水从给水泵接出后，经过一级高温加热器换热，然后接至蒸汽冷却器出口高压给水母管，与从蒸汽冷却器出来的高压给水混合后进入省煤器。
高效热一次风调温装置用于加热高压给水，该换热器拟与2号、3号、4号高压加热器并联，部分高压给水从给水泵出口接出后，经过调温装置换热后接至2号高加出口，与从2号高加出来的高压给水混合后进入1号高压加热器。
空预器旁路二级加热器用于加热凝结水，该加热器拟与6号、7号、8号低压加热器并联，部分凝结水从8号低加入口接出后，经过此热器换热后接至6号低加出口，与从6号低加出来的凝结水混合后进入除氧器。
除尘器前一级低温省煤器出口的凝结水加热器用于加热凝结水，该加热器拟与8号低压加热器并联，部分凝结水从8号低加入口接出后，经过凝结水加热器换热，然后接至8号低加出口，与从8号低加出来的凝结水混合后进入7号低压加热器。热力系统示意图见图2.1-2，图2.1-3。
2.1.3 主要技术指标
在汽轮发电机组发电量不变的前提下，该方案通过回收烟气余热加热高压给水和凝结水，减少高压加热器和低压加热器的抽汽量及汽轮机进汽量，降低机组热耗，达到节能目的。如果空预器旁路投运后仍要求锅炉效率在BRL工况下与保证值（94.9%）一致，则须增大空预器型号。此方案主要技术指标见表2.1-1。
表2.1-1 主要技术指标（单台机组）
2.1.4 对机组初投资及运行费用影响
该系统方案与不设置烟气余热利用系统相比引起的单台机组初投资费用对比见表2.1-2。
表2.1-2 初投资费用对比表（单台机组）
采用此系统方案，与机组原脱硫系统相比，节约水费约为74万元/年。
设置热一次风调温装置，导致一次风侧阻力增加约700Pa，增加厂用电功率约140kW，年增加耗电量约770000 kWh，成本电价取230元/MWh，则年增加厂用电费约18万元。
空预器后设置两级低温省煤器后，烟气侧阻力增加约1000Pa，流经除尘、脱硫设备以及引风机的烟气体积流量减少约10%。设置空预器旁路后，由于空预器前部分烟气进入旁路参与换热，流经空预器本体烟气量变少，烟气侧阻力减小约300Pa。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，成本电价取230元/MWh，则可年减少厂用电费约92万元。
与不设置烟气余热利用系统相比，此烟气余热利用系统方案引起的单台机组年运行费用对比见表2.1-3。
表2.1-3 年运行费用对比表（单台机组）
3 系统运行可靠性分析
烟气、热风余热回收利用系统的运行可靠性主要取决于换热器的运行可靠性。从设备厂家和运行电厂反映的情况来看，主要问题集中在低温省煤器的防腐问题。
空预器旁路换热器的冷端烟温和水温均较高，在机组各个负荷工况运行均不存在低温腐蚀的问题。除尘器前低温省煤器在机组满负荷或机组部分负荷情况下冷端金属壁温均存在酸结露腐蚀的问题，要解决此问题并保证低温省煤器的安全运行，关键在于烟气酸露点的确定和低温省煤器冷端运行温度的控制。
3.1 烟气酸露点的确定
根据现行行业标准《火力发电厂燃烧系统设计计算技术规程》(DL/T 5240-2010)，烟气露点温度计算公式如式3.1-1，其计算与前苏联的酸露点计算公式相近。
（3.1-1）
将设计煤种数据代入并计算后得到烟气露点温度为108℃。近年来国内相关机构对烟气酸露点的计算又做了相关深入的研究和试验测试，对上述公式引入了相关修正，其修正公式如式3.1-2。
（3.1-2）
上式计算出的酸露点值为72℃。
烟气酸露点相关计算公式均是工程实践和试验中经验数据的拟合并考虑相关的修正得来，计算影响因素较多，计算的结果并不一定精确，但可反映出烟气酸露点的一个大致范围，故可将公式3.1-1和3.1-2计算的结果作为烟气酸露点的一个取值范围，即烟气70℃~100℃的温度范围是可行的。
3.2 除尘器及引风机的运行可靠性
本工程采用低低温除尘器的技术，即设计中通过烟气热回收装置将烟气温度降低到低于或接近烟气露点温度的80～100℃左右再进入低低温电除尘器。较低的烟温有利于除尘器除尘效果，减少电厂污染物的排放。
本工程在除尘器入口设置一级低温省煤器，烟气入口温度约为138℃，出口烟温根据上述烟气酸露点的范围并考虑一定的安全裕度，定为90℃，同时研究表明，设置烟气低温省煤器对烟气降温的同时，烟气酸露点也会同时下降。本工程煤质含硫量为0.7%~0.98%，属于中低硫煤，适于采用低低温除尘技术。根据国内外相关低低温除尘器的运行经验及对烟气酸露点的计算分析，除尘器入口烟温降至90℃对除尘器及引风机运行是安全的。
3.3低温省煤器换热系统可靠性分析
机组启动时系统中冷端水原来自于化学补水，正常运行时来自于凝结水，于锅炉钢架53米层设置容量为10m3热煤水膨胀水箱，水箱中水自流至2台100%容量的变频调节热煤水升压泵，且每台热媒水升压泵各设置一套，升压泵为1台运行，1台备用，泵入口设计手动闸阀及滤网，泵出口设置止回阀及电动闸阀，保证每台泵在流量及压力变换较大的系统中，适应性更强，可以使系统安全可靠运行。
机组正常运行过程中热煤水泵将约75℃的凝结水首先输送至FGD入口烟道二级低温省煤器与约95℃的引风机出口原烟气进行换热。在二级低温省煤器热媒水管路上需设置旁路管道，旁路上设置调节阀组，通过控制调节阀的开度来保证二级低温省煤器出口烟温控制在85℃。
一级低温省煤器设置于除尘器前，换热管材质、换热管支撑结构及换热器壳体材质均为09CrCuSb（ND钢），换热管型式为H型鳍片，防止酸液腐蚀及受热面磨损。设计并联5组分组模块，每个模块上均设置关断阀门，在某一组模块出现故障时，由于设计余量为10%，故不会影响整体换热效率，且除尘器保证进入除尘器烟温提高5℃，除尘效率亦可保持不变。提高此系统运行可靠性。
二级低温省煤器换热管材质、换热管支撑结构及换热器壳体材质均为2205不锈钢，换热管型式为螺旋型鳍片。设计并联12组分组模块，每个模块上均设置关断阀门，在某一组模块出现故障时，由于设计余量为10%，亦不会影响整体换热效率。
低温省煤器本体设置声呐检漏装置，可在短时间内检测相应泄漏点位置，可保证系统安全稳定运行。
3.4一二次风暖风器换热系统可靠性分析
一级省煤器出口121℃热媒水与一二次风机出口冷风进行换热，在每台暖风器进水管道处均设置调节阀组，通过流量调节，使冷风在不同工况下出口风温均达到98℃及88℃,防止空预器低温腐蚀及确保锅炉输出输入热量平衡，保证锅炉效率。同时为平衡低温省煤器放热量和暖风器吸热量，设置2台50%容量的凝结水换热器与4台暖风器并联，且在凝结水换热器入口亦设置调节阀组，通过调节流量，用疏水冷却器入口抽出的部分凝结水与之换热带走热媒水系统中从低温省煤器吸收的部分热量，凝结水被加热后返回至8号低压加热器出口，达到热量回收的目的。
一二次风暖风器换热管及翅片分别采用20G及铝质材料，并联3组分组模块，可达到安全稳定运行的要求。
3.5一次热风调温系统可靠性分析
此系统在空预器出口热一次风道上设置热一次风调温装置，由给水与热风进行换热，采用给水泵出口部分187℃的高压给水将热一次风温度由336℃降至满足磨煤机干燥温度268℃的需求，被加热后的给水温度达到316℃后返回至1号高压加热器出口给水管道处，再提供给省煤器。此系统中保留调温风系统，以防止事故状态下磨煤机出口管道超温，确保系统安全稳定运行。
设备水侧进出口均设置4组模块，调手段灵活，系统安全可靠性高。
4 结论
综上所述，从节能减排及系统安全可靠性角度考虑，本工程采用烟气、热风余热利用系统后，可有效提高全厂热效率，降低机组煤耗，减少污染物排放，具有很好的社会效益和经济效益。
作者简介：
徐铁华（1978.8-），女，本科，高工，从事火力发电厂热机专业设计工作。E-mail：xutiehua@nepdi.net，电话：0431-85798601。