组合式余热利用系统.docx

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1、组合式余热利用系统0引言目前，大型电站锅炉的热效率普遍在90%～94%，其中排烟热损失占到全部热损失的一半以上，蕴藏巨大的余热资源。大型燃煤机组的锅炉排烟温度一般在120～140℃左右，大量低品位热能未经利用便直接排向环境。如果能有效降低电站锅炉的排烟温度至80～100℃，则可提高锅炉效率2%～5%，供电煤耗将下降2～4g/（kW·h），年节约标煤约700～1500万t[1,2]。随着近年来能源价格的不断攀升以及节能减排要求的日益严格，电站锅炉尾部烟气余热的回收利用逐渐受到重视。利用锅炉尾部烟气余热加热凝结水，机组总出功增加，从而降低煤耗、提高机组效率。国内的华北电力大学、山东大学

2、、西安交通大学等单位开展了低压省煤器的研究[3-5]。上海外高桥三电厂通过增设“广义回热系统”降低排烟温度，提高了0.7%的机组效率[6]。德国基于自身火电技术的发展状况和主要燃用褐煤的特点，成功在Niederaussem电厂的K号机组中应用旁路烟道技术，通过多级换热器和多种途径回收烟气余热，节约供电煤耗约7g/（kW·h），机组效率约提高1.4%，是目前报道的烟气余热利用系统中节能效果最好的在运行系统[7]。1集成旁路烟道技术的高效烟气余热利用系统1.1高效烟气余热利用系统从本质上说，Niederaussem电厂K号机组的烟气余热利用系统是在常规余热利用系统（加装低温省煤器）的基

3、础上进行改进和创新，与传统低温省煤器的节能原理是一致的。考虑到锅炉燃烧褐煤时的排烟温度较高，为进一步提高烟气余热利用效率，该机组采用布置多台换热器，利用不同热量的低温烟气加热高、低压给水和空气预热器进口处的一、二次冷风，见图1。该机组锅炉共布置2台回转式空气预热器，其进出口烟气温度约为350℃和160℃。与低温省煤器布置在空气预热器之后的传统方式不同，该机组的尾部烟道在省煤器之后分成了主、旁路烟道两部分，主烟道内仍然布置空气预热器对空气进行加热，而新增设的旁路烟道中布置了高压给水换热器和低压凝结水换热器。由于旁路烟道并联于空气预热器，高压给水换热器入口的烟气温度将达到350℃，可以

4、用来加热温度较高的高压给水，替代了部分高压回热器的抽汽；经过一次换热后的烟气温度将至231℃，再流经低压凝结水换热器，将余热通过一个水循环子系统进一步传递给温度较低的第五级回热器，替代了第五级回热器的部分抽汽。旁路烟道内的两组换热器都排挤了温度不同的回热抽汽，在进汽量不变的情况下可以增加汽轮机的总出功。旁路烟道出口处烟气温度约为160℃，与空气预热器出口的烟气温度相同[7]。汇合烟道后面布置除尘器，然后是新增设的冷风预热器。布置在脱硫系统之前的冷风预热器采用水媒换热器，实现烟气与冷二次风的换热[8]。烟气经过冷风预热器后，温度会降至110℃左右。至此，尾部烟气的余热依次全部传递给了

5、锅炉给水和二次风。1.2旁路烟道技术的高效节能原理由于旁路烟道技术的应用，Niederaussem电厂K号机组平均节约供电煤耗约7g/（kW·h），机组效率提高1.4%，实现了对电站锅炉尾部烟气余热的高效节能利用。其设计上的独特之处在于以下几方面。a）采用旁路烟道加前置冷风预热器的设计，提升了回收余热的烟气温度水平，流入换热器的凝结水或给水温度高，可排挤更高压力的抽汽，烟气余热的利用率也得到了提高。b）经改造后约有33%的烟气将会进入旁路烟道，主烟道内空气预热器的换热量将有所减少，因此在汇合烟道之后布置了冷风预热器，利用160℃以下的烟气余热对原先直接进入空气预热器的冷风进行预热，

6、从而保证了整个空气升温过程需要的热量。不难发现，该机组余热利用效率较高的关键在于利用160℃以下的低温烟气余热加热温度很低的冷风空气（平均温度20℃左右），而置换出的高温烟气（350～160℃）则用于加热温度更高的第五级回热器的凝结水和高压给水，从而实现了烟气余热的梯级利用，即高品位的高温烟气余热用于加热温度较高的给水和凝结水，排挤较高压力的回热器抽汽，更多地产生额外功率，而将低品质的低温热量用于低温空气（冷风）的预热等。2针对我国机组特点的高效烟气余热回收系统设计德国Niederaussem电厂K号机组的燃料是褐煤，排烟温度可达160℃以上，且烟气中水蒸气含量较高，烟气可回收余热

7、量较多，因此其可以将约33%的烟气送入旁路烟道用于加热给水和凝结水。我国燃煤电厂除东北和内蒙外多采用无烟煤和烟煤作为燃料，排烟温度一般在120~140℃之间且水蒸气含量较少、烟气温度水平较低且可利用余热量较少[9，10]，我国典型燃煤发电机组的锅炉烟气成分、烟气余热可利用量及温度水平与德国Niederaussem电厂K号机组有较大区别。因此，基于旁路烟道新型余热利用系统在应用于我国的典型燃煤发电机组时，具体流程和参数应根据具体机组参数进行重新设计。2.1案例的选取设计