超超临界机组烟气余热利用系统运行及控制方式研究

尹旭佳

（国网山西省电力公司电力科学研究院，山西 太原 030001）

0 引言

近年来，随着我国的节能减排政策越来越严格，火电机组开始主动寻求降低供电煤耗的新技术。锅炉排烟是火电机组运行中一项重要的热损失，也是潜力很大的余热源。通过在锅炉尾部烟道装设低压省煤器，利用尾部烟气余热加热凝结水，可以回收利用锅炉尾部烟气热量、降低排烟温度，同时提高机组效率、降低供电煤耗。

1 系统介绍

某国产超超临界直接空冷机组设计额定功率为660 MW，最大功率712.8 MW，额定主蒸汽流量1 901.6 t/h，最大主蒸汽流量2 122 t/h，额定主蒸汽压力26.25 MPa，锅炉设计的排烟温度约为133℃。回热系统采用8级非调整抽汽，由3台高压加热器、1台除氧器和4台低压加热器（8号低加为内置式）构成，设计参数见表1。

表1 低压回热系统主要设计参数（THA）

该烟气余热利用系统是一套烟气—水换热器及配套循环水系统，通过在锅炉引风机后、脱硫塔前的水平烟道上布置低压省煤器，将烟气余热引入回热系统加热凝结水，结构如图1所示。在安装低压省煤器时，需合理设计其安装位置，若是布置在除尘器入口，除尘器、烟道、引风机均存在腐蚀的风险，因此本方案将受热面管束安装在脱硫塔入口的水平烟道内。为保证进入低压省煤器的凝结水温度，系统设计热水回流装置，可以调节低压省煤器的进口水温，使系统可以在更多的工况下投入，同时热水回流可以回收更多的热量。综合考虑燃用煤种、尾部烟道材料、酸露点腐蚀以及凝结水温度和锅炉排烟温度的限制等因素，系统最高可排挤的抽汽级数设计为第6级[1]。

由于系统布置位置远离主机，用于降低烟气温度的凝结水管道较长，凝结水泵需克服的管道阻力也相对提高。系统设有2台凝结水增压泵，放置于凝结水系统循环水管路中，用于克服系统管道阻力和低负荷时的热水再循环，使流经低压省煤器加热后的水回至主凝结水系统。正常运行时设置为一用一备，并可随时进行切换。当其中一台增压泵因故障造成停机时另一台能够及时启动。

2 系统运行方式

2.1 运行方式分析

为使系统能够在机组各种工况下均能够投入使用，设计了多种运行方式，通过切换管路上不同的阀门组合可以选择低压省煤器与回热系统的连接方式。系统共有4种运行方式，如图2所示，其中图2a、2b为并联运行方式，低压省煤器分别与第7、6级低加并联于回热系统；图2c为跨级并联运行方式，低压省煤器同时与第7和6级低加并联于回热系统；图2d为串联运行方式，烟气换热器串联于第7级和第6级低加之间，全部凝结水经过烟气换热器加热后，再回到第6级低加中。

根据等效焓降理论，投入低压省煤器运行后机组新蒸汽等效焓降增加为

其中，qd为低压省煤器的单位工质热负荷，ηjp为余热利用的平均抽汽效率。从式（1）中可以看出，低压省煤器的热经济性取决于qd和ηp的大小。在排烟余热利用程度qd相同时，系统排挤的汽轮机抽汽等级越高，ηp越大，节能效果就越好。显然，与6号低加并联的方式排挤6段抽汽，节能效果要优于与7号低加并联的方式。而串联于6号低加和7号低加之间，等效于与6号低加并联；跨级并联于6、7号低加，节能效果介于与6号低加并联和与7号低加并联之间。

串联方式可以引出全部凝结水换热，流经低压省煤器的凝结水流量最大，但低压省煤器出口水温比并联方式下低，管道内水流阻力大，加上本系统中低压省煤器距离回热系统较远，管道长，增压泵需要克服的阻力进一步加大；而并联方式可以克服压头损失，同时具有凝结水流量小、可实现余热的梯级利用、能够控制排烟温度等优点，所以实际中优先采用与低加并联的运行方式[2-4]。

2.2 运行方式调整

在不同的工况下，根据机组运行参数的不同，余热利用系统应该选择最适合的运行方式。机组处于高负荷段运行时，由于6号低加出口水温较高，如果低压省煤器在采用b、c方式并联的话，换热对数温差较小，换热效果差，所以应采用a方式与7号低加并联。

机组低负荷段运行时，各低压加热器出水温度、比焓均相应降低，尤其是进入除氧器的主凝结水温度降低，使得低压省煤器的吸热量发生有利于排挤高能级抽汽的重新分配。这时系统应采用b并联方式运行。

当机组处于冬季供热工况时，需要从中压缸引出约800～900 t/h的采暖抽汽至热网加热器，进入到低压缸做功的蒸汽流量减少，压力降低，低压缸各段抽汽的焓值也相应降低，加热凝结水的能力下降，6号低加入口凝结水温度降至60～70℃左右，此时低压省煤器适合与6号低加并联运行。

机组在50%～100%额定容量的变负荷过程中可以根据各段凝结水温度来动态调整系统引水点和汇集点的位置，引水点的调整原则是在混合水温度满足最低防腐要求的前提下尽可能低，汇集点的调整原则是在保证回水温度大于等于汇集点的凝结水温的前提下，选择与回水温度最接近的位置。这样就可以随着负荷变化，使系统在最合适的方式下运行，保证最佳的节能效果。

3 系统控制方式与参数选择

系统采用凝结水进水温度、流量可调的方式来进行控制，控制逻辑如图3所示。当低压省煤器换热面积一定时，对于系统的热经济性存在一个最佳进水温度和最佳分水流量的问题。综合考虑尾部烟道材料、酸露点以及锅炉煤种等因素，余热利用系统出口烟气温度最低能降至90℃。通过改变回水母管上的总调节阀开度，可以控制系统并联运行时的分水流量，随着流过低压省煤器的水量的调节，使系统出口烟气温度维持在90℃左右，最大化地利用烟气余热。

图3 系统控制原理

最佳进水温度受防腐要求的限制，设计为73℃以上，此时可保证换热管束壁温处于73～115℃范围内，绝大部分管束温度高于烟气露点，不会发生受热面的低温腐蚀。当燃煤中硫分增大时，需要适当升高进水温度。当凝结水引出点水温低于最低值时，可以通过改变增压泵入口热水回流管道上的热水回流调节阀开度，来调节高温混水系统内的热水回流量，使进入低压省煤器的水温控制在73℃以上。两个阀门控制存在一定的耦合关系，调节过程以总调节阀为主，当开大总调节阀导致水温低于73℃时，同步增加回流调节阀开度来保持低压省煤器的进口水温[5]。

对于担负调峰任务的机组，还可以增加负荷指令微分前馈，通过调节总调节阀的开度大小来调整进入低压省煤器的凝结水流量，从而改变返回汽轮机中的排挤抽汽量，直接影响汽轮机中的蒸汽做功能力，快速响应机组增减负荷的需求，发挥余热利用系统在区域控制偏差ACE（area control error）调峰中的作用潜力。

4 热经济性分析

采用等效焓降法对机组投入烟气余热利用系统后的经济性进行分析，排烟余热的引入相当于是一个标准的外部纯热量进入热系统，锅炉效率将不受加装低压省煤器的影响而保持不变。由于系统布置在引风机和脱硫塔之间，所以增加的烟道阻力不会影响引风机的正常出力，排烟温度的降低并不影响空预器的出入口烟温，也不会降低入炉一、二次风温而影响燃烧。

投入烟气余热利用系统后，进入脱硫塔的烟气温度会降低，但仍高于脱硫绝热平衡温度，故不会影响脱硫效率。回热系统会排挤部分抽汽回到汽轮机做功，使汽轮机排汽量增加，真空度下降，但影响很小可以忽略[6-11]。根据等效焓降理论，汽轮机j级抽汽的等效焓降Hj及新蒸汽等效焓降H为

式中，H为第r级加热器的抽汽焓；hn为汽轮机的排汽焓；γr为1 kg疏水在第r级加热器中减少的放热量；qr为第r级加热器中1 kg抽汽的放热量；h0为蒸汽进入汽轮机的初焓；σ为1 kg蒸汽在再热器中的吸热量；ΣΠ为热系统各种辅助成分的做功损失；r为任意抽汽级的编号；z为抽汽级数。根据等效热降的基本法则，具有份额为αd的热水从第j-1级加热器出口引出热系统，在与回热系统并联运行的低压省煤器中吸热后，再从j级加热器出口进入热系统，整个系统获得的等效焓降增量为

式中，αd为凝结水分水流量与主蒸汽流量的比值；为进入低压省煤器的凝结水焓值；为吸热后回到加热器的凝结水焓值；ηj为j级加热器的抽汽效率，ηj=Hj/qj。结合原新蒸汽等效焓降H和机组原热耗率q，可算出机组热耗率降低以及发电标准煤耗降低Δbs为

式中，ηb和ηp分别为锅炉效率和管道效率。选择机组在THA工况、50%THA工况和额定供热工况下的实际运行数据，根据式（2）—（6）计算得到结果如表2所示。

从表2中可以看出，烟气余热利用系统在各种工况下均有较好的节能效果，能够有效降低排烟温度，回收烟气余热，降低机组热耗率和发电煤耗；机组在低负荷运行和处于供热工况时的单位节能量不但不减少，反而增加，这表明该烟气余热利用系统对于担负调峰和供热任务的发电机组在经济上更为有利。

5 结论

a）烟气余热利用系统可采用多种方式灵活运行，使机组具有良好的煤种、负荷和季节适应性。通过分水流量调节出口烟气温度，使系统参数在安全范围内运行，在满足防止低温腐蚀要求的同时保证机组最大的节能效果。

表2 各工况下机组经济性计算结果

b）投入烟气余热利用系统后排烟温度可以降低至90℃左右，降低幅度超过30℃。机组供电煤耗平均降低2.3 g/（kW·h），按年利用4 000 h计算全年可节省标煤6 072 t，并且对于锅炉的正常运行不产生任何负面影响，节能效果在调峰和供热机组上尤其显著。