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超超临界二次再热百万机组烟气余热利用技术探讨

北极星环保网来源:中国电力环保2016/12/27 10:42:11我要投稿

北极星环保网讯:摘 要:排烟热损失是火力发电厂中主要的热损失之一,降低排烟温度,能大幅提高电厂的经济性。目前,国内很多超超临界一次再热百万火力发电机组采用低温省煤器技术来降低排烟温度,提高电厂经济性,通过在机组的烟气系统中加装烟气换热器及低温省煤器,对烟气余热进行深度的利用,提高烟气余热的利用效率。由于超超临界二次再热机组较一次再热机组热力系统更加复杂,本文通过对不同烟气余热利用技术及经济的比较分析,确定适合超超临界二次再热百万机组的烟气余热利用技术

引言

锅炉排烟热损失是火力发电厂中主要的热损失之一,采用排烟余热利用系统降低排烟温度,能大幅提高电厂的经济性,是提高机组热效率的重要途径之一。前苏联、德国、日本均有大容量机组采用烟气余热回收利用系统,其中前苏联、德国多采用烟气冷却器技术,利用凝结水降低烟温;日本则采用以水为传热媒介的分体烟气-烟气换热器,即循环冷却水在布置于除尘器上游的烟气降温换热器中吸热后,再将热量传递给布置在脱硫吸收塔出口的烟气升温换热器中的低温烟气。

目前,国内很多电厂采用低温省煤器技术来降低排烟温度,提高电厂经济性。汽轮机热力系统中的凝结水在低温省煤器内吸收排烟热量,降低排烟温度,自身被加热、升高温度后再返回汽轮机低压加热器系统,代替部分低压加热器的作用,是汽轮机热力系统的一个组成部分。低温省煤器将节省部分汽轮机的回热蒸汽,在汽轮机进汽量不变的情况下,节省的蒸汽将返回汽轮机继续膨胀做功,因此,在发电量不变的情况下,可节约机组的能耗。

为了更为有效的利用烟气余热,进一步提高机组的经济性,还可以通过在机组的烟气系统中加装多级烟气换热器及低温省煤器,对烟气余热进行深度的利用,提高烟气余热的利用效率。

1 烟气余热利用技术方案一(一级低温省煤器)

1.1 系统描述及主要参数

国内大部分电厂的烟气余热回收系统采用此技术,其位置在脱硫塔的进口,见图1。该烟气冷却器采用汽机回热系统中的凝结水回收烟气中的热量,起到降低排烟温度的作用,同时加热锅炉给水温度,提高热效率。

烟气余热利用

机组 THA工况下,引风机出口的约120℃的烟气进入低温省煤器,经低温省煤器换热后,以约97℃的烟气温度离开低温省煤器,进入脱硫系统的吸收塔。本方案低温省煤器的热力系统采用低温省煤器串联在低温省煤器中的方案。9号低加出口全部凝结水流经低温省煤器,凝结水被加热后,回到8号低加入口。低温省煤器的参数如表1所示。

低温省煤器

1.2热经济性分析

由于脱硫塔进口的烟气温度为120℃,限制了低温省煤器只能加热汽轮机8号低加进口的凝结水,这样减少的是汽轮机最后几级的低压加热器的抽汽,被排挤的蒸汽做功能力有限,因此烟气的热量利用率相对较低。采用热平衡分析软件对此方案进行经济性分析,机组热耗下降34 kJ/kWh。见表2所示。

表2 机组热耗降低及换热利用率(方案一)

烟气余热利用

1.3 对辅机的影响

采用方案一烟气余热利用技术后,凝结水泵和引风机的电耗会上升。虽然凝汽器凝汽量会略有增加,但是循环水泵为定速泵,电耗不会变化;凝汽量相对增加不多,不会造成凝汽器背压的变化。因此,采用一级低温省煤器方案仅需计算凝结水泵和引风机电耗的增加。烟气系统增加阻力设计值为600Pa,凝结水系统增加阻力设计值为0.3MPa,计算得到单台机组引风机和凝结水泵电耗增加2×410kW和190kW。采用电动引风机时,厂用电率暂按3.8%考虑,THA 工况下厂用电率=3.8%+(2×410+190)/106 =3.8%+0.101%=3.901%。

另外,进入吸收塔的烟气温度从120℃降低至97℃左右,吸收塔蒸发水耗会有较大程度的降低,针对方案一,THA工况下降低水耗35t/h。

延伸阅读:

中低温烟气余热利用系统换热特性

【玻璃】6MW光伏玻璃烟气余热利用发电技术

350MW超临界锅炉机组烟气余热利用经济性分析

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