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燃煤电站锅炉烟气余热利用问题探究

国际节能环保网  来源:电厂运营分析之道  作者:王双童等  日期:2017-02-13

能源作为人类社会赖以生存和发展的物质基础,一直被世界各国高度重视,我国也不例外,特别在当前新的历史发展时期,为加快我国生态文明建设的步伐,节能减排是建立资源节约型、环境友好型社会的必然选择。

燃煤电站是转换清洁能源的大户,其中电站锅炉的首要任务是高效和最大限度利用和转换能源,由于锅炉烟气余热占锅炉热量比重较大,烟气余热的有效合理利用是目前火电机组节能降耗的有效手段,对于提高机组效率、降低煤耗、节能减排有着积极的作用。

烟气余热利用现状

锅炉烟气余热的回收利用是节能的一项重要措施,已经受到广泛重视。目前,运用最广泛的烟气余热回收形式就是在尾部烟道加装换热器(通常称为“低压省煤器”),利用方式有多种,可用于加热汽轮机凝结水、冬季加热供暖热网水及加热热风、预热温度,提高机组效率,提升电厂经济效益;减少污染物排放量,保护环境;减少脱硫塔水耗,节约水资源;提高静电除尘器的除尘效率等目的。

在已运用的烟气余热利用项目中,普遍存在实际余热利用空间不大、装置选型不当、余热利用区域环境考虑不充分、布置位置不合理、投运率不高、余热回收用途不恰当、运行经济性达不到设计要求、系统缺陷较多等问题,影响了烟气余热回收的整体效果,笔者根据近几年对烟气余热利用项目的调研,对产生影响安全、可靠、经济的问题进行分析。

烟气余热利用存在问题分析

1实际余热利用空间不大

1.1锅炉燃用煤质硫分的影响

锅炉余热利用空间的最低排烟温度的确定首先受到烟气酸露点限制,为保证锅炉尾部烟道设备不被酸露腐蚀,必须确定合理的排烟温度酸露点,由于烟气酸露点受到如锅炉炉型、燃料含硫量、燃料含灰量、燃料含水量及过量空气系数等很多因素的影响,很难从理论上推导出精确的公式,国内外各研究机构根据各自经验所得出的公式由于考虑的因素不同,计算结果也有较大的差异,这给余热利用空间带来一个不确定的因素。

1.2新投产机组锅炉设计排烟温度低

锅炉设计排烟温度主要与锅炉燃用煤质、炉型有关,特别是在追求节能降耗高指标的目的驱使下,锅炉的设计效率均要求达93.5%,甚至更高,这就要求更低的锅炉排烟温度,除燃用褐煤及高硫分燃料的锅炉外,排烟温度一般设计在110℃左右,甚至更低,烟气余热利用的空间几近为零;近阶段投运的电站锅炉,除燃用低硫分褐煤锅炉在设计阶段考虑设计了烟气余热利用装置外,其余均未设计。

1.3在运机组锅炉实际运行排烟温度受煤质影响大

对于在运电站锅炉,由于电煤形势多变,煤质相对于设计煤质普遍劣化,加之发电企业经营形势的异常严峻,为追求效益最大化,普遍掺配掺烧经济煤种,导致锅炉实际运行排烟温度普遍高于设计排烟温度,给烟气余热利用带来了空间,但这一利用空间首先是随着煤质的变化不稳定。

其次是空间不大,特别是冬季由于环境温度低,余热利用空间更小,在已实施烟气余热利用的项目中,锅炉运行年平均排烟温度实际值低于设计排烟温度10℃的不乏其例,一般锅炉运行年平均排烟温度实际值高于设计排烟温度20℃及以上的可有效保证烟气余热利用的经济性。

因此锅炉实际余热利用空间的大小在考虑负荷变化、环境温度变化、煤质燃料成分变化的影响的情况下,大多数锅炉已不是很大。

2选型不当

锅炉烟气余热利用装置的型式选择主要根据余热利用空间的大小、余热回收后用途、投资经济性等来确定,一般有普通换热器、热管换热器、复合相变换热器等,在已实施烟气余热利用的项目中,大多采用普通换热器,主要是考虑投资低、系统简单,但其换热效率、换热器金属壁面温度的控制及烟气低温热能的回收程度等指标均劣于复合相变换热器;

复合相变换热器主要技术的优势在诸多的论文中已有阐述,不加以重复,对于余热利用空间较大的,建议采用复合相变换热器,尽管投资大,但其产生的经济效益大,并且其运行中调整控制性能及对烟气酸露点的控制等性能较好。

3余热利用区域环境考虑不充分

对于区域环境的考虑主要是区域内锅炉燃用的煤质和区域环境温度,在我国东北、内蒙古东部地区,褐煤锅炉较多,但其在运锅炉的改造和新投运锅炉设计中烟气余热利用装置均考虑不多,相比较华北区域应用较多;

对于高硫分煤质的西南区域,由于高硫烟气酸露点温度高,烟气余热利用空间不大,其锅炉尾部烟道的防腐问题本来就严峻,几乎没有应用烟气余热利用项目;

对于长江中下游和南方地区,由于环境温度高,受回收的余热品质低影响,烟气余热利用项目应用较少,已投运的几乎是用于加热汽轮机凝结水,相应利用的经济效益不高。

4布置位置不合理

综合考虑锅炉烟气余热利用装置具有的降排放温度、提高电除尘效率、降低引风机耗电、节省脱硫塔水耗等效果,同时也考虑其磨损、腐蚀、结灰等安全可靠性影响,装置的布置位置一般有:

布置在空预器后、除尘器前,布置在除尘器后、引风机前,布置在引风机后,一级布置在除尘器前、二级布置在除尘器后(或引增风机后)等几种,在已实施烟气余热利用的项目中,多数是布置在引风机后,主要是考虑当烟气温度一旦低于酸露点时对除尘器和引风机产生影响,同时其本身受到的磨损、结灰等影响最小,但对提高电除尘效率、降低引风机耗电没有起到作用,降排烟温度幅度取得的效果也最小,综合效果较差;

国外由于低低温电除尘技术的应用,其烟气余热利用装置大多布置在除尘器前,应用效果较好;随着我国低低温电除尘技术的应用逐步应用,将改变目前布置位置不合理的局面,并提高其应用效果。

5投运率不高

烟气余热利用技术在大容量锅炉上应用时间不长,运行中暴露的问题主要是泄漏和积灰,由于换热管泄漏造成不能投运的居多,换热管泄漏部位主要在换热管与烟道的连接处,原因主要有膨胀不畅、局部振动、材质不良、腐蚀等引起,泄漏停运后运行中就不能再投;也有部分由于设计不合理、运行不当等造成积灰严重,阻力大造成引风机最大出力下机组也带不足负荷,最后被迫拆除。

6余热回收用途不广

由于余热回收的热能是低品质能量,其用途不广,冬季时在北方基本用于加热供暖热网水或加热热风,夏季时便用于加热汽轮机凝结水,而在南方或没有采暖热用户的地区基本用于加热汽轮机凝结水,极少用于干燥燃料、发电等,因此如何更有效利用低品质能量是锅炉烟气余热利用有待解决的一个瓶颈。

7运行经济性达不到设计要求

锅炉烟气余热利用的经济效益计算时,要根据余热回收用途不同进行综合考虑,而一些项目中直接用锅炉排烟温度的降低量来计算收益,与实际收益产生的误差将是很大;比如:布置在电除尘器前,余热回收用于加热汽轮机凝结水计算收益时,要分别考虑锅炉侧和汽机侧的节能收益情况。

7.1汽轮机侧节能量

首先测定主凝结水所得到的锅炉排烟余热回收的热量,通过热平衡计算,求得此热量所替代本级回热系统的抽汽量,按等效热降或热平衡图方法分析排挤的抽汽量增加了汽机做功但也会增加凝汽器的排汽而使得汽轮机的真空降低,若是串联接入系统,还要考虑凝结水泵克服管道阻力增加的功耗,从而得出相应的节能量。

7.2锅炉侧节能量

要同时考虑节能量和减排量,因在电除尘前,要测试排烟温度降低、烟气体积流量减少后除尘效率提高带来的烟尘减排量,电除尘节电量,引风机的节电量和设备增加烟道风道阻力产生的功耗之和,脱硫系统的节水量等。

要重点指出是,低压省煤器尽管降低了排烟温度,但并未改变锅炉效率,锅炉的排烟温度仍然定义于空气预热器出口,不能用排烟温度的降低来计算节能量,其有效利用率仅在20%-30%,是锅炉实际降低排烟温度所得节能量的三分之一。同时由于积灰引起换热效果差、安装位置不合理导致阻力增大烟气分配不均、运行方式优化调整不够、烟气实际温降空间达不到设计值等因素影响,装置运行的经济性大多达不到设计要求。

8装置本身存在缺陷

尽管在可研时已充分考虑防磨、防积灰、防腐蚀问题,由于运行时间相对较短,磨损问题尚不明显,但积灰、腐蚀情况比较明显,主要是泄漏影响、吹灰效果不理想、冬季低温易堵灰。同时由于设计、选材等原因,系统泄漏、换热管泄漏等发生较多。建议根据系统内部空间和管路布置情况,在系统内加装泄漏监控测点。

结论

锅炉烟气余热利用装置的应用及节能效果取决于锅炉排烟温降空间,充分考虑烟气的酸露点后,回收锅炉烟气余热有一定限制,排烟温度不能降得过低,对于高排烟温度的锅炉的节能效果更加明显。

对于余热回收用于加热汽轮机凝结水时,在对锅炉烟气余热利用装置出水的切入点选择,即串联或并联在哪一级或哪几级低压加热器上,须通过具体的经济性优化分析来决定,因为不同级的低压加热器抽汽做功能力不同,因此造成不同的串、并联方式,在经济性上存在差别。考虑机组整体的安全、可靠和经济,余热回收装置在整个热力回路中应采用串并联方式。

根据已投运的项目试验数据(50%凝结水流量)表明,排烟温度降低20℃,供电煤耗约降低1g/kWh;若锅炉运行年平均排烟温度实际值高于设计排烟温度30℃以上,建议通过改造锅炉受热面或空气预热器来降低锅炉排烟温度,其收益更大。

低低温电除尘器应用后,锅炉烟气余热将会被深度利用。

由此可见,电站燃煤锅炉烟气余热的利用是有选择的,更合理的利用烟气余热可有效提高全厂热效率,提高发电企业的经济性,同时为国家节约能源,起到提高经济效益、环保效益、社会效益的三重收益。

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