褐煤鍋爐冷端優(yōu)化熱力系統(tǒng)技術(shù)經(jīng)濟(jì)性比較

馬有福，楊麗娟

（上海理工大學(xué)能源與動(dòng)力工程學(xué)院，上海 200093）

褐煤鍋爐冷端優(yōu)化熱力系統(tǒng)技術(shù)經(jīng)濟(jì)性比較

馬有福，楊麗娟

（上海理工大學(xué)能源與動(dòng)力工程學(xué)院，上海 200093）

對(duì)電站鍋爐排煙余熱進(jìn)行回收，使一部分鍋爐冷端煙氣熱能梯級(jí)利用于汽輪機(jī)回?zé)嵯到y(tǒng)，是燃煤電廠增效減排的重要途徑。以某600MW超臨界燃褐煤機(jī)組為例，對(duì)低溫省煤器、送風(fēng)分段預(yù)熱和旁通煙道3種鍋爐冷端優(yōu)化熱力系統(tǒng)進(jìn)行了熱經(jīng)濟(jì)性與技術(shù)經(jīng)濟(jì)性比較。結(jié)果表明，由上述 3種系統(tǒng)回收鍋爐排煙由 148℃降溫至90℃余熱，機(jī)組供電標(biāo)準(zhǔn)煤耗率分別減小4.43g/(kW·h)、5.84g/(kW·h)和6.48g/(kW·h)，項(xiàng)目投資分別為2562萬元、2348萬元和2261萬元。以機(jī)組在THA工況下年運(yùn)行5500h計(jì)，3種系統(tǒng)每年由節(jié)煤增加凈收益994萬元、1350萬元和1514萬元，動(dòng)態(tài)投資回收期分別為3.13年、2.00年和1.71年?？梢姾置哄仩t排煙余熱回收可明顯提高電廠效率。3種冷端優(yōu)化熱力系統(tǒng)中，旁通煙道系統(tǒng)展示出最優(yōu)的熱經(jīng)濟(jì)性和技術(shù)經(jīng)濟(jì)性，建議對(duì)其進(jìn)一步研究和應(yīng)用。

褐煤；火力發(fā)電廠；煙道氣；余熱利用；技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析

截止2015年年底，全國(guó)火電裝機(jī)9.9×108kW（其中煤電 8.8×108kW），占總裝機(jī)容量 65.7%。2015年全國(guó)用電量5.55×1012kW時(shí)，其中火電供應(yīng)4.10× 1012kW時(shí)，占總發(fā)電量73.9%?？梢娀痣娫谖覈?guó)電力系統(tǒng)中的基礎(chǔ)性地位在短時(shí)期內(nèi)難以改變。據(jù)統(tǒng)計(jì)，2015年全國(guó)6000kW及以上電廠火電機(jī)組供電標(biāo)準(zhǔn)煤耗為315g/(kW·h)[1]。

為進(jìn)一步提高火電機(jī)組的能效水平，新建機(jī)組主要考慮采用蒸汽初參數(shù)更高的超超臨界發(fā)電技術(shù)以及二次再熱等。但對(duì)大量現(xiàn)役機(jī)組，需進(jìn)一步挖掘其節(jié)能潛力，探索可行的節(jié)能增效途徑。其中，對(duì)電站鍋爐排煙余熱進(jìn)行回收，將一部分鍋爐冷端煙氣熱能梯級(jí)利用于汽輪機(jī)回?zé)嵯到y(tǒng)，是火電廠增效減排的重要方向之一。

在這方面，目前已被廣泛研究并已實(shí)際應(yīng)用的方案是在鍋爐尾部布置低溫省煤器，回收排煙余熱至低壓加熱器排擠汽輪機(jī)抽汽，從而使機(jī)組發(fā)電效率提高[2-6]。為進(jìn)一步提高鍋爐省煤器出口以后冷端煙氣熱能的利用效率，近年來又提出了旁通煙道和送風(fēng)分段預(yù)熱方案[7-10]。旁通煙道和送風(fēng)分段預(yù)熱使得鍋爐冷端煙氣熱能的梯級(jí)利用更優(yōu)，在相同的排煙余熱回收量下，可以獲得比低溫省煤器更高的節(jié)煤效益。

然而，判斷一種節(jié)能方案的優(yōu)劣需通過技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析才能得出，而已有研究大多僅專注于不同排煙余熱回收方案間的熱經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)比較。而且，以往相關(guān)研究多是以常規(guī)煙煤機(jī)組為背景，對(duì)褐煤機(jī)組排煙余熱回收從而高效發(fā)電的關(guān)注很少。常規(guī)煙煤鍋爐的排煙溫度 125℃左右，鍋爐排煙熱損失約5%；而褐煤鍋爐的排煙溫度150℃左右，鍋爐排煙熱損失約 8%。所以對(duì)褐煤鍋爐排煙余熱進(jìn)行回收利用，會(huì)獲得更加顯著的節(jié)煤效益。

為此，本文以某在役600MW超臨界燃褐煤機(jī)組為對(duì)比機(jī)組，對(duì)低溫省煤器、送風(fēng)分段預(yù)熱和旁通煙道這3種鍋爐冷端優(yōu)化熱力系統(tǒng)的熱經(jīng)濟(jì)性與技術(shù)經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行計(jì)算和比較，所得結(jié)果可為褐煤機(jī)組采用合適的鍋爐冷端優(yōu)化方案提供指導(dǎo)。

1　三類鍋爐冷端優(yōu)化熱力系統(tǒng)

1.1低溫省煤器

在鍋爐空氣預(yù)熱器之后設(shè)置低溫省煤器，利用機(jī)組凝結(jié)水吸收鍋爐排煙余熱從而冷卻排煙至約90℃，已被目前新建火電機(jī)組廣泛采用，許多現(xiàn)役機(jī)組也采用該方案進(jìn)行了改造。圖1為實(shí)際應(yīng)用中較典型的低溫省煤器布置。這種布置具有多方面的優(yōu)點(diǎn)：①提高發(fā)電效率，常規(guī)煙煤機(jī)組可節(jié)煤2.0g/(kW·h)左右[2-4]；②降低飛灰比電阻，提高除塵器效率[11]；③減少脫硫塔噴淋降溫水耗，一臺(tái)600MW 機(jī)組節(jié)水約 30t/h[4]；④因引風(fēng)機(jī)處煙氣體積減小，節(jié)余的風(fēng)機(jī)電耗可克服低溫省煤器新增的煙氣流阻，廠用電變化不大。

在燃煤鍋爐中低溫省煤器多選用抗磨性能較好的H形鰭片管。為確保低溫省煤器不發(fā)生過快的低溫腐蝕，目前仍是以控制冷端換熱管壁溫不低于70℃（同時(shí)也不高于 100℃）從而使腐蝕速度在可接受范圍為主要措施。實(shí)際應(yīng)用中一般取低溫省煤器進(jìn)口水溫為75℃，該水溫由兩股凝結(jié)水混合予以調(diào)節(jié)和控制，如圖1所示。

圖1　低溫省煤器系統(tǒng)

1.2旁通煙道

旁通煙道方案是在鍋爐尾部設(shè)置與空氣預(yù)熱器并聯(lián)的旁通煙道，在旁通煙道內(nèi)布置高壓和低壓省煤器，如圖2所示。由于一部分煙氣被分流至旁通煙道，空氣預(yù)熱器內(nèi)煙氣量和空氣預(yù)熱器出口煙溫可按需設(shè)計(jì)，特別適用于排煙溫度偏高的褐煤機(jī)組。該方案已于20世紀(jì)90年代在德國(guó)Niederaussem電廠1000MW褐煤機(jī)組上實(shí)際應(yīng)用。

圖2　旁通煙道系統(tǒng)

據(jù)報(bào)道，褐煤機(jī)組應(yīng)用旁通煙道使鍋爐排煙由160℃降至100℃，節(jié)煤7.0g/(kW·h)[7,10]；煙煤機(jī)組應(yīng)用旁通煙道使鍋爐排煙由130℃降至90℃，節(jié)煤3～5g/(kW·h)[8,10,12]；煙煤機(jī)組聯(lián)合應(yīng)用旁通煙道與抽汽暖風(fēng)器，節(jié)煤4.0g/(kW·h)[13]?？梢娕酝煹赖墓?jié)煤效益明顯高于低溫省煤器，但應(yīng)用旁通煙道后，給鍋爐尾部空氣預(yù)熱器帶來何種變化，系統(tǒng)中各受熱面的鋼耗分布如何，目前仍不清楚。

1.3送風(fēng)分段預(yù)熱

在低溫省煤器基礎(chǔ)上，人們提出了將低溫省煤器外部的煙溫區(qū)間上移、鍋爐送風(fēng)分兩段預(yù)熱的構(gòu)想，從而提高低溫省煤器所排擠抽汽的品級(jí)，增大系統(tǒng)的節(jié)煤效益。例如，將低溫省煤器所處煙溫區(qū)間由130～95℃上移至175～140℃，后連接一煙溫由140℃降至95℃的前置空氣預(yù)熱器，可使系統(tǒng)節(jié)煤效益由1.23g/(kW·h)提高至2.49g/(kW·h)[9]。

常規(guī)煙煤機(jī)組的排煙溫度為 125℃左右，所以前置空氣預(yù)熱器若采用空氣與煙氣直接換熱，受熱面必然面臨嚴(yán)重低溫腐蝕。因此，前置空氣預(yù)熱器仍需采用以水為中間換熱媒介的間接換熱方式，通過控制中間循環(huán)水的溫度，實(shí)現(xiàn)對(duì)受熱面壁溫及低溫腐蝕的控制。但這種水媒式空氣預(yù)熱器的換熱溫差較低，受熱面鋼耗和投資會(huì)明顯增加。

因褐煤機(jī)組排煙溫度較高，故在控制前置空氣預(yù)熱器冷端腐蝕可接受的前提下，由送風(fēng)分段預(yù)熱余出高溫段煙氣熱能去排擠高壓抽汽成為可能。因此本文提出了煙氣余熱分兩段回收、不采用水媒式空氣預(yù)熱器的送風(fēng)分段預(yù)熱系統(tǒng)，如圖3所示。

2　對(duì)比機(jī)組與相應(yīng)高效機(jī)組

2.1對(duì)比機(jī)組介紹

以某600MW超臨界燃褐煤機(jī)組為對(duì)比機(jī)組，以其THA工況為計(jì)算工況，對(duì)3種余熱回收系統(tǒng)進(jìn)行比較。對(duì)比機(jī)組設(shè)計(jì)煤種的煤質(zhì)分析如表 1。在THA工況下，鍋爐燃煤量423.62t/h、鍋爐效率91.0%、排煙溫度148℃，發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗率284.3g/ (kW·h)。

圖3　送風(fēng)分段預(yù)熱系統(tǒng)

對(duì)比機(jī)組的熱力系統(tǒng)如圖4。在THA工況下，機(jī)組發(fā)電功率600MW、汽耗率2.774kg/(kW·h)、汽輪機(jī)熱耗率7510.23kJ/(kW·h)。

對(duì)比機(jī)組回?zé)嵯到y(tǒng)的主要參數(shù)如表2。

2.2高效機(jī)組設(shè)計(jì)

在對(duì)比機(jī)組基礎(chǔ)上，應(yīng)用3種余熱回收系統(tǒng)進(jìn)行高效機(jī)組設(shè)計(jì)時(shí)，共同遵循以下原則。

表1　設(shè)計(jì)煤種的煤質(zhì)分析（質(zhì)量分?jǐn)?shù)）

圖4　對(duì)比機(jī)組的熱力系統(tǒng)

表2　回?zé)嵯到y(tǒng)主要參數(shù)

（1）空氣預(yù)熱器入口煙溫 365℃和熱風(fēng)溫度344℃保持不變，因此，由于鍋爐系統(tǒng)內(nèi)送風(fēng)回?zé)崃课醋儯仩t熱效率亦不變。

（2）通過鍋爐冷端優(yōu)化，使煙氣溫度統(tǒng)一降至90℃，也即回收的煙氣熱量均為排煙由 148℃降至90℃的放熱量。

（3）為控制低溫腐蝕，低溫或低壓省煤器進(jìn)水溫度均取75℃，水媒式空氣預(yù)熱器內(nèi)循環(huán)水的冷端溫度也取75℃，回轉(zhuǎn)式空氣預(yù)熱器的冷端金屬平均溫度不低于70℃。

（4）在每個(gè)余熱回收方案下，所回收煙氣熱能在機(jī)組回?zé)嵯到y(tǒng)中的利用和分配以盡量排擠高品質(zhì)抽汽、熱功轉(zhuǎn)換效率最大為原則，冷、熱介質(zhì)之間的換熱端差取20℃。

由此，低溫省煤器系統(tǒng)的參數(shù)如圖5所示。

旁通煙道系統(tǒng)的參數(shù)如圖6所示。設(shè)計(jì)取旁通煙道與主空氣預(yù)熱器的出口煙溫相同。鑒于水媒式空氣預(yù)熱器體積較大、造價(jià)較高，故以盡量減少水媒式空氣預(yù)熱器換熱量，同時(shí)保證主空氣預(yù)熱器冷端金屬溫度不低于70℃為原則，確定出旁通煙道內(nèi)的煙氣量和出口煙溫。

圖5　低溫省煤器系統(tǒng)參數(shù)

圖6　旁通煙道系統(tǒng)參數(shù)

送風(fēng)分段預(yù)熱系統(tǒng)的參數(shù)如圖7所示。

圖7　送風(fēng)分段預(yù)熱系統(tǒng)參數(shù)

為滿足冷端金屬壁溫不低于70℃的要求，低溫級(jí)空氣預(yù)熱器出口煙溫取 120℃，故高壓省煤器內(nèi)煙氣由 148℃降溫至 120℃。為提高排擠抽汽的品質(zhì)，設(shè)計(jì)時(shí)盡可能提高高壓省煤器入口煙溫。但高壓省煤器入口煙溫受到低溫級(jí)空氣預(yù)熱器熱端換熱端差的限制，本文取該端差20℃，從而確定出高壓省煤器的煙氣溫降區(qū)間。

3　熱經(jīng)濟(jì)性比較

3.1熱經(jīng)濟(jì)性計(jì)算方法

由2.2節(jié)所述高效機(jī)組設(shè)計(jì)原則，可知本文熱經(jīng)濟(jì)分析不涉及鍋爐效率變化，主要涉及鍋爐冷端煙氣熱能利用于汽輪機(jī)回?zé)嵯到y(tǒng)對(duì)汽輪機(jī)輸出功率的影響。因此，采用等效焓降法[14]分析不同余熱回收系統(tǒng)的熱經(jīng)濟(jì)性。經(jīng)整理，機(jī)組回?zé)嵯到y(tǒng)各級(jí)抽汽的等效焓降及抽汽效率如表3。新蒸汽等效焓為1317.5kJ/kg。

根據(jù)等效焓降理論，機(jī)組效率相對(duì)提高量見式(1)。

表3　各級(jí)抽汽的等效焓降和抽汽效率

因此，系統(tǒng)的發(fā)電節(jié)煤量見式(2)。

3.2熱經(jīng)濟(jì)性計(jì)算結(jié)果及分析

熱經(jīng)濟(jì)性計(jì)算結(jié)果如表4和圖8所示。

由表4和圖8可知，對(duì)褐煤機(jī)組實(shí)施排煙余熱回收可獲得非?？捎^的節(jié)煤效益。以低溫省煤器系統(tǒng)為例，對(duì)比機(jī)組的節(jié)煤效益達(dá) 4.43g/(kW·h)，明顯高于常規(guī)煙煤機(jī)組約2.0g/(kW·h)的節(jié)煤效益。這是因?yàn)楹置哄仩t排煙溫度高、排煙量大，所以煙氣余熱回收量大，而且因煙溫較高使其所排擠抽汽品級(jí)也有所提高的綜合結(jié)果。

表4　3種系統(tǒng)的熱經(jīng)濟(jì)性計(jì)算結(jié)果

圖8　3種系統(tǒng)的熱經(jīng)濟(jì)性比較

在相同的排煙余熱回收量下，通過鍋爐冷端優(yōu)化，可使發(fā)電系統(tǒng)的效率得到明顯提高。如圖8所示，送風(fēng)分段預(yù)熱和旁通煙道的節(jié)煤效益比低溫省煤器再提高1.61g/(kW·h)和2.41g/(kW·h)。這是因?yàn)樵谒惋L(fēng)分段預(yù)熱和旁通煙道中，所回收煙氣熱量的49%和61%被用于排擠做功能力更強(qiáng)的高壓抽汽，因而使余熱回收系統(tǒng)的熱功轉(zhuǎn)換效率明顯提高。

在循環(huán)吸熱增量以及低壓省煤器做功增量方面，送風(fēng)分段預(yù)熱與旁通煙道二者相當(dāng)。但在高壓省煤器做功增量方面，旁通煙道比送風(fēng)分段預(yù)熱高出1.47MW，這是旁通煙道中高壓省煤器被分配的煙氣熱量較多所致。因此旁通煙道的熱經(jīng)濟(jì)性優(yōu)于送風(fēng)分段預(yù)熱，節(jié)煤量比后者高出0.80g/(kW·h)。

4　技術(shù)經(jīng)濟(jì)性比較

4.1技術(shù)經(jīng)濟(jì)性計(jì)算方法

在鍋爐排煙余熱回收項(xiàng)目中，初投資主要用于換熱設(shè)備制造、運(yùn)輸及安裝，運(yùn)行費(fèi)用主要源于換熱設(shè)備內(nèi)流體介質(zhì)的輸運(yùn)功耗，收益來自發(fā)電系統(tǒng)效率提高所帶來的燃料成本降低。

4.1.1受熱面投資計(jì)算

在3種余熱回收系統(tǒng)中，涉及了煙氣與水換熱的高壓、低壓（低溫）省煤器，煙氣與空氣間接換熱的水媒式空氣預(yù)熱器，以及常規(guī)回轉(zhuǎn)式空氣預(yù)熱器。在工程應(yīng)用中這些受熱面的傳熱元件各不相同，需分別用相應(yīng)的傳熱計(jì)算方法預(yù)測(cè)其換熱面積和鋼耗，再由相應(yīng)傳熱元件的市場(chǎng)價(jià)格得出其傳熱元件投資。為計(jì)及設(shè)備運(yùn)輸、安裝及管道閥門等附件的成本，本文估取傳熱元件投資為相應(yīng)受熱面投資的70%，即：受熱面投資=傳熱元件投資/0.70。

（1）省煤器傳熱元件投資 采用單H形鰭片管作為高壓、低壓（低溫）省煤器的換熱管[15]。該鰭片管翅化比4.83，單位管長(zhǎng)換熱面積0.675m2/m，單位管長(zhǎng)重量11.70kg/m，價(jià)格0.85萬元/t。省煤器煙氣側(cè)平均流速取7m/s，煙氣側(cè)對(duì)流換熱系數(shù)按文獻(xiàn)[15]中實(shí)驗(yàn)關(guān)聯(lián)式計(jì)算，鰭片效率按文獻(xiàn)[16]計(jì)算，按鍋爐機(jī)組熱力計(jì)算標(biāo)準(zhǔn)（73版）[17]考慮熱有效系數(shù)0.65，最終得總傳熱系數(shù)28W/(m2·℃)。由此可按煙氣放熱量和傳熱溫壓得出省煤器傳熱元件的換熱面積、鋼耗量及投資。

（2）回轉(zhuǎn)式空氣預(yù)熱器傳熱元件投資 假定回轉(zhuǎn)式空氣預(yù)熱器的總傳熱系數(shù) 12W/(m2·℃)保持不變，由傳熱溫壓變化得到冷端優(yōu)化后空氣預(yù)熱器新增換熱面積，再由冷/熱段面積比例（0.4/0.6）得出各段蓄熱板面積增量、鋼耗量及投資。熱段為 DU型蓄熱板，單位面積質(zhì)量 1.963kg/m2[18]，價(jià)格 0.7萬元/t；冷段為 NF型蓄熱板，單位面積質(zhì)量4.710kg/m2[18]，價(jià)格0.95萬元/t。

（3）水媒式空氣預(yù)熱器傳熱元件投資 水媒式空氣預(yù)熱器包括煙氣放熱及空氣吸熱兩部分。煙氣放熱部分仍以H形鰭片管為傳熱元件，其計(jì)算與前述省煤器相同?？諝馕鼰岵糠植捎娩?鋁軋制復(fù)合螺旋翅片管：基管外徑25mm，翅片外徑50mm，翅化比17.52，單位管長(zhǎng)換熱面積1.3755m2/m，單位管長(zhǎng)質(zhì)量2.30kg/m，價(jià)格1.70萬元/t?？諝鈧?cè)平均風(fēng)速取7m/s，按Briggs公式[19]計(jì)算翅側(cè)換熱系數(shù)，按文獻(xiàn)[16]計(jì)算翅片效率，得出基于翅側(cè)全面積的總傳熱系數(shù)25W/(m ·℃)。同理，按空氣吸熱量和傳熱溫壓獲得其換熱面積、鋼耗量及投資。

4.1.2運(yùn)行費(fèi)用與維護(hù)成本計(jì)算

（1）運(yùn)行費(fèi)用估算 因高壓、低壓（低溫）省煤器內(nèi)冷卻水均以并聯(lián)方式連接在給水或凝結(jié)水管路中，可利用管路引出、引入點(diǎn)原有的壓差實(shí)現(xiàn)水在省煤器內(nèi)流動(dòng)，故本文不再考慮省煤器內(nèi)冷卻水的輸運(yùn)功耗。

在估算引風(fēng)機(jī)和送風(fēng)機(jī)電耗變化時(shí)，主要按如下原則：①考慮因引風(fēng)機(jī)處煙氣體積減小所帶來的電耗減??；②因回轉(zhuǎn)式空氣預(yù)熱器面積增大而引起的煙氣側(cè)及空氣側(cè)阻力增大，認(rèn)為與其面積增量成正比，在原空氣預(yù)熱器煙、風(fēng)側(cè)阻力的基礎(chǔ)上通過修正得出；③假定低溫省煤器系統(tǒng)中的低溫省煤器煙氣側(cè)阻力為 500Pa，其他系統(tǒng)中高壓、低壓省煤器及水媒式空氣預(yù)熱器煙氣部分的阻力均按其換熱面積/低溫省煤器換熱面積×500Pa確定；④水媒式空氣預(yù)熱器空氣側(cè)阻力取 300Pa，循環(huán)水量為700t/h，循環(huán)水總阻力取1.0MPa；⑤風(fēng)機(jī)與水泵的效率均取0.85。

經(jīng)計(jì)算，低溫省煤器系統(tǒng)中廠用電基本不變。送風(fēng)分段預(yù)熱和旁通煙道中廠用電分別增大0.44MW 和 0.78MW，相當(dāng)于使節(jié)煤量分別減少0.20g/(kW·h)和 0.36g/(kW·h)。按 600MW 機(jī)組在THA工況下年運(yùn)行5500h計(jì)，因廠用電增加上述兩種系統(tǒng)每年新增運(yùn)行費(fèi)用50萬元和89萬元。

（2）受熱面維護(hù)成本估算 取受熱面投資的4%作為每年維護(hù)費(fèi)。

4.1.3收益計(jì)算

一臺(tái)機(jī)組每年因節(jié)煤帶來的毛收益計(jì)算見式(3)。

每年凈節(jié)煤收益計(jì)算見式(4)。

4.1.4經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)計(jì)算

（1）動(dòng)態(tài)投資回收期[20]動(dòng)態(tài)投資回收期（Pt）表征項(xiàng)目的盈利能力，回收期越短，則項(xiàng)目盈利能力越強(qiáng)，其計(jì)算式為式(5)。

（2）凈現(xiàn)值[20]凈現(xiàn)值（NPV）是按設(shè)定的折現(xiàn)率，把項(xiàng)目使用期內(nèi)各年的凈現(xiàn)金流量折算到項(xiàng)目建設(shè)期的現(xiàn)值之和。凈現(xiàn)值越大則項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性越好，其計(jì)算式為式(6)。

4.2技術(shù)經(jīng)濟(jì)性計(jì)算結(jié)果及分析

4.2.1傳熱元件鋼耗及投資計(jì)算結(jié)果

傳熱元件的鋼耗及投資見表5。

由表5可見，對(duì)一臺(tái)600MW褐煤機(jī)組實(shí)施煙氣余熱回收，需消耗1700～2100t傳熱元件。3種余熱回收系統(tǒng)的傳熱元件鋼耗及投資均為低溫省煤器＞送風(fēng)分段預(yù)熱＞旁通煙道。與低溫省煤器相比，旁通煙道的傳熱元件鋼耗減少17%，傳熱元件投資減少12%。

在低溫省煤器中，所有傳熱元件鋼耗均為省煤器鰭片管，鍋爐回轉(zhuǎn)式空氣預(yù)熱器未受影響。而在送風(fēng)分段預(yù)熱中，既新增高壓、低壓省煤器，同時(shí)回轉(zhuǎn)式空氣預(yù)熱器也需增加換熱面積。在其傳熱元件鋼耗中，省煤器鰭片管占絕大部分（86%），回轉(zhuǎn)式空氣預(yù)熱器新增蓄熱板只占14%。

表5　3種系統(tǒng)的傳熱元件鋼耗及投資

在旁通煙道中，傳熱元件鋼耗包括高壓/低壓省煤器（46%）、水媒式空氣預(yù)熱器（37%）及回轉(zhuǎn)式空氣預(yù)熱器新增蓄熱板（17%）3部分。如果將主要仍是鰭片管的水媒式空氣預(yù)熱器的鋼耗并入高壓/低壓省煤器，則旁通煙道的鋼耗分布與送風(fēng)分段預(yù)熱是相似的。

可以看出，旁通煙道和送風(fēng)分段預(yù)熱利用低溫段煙氣熱能預(yù)熱送風(fēng)，從而置換出高溫段煙氣熱能去排擠高壓抽汽，使發(fā)電系統(tǒng)效率進(jìn)一步提高，但同時(shí)也因煙氣/空氣換熱溫壓降低，鍋爐原有的回轉(zhuǎn)式空氣預(yù)熱器需增加換熱面積。與對(duì)比機(jī)組相比，旁通煙道與送風(fēng)分段預(yù)熱中回轉(zhuǎn)式空氣預(yù)熱器的換熱面積分別需增大45%和36%。

4.2.2技術(shù)經(jīng)濟(jì)性計(jì)算結(jié)果

技術(shù)經(jīng)濟(jì)性計(jì)算結(jié)果如表6和圖9所示。

由表6和圖9可知，對(duì)褐煤機(jī)組實(shí)施排煙余熱回收具有顯著的經(jīng)濟(jì)效益。即便采用常規(guī)低溫省煤器，每年凈收益達(dá)1000萬元。由于節(jié)煤效益更優(yōu)，旁通煙道和送風(fēng)分段預(yù)熱的每年凈收益可比低溫省煤器分別高出510萬元和350萬元。

3種系統(tǒng)的受熱面投資為低溫省煤器＞送風(fēng)分段預(yù)熱＞旁通煙道，在2200萬元～2600萬元范圍；動(dòng)態(tài)投資回收期亦為低溫省煤器＞送風(fēng)分段預(yù)熱＞旁通煙道，在1.7～3.1年之間。相應(yīng)地，3種系統(tǒng)的十年期凈現(xiàn)值為旁通煙道＞送風(fēng)分段預(yù)熱＞低溫省煤器，在3500萬元～7000萬元范圍。

可見在3種余熱回收系統(tǒng)中，旁通煙道展示出最優(yōu)的技術(shù)經(jīng)濟(jì)性，其十年期凈現(xiàn)值為低溫省煤器的2倍。從工程可行性角度，旁通煙道不具有特殊的難點(diǎn)，可利用已有的低溫省煤器運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)實(shí)現(xiàn)其安全可靠運(yùn)行。雖然送風(fēng)分段預(yù)熱的技術(shù)經(jīng)濟(jì)性與旁通煙道接近，但在送風(fēng)分段預(yù)熱中需串聯(lián)布置兩臺(tái)回轉(zhuǎn)式空氣預(yù)熱器，對(duì)此目前仍未有相似的工程經(jīng)驗(yàn)可供參考，是一個(gè)仍有待討論的應(yīng)用難點(diǎn)。

表6　3種系統(tǒng)的技術(shù)經(jīng)濟(jì)性計(jì)算結(jié)果

圖9　3種系統(tǒng)的技術(shù)經(jīng)濟(jì)性比較

5　污染物減排與節(jié)水效益

隨著發(fā)電系統(tǒng)效率提高，除了獲得發(fā)電燃料成本減少的經(jīng)濟(jì)效益外，發(fā)電機(jī)組的污染物（如SO2、NOx、PM2.5等）和CO2排放也相應(yīng)減少，獲得意義更大的環(huán)保效益。以600MW對(duì)比機(jī)組采用旁通煙道并且年運(yùn)行5500h為例，一臺(tái)機(jī)組可節(jié)約標(biāo)準(zhǔn)煤2.26萬噸/a，減少CO2排放7.08萬噸/a。

排煙余熱回收還具有節(jié)水效益。以600MW對(duì)比機(jī)組為例，脫硫塔入口煙溫由148℃降至90℃，可減少噴淋降溫水耗67t/h，年節(jié)水量達(dá)37萬噸。另外，與低溫省煤器相似，進(jìn)入除塵器的煙溫降低，對(duì)提高電氣除塵器的除塵效率也有利。

6　結(jié) 論

以某600MW超臨界燃褐煤機(jī)組為例，對(duì)3種典型鍋爐冷端優(yōu)化熱力系統(tǒng)的熱經(jīng)濟(jì)性與技術(shù)經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行了計(jì)算和比較，獲得以下結(jié)論。

（1）褐煤鍋爐排煙溫度高、排煙量大，對(duì)其排煙余熱進(jìn)行優(yōu)化回收，可獲得非常顯著的節(jié)煤減排和經(jīng)濟(jì)效益。

（2）分別由低溫省煤器、送風(fēng)分段預(yù)熱和旁通煙道回收對(duì)比機(jī)組排煙由 148℃降溫至 90℃的余熱，可使機(jī)組供電標(biāo)準(zhǔn)煤耗率減小 4.43g/(kW·h)、5.84g/(kW·h)和6.48g/(kW·h)，單臺(tái)機(jī)組每年因燃料成本降低新增凈收益994萬元、1350萬元和1514萬元。

（3）分別由低溫省煤器、送風(fēng)分段預(yù)熱和旁通煙道回收對(duì)比機(jī)組余熱，需消耗傳熱元件2110t、1933t和1744t，投資2562萬元、2348萬元和2261萬元。動(dòng)態(tài)投資回收期分別為3.12年、2.00年和1.71年。

（4）3種余熱回收系統(tǒng)中，旁通煙道展示出最優(yōu)的熱經(jīng)濟(jì)性和技術(shù)經(jīng)濟(jì)性，其節(jié)煤效益及十年期凈現(xiàn)值均大幅高于常規(guī)低溫省煤器，而且工程可行性良好，建議對(duì)其進(jìn)一步研究和應(yīng)用。

符 號(hào) 說 明

bs——對(duì)比機(jī)組發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗率，g/(kW·h)

Δbs——發(fā)電節(jié)煤量，g/(kW·h)

Cb——標(biāo)準(zhǔn)煤價(jià)格，取0.075萬元/t

(CI–CO)t——第t年的凈現(xiàn)金流，即為Sn，萬元

Ga——空氣預(yù)熱器出口空氣量，t/h

Gg——空氣預(yù)熱器入口煙氣量，t/h

Gw——凝結(jié)水流量，t/h

ΔH ——新蒸汽等效焓降增量，kJ/kg

ic——折現(xiàn)率，取10%

NPV——凈現(xiàn)值，萬元

n——項(xiàng)目使用期，取10年

P ——機(jī)組發(fā)電功率，kW

Pt——?jiǎng)討B(tài)投資回收期，年

Δq ——循環(huán)吸熱變化量，kJ/kg

Sc——毛節(jié)煤收益，萬元

Si——受熱面投資，萬元

Sn——凈節(jié)煤收益，萬元/a

So——余熱回收系統(tǒng)新增運(yùn)行費(fèi)用，萬元/a

T——年運(yùn)行小時(shí)數(shù)，取5500h

ηi——汽輪機(jī)絕對(duì)內(nèi)效率，本文中為48.66%

δ(ηi)——機(jī)組發(fā)電效率相對(duì)提高量

[1] 2016年度全國(guó)電力供需形勢(shì)分析預(yù)測(cè)報(bào)告[OL]．中國(guó)電力聯(lián)合會(huì)：2016-02-03. http://www.cec.org.cn/ yaowenkuaidi/2016-02-03/ 148763.html．

[2] 趙之軍，馮偉忠，張玲，等．電站鍋爐排煙余熱回收的理論分析與工程實(shí)踐[J]．動(dòng)力工程學(xué)報(bào)，2009，29（11）：994-997．

[3] XU G，HUANG S W，YANG Y P，et al．Techno-economic analysis and optimization of the heat recovery of utility boiler flue gas[J]．Applied Energy，2013，112（4）：907-917．

[4] WANG C J，HE B S，SUN S Y，et al．Application of a low pressure economizer for waste heat recovery from the exhaust flue gas in a 600 MW power plant[J]．Energy，2012，48（1）：196-202．

[5] 張瑞卿，楊海瑞，呂俊復(fù)．兩級(jí)式低溫?zé)煔鈸Q熱器運(yùn)行效果評(píng)價(jià)[J]．動(dòng)力工程學(xué)報(bào)，2013，33（8）：613-618．

[6] 韓中合，李鵬．低溫省煤器對(duì)凝汽器真空及機(jī)組熱經(jīng)濟(jì)性影響[J]．化工進(jìn)展，2015，34（11）：4114-4119．

[7] STEVANOVIC V D，WALA T，MUSZYNSKI S，et al．Efficiency and power upgrade by an additional high pressure economizer installation at an aged 620MWe lignite-fired power plant[J]．Energy，2014，66（2）：907-918．

[8] ESPATOLERO S，CORTéS C，ROMEO L M．Optimization of boiler cold-end and integration with the steam cycle in supercritical units[J]．Applied Energy，2010，87（5）：1651-1660．

[9] XU G，XU C，YANG Y P，et al．A novel flue gas waste heat recovery system for coal-fired ultra-supercritical power plants[J]．Applied Thermal Engineering，2014，67（s1/s2）：240-249．

[10] 郝衛(wèi)．集成旁通煙道技術(shù)的高效煙氣余熱利用系統(tǒng)[J]．山西電力，2013（2）：44-47．

[11] LI Z M，SUN F Z，Ma L，et al．Low pressure economizer increases fly ash collection efficiency in ESP[J]．Applied Thermal Engineering，2015，93：509-517．

[12] 孫杰，尹金亮，白炎武，等．一種鍋爐煙氣余熱利用的高效循環(huán)系統(tǒng)分析[J]．熱力發(fā)電，2013，42（8）：22-32．

[13] 楊勇平，張晨旭，徐鋼，等．大型燃煤電站機(jī)爐耦合熱集成系統(tǒng)[J]．中國(guó)電機(jī)工程學(xué)報(bào)，2015（2）：375-382．

[14] 林萬超．火電廠熱系統(tǒng)節(jié)能理論[M]．西安：西安交通大學(xué)出版社，1994：22-30．

[15] 于新娜，袁益超，馬有福，等．H形翅片管束傳熱和阻力特性的試驗(yàn)與數(shù)值模擬[J]．動(dòng)力工程學(xué)報(bào)，2010，30（6）：433-438．

[16] SCHMIDT K G．M1 heat transfer to finned tubes[M]．VDI Heat Atlas，Springer Berlin Heidelberg．2010：1271-1278．

[17] 古爾維奇·庫茲涅佐夫．鍋爐機(jī)組熱力計(jì)算標(biāo)準(zhǔn)方法[M]. 北京：機(jī)械工業(yè)出版社，1976：62-66．

[18] 周克毅．鍋爐原理[M]．北京：中國(guó)電力出版社，2009：198-201．

[19] BRIGGS D E，YOUNG E H．Convective heat transfer and pressure drop of air flowing across triangular pitch banks of finned tubes[J]．Chemical engineering progress symposium series．1963，59（41）：1-10．

[20] 劉新梅．工程經(jīng)濟(jì)分析[M]．北京：北京大學(xué)出版社，2014：42-51．

Techno-economic comparison of the thermodynamic system at lignite-fired boiler’s cold-end for recovering waste heat of exhaust gases

MA Youfu，YANG Lijuan
（School of Energy and Power Engineering，University of Shanghai for Science and Technology，Shanghai 200093，China）

It is an important way to increase the efficiency of a thermal power plant by recovering the waste exhaust gas heat at boiler cold-end with a stepwise integration with the heat regenerative system of steam turbines. In this paper，an in-service 600MW lignite-fired supercritical power unit was used as a reference unit to calculate and compare the thermal economy and techno-economic performances of three kinds of typical heat recovery processes at boiler cold-ends：low-temperature economizer，segmented air heating and bypass flue. The results showed that，with the recovery of boiler exhaust heat from 148℃ to 90℃，the three above-mentioned processes can make the net standard coal consumption rate reduced by 4.43g/(kW·h)，5.84g/(kW·h) and 6.48g/(kW·h) ,respectively. Meanwhile，25.62 million CNY，23.48 million CNY and 22.61 million CNY are needed as the initial costs of the three heat recovery projects. If the 600MW unit runs 5500 hours per year with the rated load，the three processes can annually increase the earning of the unit by 9.94 million CNY，13.50 million CNY and 15.14 million CNY from coal savings，meaning that their dynamic payback periods are 3.12 years，2.00 years and 1.71 years，respectively. Those results indicate that the efficiency of a lignite-fired power unit can be significantly increased via an exhaust heat recovery process. Among the three processes，the bypass flue process shows the best thermal economy and techno-economic performance，therefore，it is recommended for preferential applications.

lignite；thermal power plant；flue gas；waste heat recovery；techno-economic analysis

O 656.22；TE 8

A

1000–6613（2016）12–4088–08

10.16085/j.issn.1000-6613.2016.12.050

2016-05-10；修改稿日期：2016-07-08。

及聯(lián)系人：馬有福（1978—），男，工學(xué)博士，副教授。E-mail imayoufu@163.com。