燃煤电站清洁高效协同的烟气余热深度利用优化系统.pdf-_矿业文库_煤矿文库_有色文库_金属矿山文库_矿山安全_煤矿安全_采矿技术措施

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第３５卷第８期２０１５年８月动力工程学报ＪｏｕｒｎａｌｏｆＣｈｉｎｅｓｅＳｏｃｉｅｔｙｏｆＰｏｗｅｒＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇＶｏｌ．３５Ｎｏ．８Ａｕｇ．２０１５收稿日期２０１４－１２－２６修订日期２０１５－０２－０５基金项目国家重点基础发展计划（９７３计划）资助项目（２０１５ＣＢ２５１５０４）；国家自然科学基金资助项目（５１４７６０５３）作者简介韩宇（１９９０－），男，吉林长春人，博士研究生，主要从事电站节能、余热利用与系统集成、污染物减排等方面的研究．徐钢（通信作者），男，安徽舒城人，副教授，博士，电话（Ｔｅｌ．）１３６９３３９１３５２；Ｅ－ｍａｉｌｘｇｎｃｅｐｕ＠１６３．ｃｏｍ．文章编号１６７４－７６０７（２０１５）０８－０６７４－０７中图分类号ＴＫ１１５文献标志码Ａ学科分类号４７０．１０燃煤电站清洁高效协同的烟气余热深度利用优化系统韩宇１，徐钢１，杨勇平１，许诚１，宋晓娜２（１．华北电力大学热电生产过程污染物控制北京市重点实验室，北京１０２２０６；２．北京信息科技大学机电实习中心，北京１００１９２）摘要提出应用氟塑料换热器技术，在电站锅炉尾部烟道中同时串联布置２级水媒式烟气加热器（ＭＧＧＨ）与２级低温省煤器，形成清洁高效协同的烟气余热深度利用优化系统；通过热力性能分析与技术经济学分析，详细研究了优化系统的优势．结果表明与前置ＭＧＧＨ方案和后置ＭＧ－ＧＨ方案相比，优化系统针对烟气余热进行了充分的梯级利用，有很好的节能效果，同时由于各换热器温差设计较为合理，可将换热器面积控制在较小的合理范围内，投资成本较低，具有良好的经济效益．关键词氟塑料换热器技术；ＭＧＧＨ；低温省煤器；清洁高效协同；余热利用ＡｎＯｐｔｉｍｉｚｅｄＳｙｓｔｅｍｆｏｒＣｌｅａｎ，ＥｆｆｉｃｉｅｎｔａｎｄＤｅｅｐＵｔｉｌｉｚａｔｉｏｎｏｆＦｌｕｅＧａｓＷａｓｔｅＨｅａｔｆｒｏｍＣｏａｌ－ｆｉｒｅｄＰｏｗｅｒＰｌａｎｔｓＨＡＮＹｕ１，ＸＵＧａｎｇ１，ＹＡＮＧＹｏｎｇｐｉｎｇ１，ＸＵＣｈｅｎｇ１，ＳＯＮＧＸｉａｏｎａ２（１．ＢｅｉｊｉｎｇＫｅｙＬａｂｏｒａｔｏｒｙｏｆＥｍｉｓｓｉｏｎＳｕｒｖｅｉｌｌａｎｃｅａｎｄＣｏｎｔｒｏｌｆｏｒＴｈｅｒｍａｌＰｏｗｅｒＧｅｎｅｒａｔｉｏｎ，ＮｏｒｔｈＣｈｉｎａＥｌｅｃｔｒｉｃＰｏｗｅｒＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙ，Ｂｅｉｊｉｎｇ１０２２０６，Ｃｈｉｎａ；２．ＭｅｃｈａｎｉｃａｌａｎｄＥｌｅｃｔｒｉｃａｌＰｒａｃｔｉｃｅＣｅｎｔｅｒ，ＢｅｉｊｉｎｇＩｎｆｏｒｍａｔｉｏｎＳｃｉｅｎｃｅ＆ＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙ，Ｂｅｉｊｉｎｇ１００１９２，Ｃｈｉｎａ）ＡｂｓｔｒａｃｔＦｏｒｃｌｅａｎ，ｅｆｆｉｃｉｅｎｔａｎｄｄｅｅｐｕｔｉｌｉｚａｔｉｏｎｏｆｆｌｕｅｇａｓｗａｓｔｅｈｅａｔｆｒｏｍｃｏａｌ－ｆｉｒｅｄｐｏｗｅｒｐｌａｎｔｓ，ａｎｏｐｔｉｍｉｚｅｄｓｙｓｔｅｍｂａｓｅｄｏｎｆｌｕｏｒｏｐｌａｓｔｉｃｈｅａｔｅｘｃｈａｎｇｅｒｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙｗａｓｐｒｏｐｏｓｅｄ，ｗｈｉｃｈｉｓｃｏｍｐｏｓｅｄｏｆｔｗｏ－ｓｔａｇｅＭＧＧＨｓａｎｄｔｗｏ－ｓｔａｇｅｌｏｗ－ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅｅｃｏｎｏｍｉｚｅｒｓ．Ｂｙｔｈｅｒｍａｌｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅａｎｄｔｅｃｈｎｏ－ｅｃｏ－ｎｏｍｉｃａｎａｌｙｓｉｓ，ａｄｖａｎｔａｇｅｓｏｆｔｈｅｏｐｔｉｍｉｚｅｄｓｙｓｔｅｍｗｅｒｅａｎａｌｙｚｅｄ．Ｒｅｓｕｌｔｓｓｈｏｗｔｈａｔ，ｃｏｍｐａｒｅｄｗｉｔｈｂｏｔｈｔｈｅｐｒｅ－ｐｏｓｉｔｉｏｎｅｄａｎｄｐｏｓｔ－ｐｏｓｉｔｉｏｎｅｄＭＧＧＨｓｙｓｔｅｍ，ｔｈｅｏｐｔｉｍｉｚｅｄｓｙｓｔｅｍｐｒｅｖｉｏｕｓｌｙｐｒｏｐｏｓｅｄｐｒｅｓｅｎｔｓｇｒｅａｔｅｎｅｒｇｙ－ｓａｖｉｎｇｅｆｆｅｃｔｓａｎｄｐｅｒｆｅｃｔｌｙｒｅａｌｉｚｅｓｔｈｅｃａｓｃａｄｅｕｔｉｌｉｚａｔｉｏｎｏｆｔｈｅｆｌｕｅｇａｓｗａｓｔｅｈｅａｔ．Ｉｎｔｅｒｍｓｏｆｅｃｏｎｏｍｉｃｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ，ｔｈｅｐｒｏｐｏｓｅｄｓｙｓｔｅｍｈａｓｇｒｅａｔｂｅｎｅｆｉｔｗｈｉｌｅｌｏｗｉｎｖｅｓｔｍｅｎｔｃｏｓｔｓｉｎｃｅｔｈｅｈｅａｔｔｒａｎｓｆｅｒｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅｄｉｆｆｅｒｅｎｃｅａｎｄｈｅａｔｅｘｃｈａｎｇｅａｒｅａｏｆｔｈｅｈｅａｔｅｘｃｈａｎｇｅｒａｒｅｃｏｎｔｒｏｌｌｅｄｉｎａｒａｔｉｏｎａｌｒａｎｇｅ．Ｋｅｙｗｏｒｄｓｆｌｕｏｒｏｐｌａｓｔｉｃｈｅａｔｅｘｃｈａｎｇｅｒｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ；ＭＧＧＨ；ｌｏｗ－ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅｅｃｏｎｏｍｉｚｅｒ；ｃｌｅａｎａｎｄｅｆｆｉ－ｃｉｅｎｔｕｔｉｌｉｚａｔｉｏｎ；ｗａｓｔｅｈｅａｔｕｔｉｌｉｚａｔｉｏｎ燃煤电站节能减排对我国可持续发展有重大意义，余热利用是电站节能环保的重要手段，回收余热对我国电站实现节能减排和环保发展战略具有重要意义［１］．在锅炉尾部设置低温省煤器是现阶段应用范围最广、技术最成熟的余热利用形式，这种余热利用集成方案已在上海外高桥第三发电厂、山东十里泉发电厂等得到了成功应用［２－３］，在一定程度上能够有效降低煤耗，达到节能减排的效果．利用空气预热器后的烟气余热来加热电站排烟，增大排烟浮升力也是电站锅炉烟气余热利用的主流形式之一．水媒式烟气加热器技术（ＭＧＧＨ技术）是近些年从日本新兴起的排烟处理技术［４］，该技术是对传统回转式烟气加热器技术（ＧＧＨ技术）的改进，以水为媒介，将空气预热器或静电除尘器出口的热烟气热量传递给脱硫塔出口的排烟．ＭＧＧＨ技术不仅能够增大排烟浮升力，使烟气中的污染物更好地扩散与稀释，同时也能够避免ＧＧＨ由于无法冲洗所导致的积灰堵塞现象，提高了系统的可靠性，还可以有效避免烟气扩散导致的ＳＯ２泄漏．目前，ＭＧＧＨ技术已在日本、中国多台１０００ＭＷ机组上得到成功应用，有着很广阔的应用前景［５］．虽然众多学者针对设置ＭＧＧＨ和低温省煤器这２种余热利用形式进行了深入探讨［６－８］，但受限于烟气余热的热量和品位，将二者同时应用于电站的思路尚无人提出．近几年，氟塑料换热器发展迅猛，已在医药、化工、酸洗和电镀等工业领域得到广泛应用［９］，目前已有众多学者提出将其应用于电站来进一步降低锅炉排烟温度，深度回收烟气余热［１０－１１］．氟塑料换热器的应用能够扩大烟气余热利用的温区，使ＭＧＧＨ与低温省煤器的同时布置成为可能．鉴于此，为了兼顾电站的节能与环保性，应用氟塑料换热器技术，基于能量对口和梯级利用原理，对余热利用方案受热面布置进行优化集成，提出一种燃煤电站清洁高效协同的烟气余热深度利用优化系统，并针对新系统进行了热力学分析与技术经济学分析，详细阐述了优化系统的优势．１ＭＧＧＨ与低温省煤器在电站中的同时应用由于能承受超低温烟气腐蚀的氟塑料换热器技术的迅猛发展，在电站锅炉尾部烟道中同时设置ＭＧＧＨ与低温省煤器来加热排烟与凝结水已成为可能，综合考虑电站锅炉尾部的实际情况，ＭＧＧＨ与低温省煤器同时布置的常规形式可以分为２种空气预热器出口布置ＭＧＧＨ，静电除尘器后布置氟塑料低温省煤器（简称前置ＭＧＧＨ系统）；空气预热器出口布置低温省煤器，静电除尘器后布置氟塑料ＭＧＧＨ（简称后置ＭＧＧＨ系统）．图１和图２分别给出了２种常规系统的示意图．空气预热器出口烟温在１３０ ℃左右，通过氟塑料的深度余热利用，脱硫塔入口烟温可降至７５℃左右，考虑烟气在低温下对金属材料有较强的低温腐蚀效应，静电除尘器的入口烟温一般设置为不低于９５℃．图１燃煤电站前置ＭＧＧＨ系统Ｆｉｇ．１Ｐｒｅ－ｐｏｓｉｔｉｏｎｅｄＭＧＧＨｓｙｓｔｅｍｉｎｃｏａｌ－ｆｉｒｅｄｐｏｗｅｒｐｌａｎｔ图２燃煤电站后置ＭＧＧＨ系统Ｆｉｇ．２Ｐｏｓｔ－ｐｏｓｉｔｉｏｎｅｄＭＧＧＨｓｙｓｔｅｍｉｎｃｏａｌ－ｆｉｒｅｄｐｏｗｅｒｐｌａｎｔ从图１和图２可以看出，２种常规布置形式都能够兼顾电站的节能与环保性能，既能提高最终排烟的扩散能力，又能实现烟气余热的深度利用、替代部分汽轮机的低压抽汽加热凝结水．但通过对烟气余热利用情况的深入分析，不难发现２种常规系统均存在比较明显的弊端（１）在前置ＭＧＧＨ系统中，氟塑料低温省煤器布置在静电除尘器之后，其烟气余热回收的温区很低，只能加热８号回热加热器中的凝结水，余热利用的节能效果不好，同时ＭＧ－ＧＨ所利用的烟气余热温区偏高、换热温差较大；（２）在后置ＭＧＧＨ系统中，虽然静电除尘器前的低温省煤器能够加热较高温度的凝结水，排挤较高品位抽汽，但氟塑料ＭＧＧＨ的烟气余热温区较低，导致换热温差很小，换热面积过大，设备投资过高，在实际工程上难以实现且投资造价过于昂贵．２烟气余热深度利用优化系统为了改进２种常规方案的弊端，兼顾电站节能和环保性能的同时对烟气余热进行梯级利用，笔者提出一种燃煤电站清洁高效协同的烟气余热深度利５７６第８期韩宇，等燃煤电站清洁高效协同的烟气余热深度利用优化系统用优化系统．图３给出了该优化系统的简要流程．在优化系统中，静电除尘器前后布置２级ＭＧ－ＧＨ，用以提升排烟温度，增强烟气的扩散稀释能力；在空气预热器出口与脱硫塔入口处布置２级低温省煤器，用以回收烟气余热，提高机组效率．与前图３烟气余热深度利用优化系统Ｆｉｇ．３Ｏｐｔｉｍｉｚｅｄｓｙｓｔｅｍｏｆｔｈｅｉｎ－ｄｅｐｔｈｆｌｕｅｇａｓｗａｓｔｅｈｅａｔｕｔｉｌｉｚａｔｉｏｎ置ＭＧＧＨ系统相比，优化系统在空气预热器出口布置了低温省煤器，回收了最高品位的烟气余热，节能效果大幅提高；与后置ＭＧＧＨ系统相比，优化系统将ＭＧＧＨ分布在静电除尘器两侧，提高了ＭＧ－ＧＨ的烟气余热温区，能够有效地减小换热器面积，减少设备投资．总体来看，优化系统综合考虑了提高机组节能效果与控制换热器面积，并对烟气余热实现了充分的梯级利用．３热力性能分析３．１案例机组选取国内某１０００ＭＷ机组为例，针对优化系统进行深入研究与定量分析．该机组燃用煤的煤质分析见表１，回热系统侧的主要参数见表２，锅炉排烟温度为１３１℃．表１案例机组煤质分析Ｔａｂ．１Ｑｕａｌｉｔｙａｎａｌｙｓｉｓｏｆｃｏａｌｆｏｒｔｈｅｃａｓｅｕｎｉｔ项目ｗ（Ｃａｒ）／％ｗ（Ｈａｒ）／％ｗ（Ｏａｒ）／％ｗ（Ｎａｒ）／％ｗ（Ｓａｒ）／％ｗ（Ｍａｒ）／％Ｑｎｅｔ，ａｒ／（ＭＪｋｇ－１）数值５６．２６３．７９１２．１１０．８２０．１７１８．１０２１．２３表２案例机组回热系统的主要热力参数Ｔａｂ．２Ｍａｊｏｒｔｈｅｒｍａｌｐａｒａｍｅｔｅｒｓｏｆｔｈｅｒｅｇｅｎｅｒａｔｉｖｅｓｙｓｔｅｍｉｎｔｈｅｃａｓｅｕｎｉｔ参数１号高压加热器２号高压加热器３号高压加热器除氧器５号低压加热器６号低压加热器７号低压加热器８号低压加热器抽汽温度／℃ ３９３．０３５１．２４８２．６３８０．５２８８．６１９２．１８６．１６３．６抽汽压力／ＭＰａ７．２６５．３９２．２９１．１１０．５６０．２３０．０６０．０２出口水温／℃ ２９０．０２６８．７２１９．４１８３．８１５３．３１２２．１８３．３６０．８出口水压力／ＭＰａ３２．７０３２．８０３２．９１１．０９１．２９１．３４１．３８１．４３给水质量流量／（ｋｇｓ－１）７５２．０７５２．０７５２．０７５２．０５７６．８５７６．８５１０．１５１０．１疏水温度／℃ ２７４．３２２５．０１９５．５１２７．６１２４．６８６．１６３．６３．２系统集成方式与原则综合考虑烟气余热的温区和我国电站实际运行参数，并结合案例机组的参数，系统集成时主要有如下设计（１）综合考虑脱硫设备运行效率与余热利用的节能效果，应用氟塑料换热器后的烟温降至７５ ℃；（２）静电除尘器入口烟温定为１００ ℃，出口烟温为１０５℃，这是综合考虑引风机的升温效果和静电除尘器的散热效果，并结合机组实际运行数据得出的修正值；（３）前置ＭＧＧＨ系统中氟塑料低温省煤器串联在第７级和第８级回热加热器之间；（４）后置ＭＧＧＨ系统中氟塑料低温省煤器串联在第６级和第７级回热加热器之间；（４）考虑烟气的充分梯级利用，优化系统中低温省煤器出口烟温定为１１５℃，氟塑料低温省煤器入口烟温定为９０ ℃；（５）优化系统中低温省煤器串联在第６级和第７级回热加热器之间，氟塑料低温省煤器串联在第８级回热加热器前．３．３３种余热利用系统主要换热器的热力计算结合第３．２节中的系统集成原则，对各余热利用系统中的ＭＧＧＨ与低温省煤器进行热力计算，可以得到换热器的热力参数，见表３、表４和表５．由计算结果可以看出，与前置ＭＧＧＨ系统相比，优化系统可以节省高品位的６段抽汽，其节能效果有了很大提升；与后置ＭＧＧＨ系统相比，优化系统所排挤的６段抽汽质量流量虽然有所减小，但其排挤的８段抽汽可以部分弥补节能效果上的损失，同时２级ＭＧＧＨ整体的对数换热温差明显提高，６７６动力工程学报第３５卷表３前置ＭＧＧＨ系统主要换热器的热力参数Ｔａｂ．３Ｔｈｅｒｍａｌｐａｒａｍｅｔｅｒｓｏｆｔｈｅｍａｊｏｒｈｅａｔｅｘｃｈａｎｇｅｒｓｉｎｐｒｅ－ｐｏｓｉｔｉｏｎｅｄＭＧＧＨｓｙｓｔｅｍ参数ＭＧＧＨ烟气－媒介水换热ＭＧＧＨ媒介水－烟气换热氟塑料低温省煤器入口烟温／℃ １３１５０１０５出口烟温／℃ １００．０７９．２７５．０入口水温／℃ ７５．０１０５．２６０．８出口水温／℃ １０５．２７５．０７６．６换热对数温差／Ｋ２５．４２５．５２０．５换热量／ＭＷ３４．８７３４．８７３３．７４换热器面积／ｍ２３６１７９３８６３９４７６９５节省抽汽点７段抽汽节省抽汽质量流量／（ｋｇｓ－１）８．５２表４后置ＭＧＧＨ系统主要换热器的热力参数Ｔａｂ．４Ｔｈｅｒｍａｌｐａｒａｍｅｔｅｒｓｏｆｔｈｅｍａｊｏｒｈｅａｔｅｘｃｈａｎｇｅｒｓｉｎｐｏｓｔ－ｐｏｓｉｔｉｏｎｅｄＭＧＧＨｓｙｓｔｅｍ参数低温省煤器氟塑料ＭＧＧＨ烟气－媒介水换热氟塑料ＭＧＧＨ媒介水－烟气换热入口烟温／℃ １３１１０５５０出口烟温／℃ １００．０７５．０７８．３入口水温／℃ ８３．３６２．５９１．８出口水温／℃ ９９．１９１．８６２．５换热对数温差／Ｋ２３．５１２．９１３．０换热量／ＭＷ３４．８７３３．７４３３．７４换热器面积／ｍ２４１３９５６８３６５６６５９９节省抽汽点６段抽汽节省抽汽质量流量／（ｋｇｓ－１）１３．９３表５优化系统主要换热器的热力参数Ｔａｂ．５Ｔｈｅｒｍａｌｐａｒａｍｅｔｅｒｓｏｆｔｈｅｍａｊｏｒｈｅａｔｅｘｃｈａｎｇｅｒｓｉｎｏｐｔｉｍｉｚｅｄｓｙｓｔｅｍ参数低温省煤器ＭＧＧＨ烟气－媒介水换热ＭＧＧＨ媒介水－烟气换热氟塑料ＭＧＧＨ烟气－媒介水换热氟塑料ＭＧＧＨ媒介水－烟气换热氟塑料低温省煤器入口烟温／Ｃ１３１．０１１５．０６４．１１０５．０５０．０９０．０出口烟温／Ｃ１１５．０１００．０７８．３９０．０６４．１７５．０入口水温／Ｃ８３．３８２．０９６．６７０．０８４．６３９．０出口水温／Ｃ９１．７９６．６８２．０８４．６７０．０４６．９换热对数温差／Ｋ３５．４１８．２１８．１２０．２２０．３３９．５换热量／ＭＷ１８．００１６．８７１６．８７１６．８７１６．８７１６．８７换热器面积／ｍ２１４０３３２４７０５２４６２８２２６３８２３７９６１１４０８节省抽汽点６段抽汽８段抽汽节省抽汽质量流量／（ｋｇｓ－１）７．１９７．８９换热面积大幅减小，低温省煤器的换热面积也由于烟气余热温区的合理分配而有所减小．３．４３种余热利用系统热力性能的对比结合第３．２节中的系统集成原则，对３种余热利用系统进行热力性能计算，其结果对比见表６，其中年运行小时取５５００ｈ．通过表６可以看出，优化系统机组净功率增加３．７４ＭＷ，供电煤耗降低１．１３ｇ／（ｋＷｈ），与前置ＭＧＧＨ系统相比，其ＭＧＧＨ换热面积虽增加３０％左右，但节能效果达到了前置ＭＧＧＨ系统的近３倍；与后置ＭＧＧＨ系统相比，优化系统虽损失了０．３４ｇ／（ｋＷｈ）的节煤效果，但将ＭＧＧＨ的换热面积缩减了约３０％（近４００００ｍ２），大幅提高了工程上的可行性．４技术经济性分析４．１新增设备投资分析采用规模因子法对３种余热利用系统新增加的低温省煤器和ＭＧＧＨ等设备造价进行投资估算［１２］，以换热设备面积作为参考规模，对于氟塑料换热器，根据市场实际情况，将其大规模应用后的价格估计为常规ＮＤ钢换热器的１．５倍［１１］，具体的换热设备投资见表７．４．２不同余热利用系统年增加净收益的对比通过计算年增加净收益的方式来对比３种余热利用系统的经济性，年增加净收益可通过式（１）计算，其中上网电价取０．３７元／（ｋＷｈ）． ΔＣ＝ ΔＣｐ－ΔＦ［Ａ（１＋τ）＋Ｂ］（１）７７６第８期韩宇，等燃煤电站清洁高效协同的烟气余热深度利用优化系统表６３种余热利用系统热力性能的对比Ｔａｂ．６Ｔｈｅｒｍａｌｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅｃｏｍｐａｒｉｓｏｎｏｆｔｈｒｅｅｒｅｇｅｎｅｒａｔｉｖｅｓｙｓｔｅｍｓ参数前置ＭＧＧＨ系统后置ＭＧＧＨ系统优化系统机组功率增量／ＭＷ２．３９６．９７４．９４风机电耗增量／ＭＷ０．９１１．９８１．０５水泵电耗增量／ＭＷ０．０８０．０９０．１５机组净功率增量／ＭＷ１．４０４．９０３．７４供电煤耗降低值／（ｇｋＷ－１ｈ－１）０．４２１．４７１．１３年节约标准煤质量／ｔ２３２０８１０３６１９０低温省煤器总体换热面积／ｍ２４７６９５４１３９５３７８２９ＭＧＧＨ烟气－媒介水换热面积／ｍ２３６１７９６８３６５４７３４３ＭＧＧＨ媒介水－烟气换热面积／ｍ２３８６３９６６５９９４８４２４表７３种余热利用系统主要换热设备投资Ｔａｂ．７Ｉｎｖｅｓｔｍｅｎｔｏｆｔｈｅｍａｊｏｒｈｅａｔ－ｅｘｃｈａｎｇｅｅｑｕｉｐｍｅｎｔｉｎｔｈｒｅｅｒｅｇｅｎｅｒａｔｉｖｅｓｙｓｔｅｍｓ参数前置ＭＧＧＨ系统后置ＭＧＧＨ系统优化系统低温省煤器换热面积／ｍ２４１３９５１４０３３低温省煤器造价／万元１４２１５３７氟塑料低温省煤器换热面积／ｍ２４７６９５１１４０８氟塑料低温省煤器造价／万元２４２２７２９ＭＧＧＨ烟气－媒介水换热面积／ｍ２３６１７９２４７０５ＭＧＧＨ媒介水－烟气换热面积／ｍ２３８６３９２４６２８ＭＧＧＨ造价／万元２０９７１４８７氟塑料ＭＧＧＨ烟气－媒介水换热面积／ｍ２６８３６５２２６３８氟塑料ＭＧＧＨ媒介水－烟气换热面积／ｍ２６６５９９２３７９６氟塑料ＭＧＧＨ造价／万元５５９０２０４０总增加投资／万元４５１９７０１１４７９３式中 ΔＣ为年增加净收益；ΔＣｐ为年增加发电收益； ΔＦ为新增换热器投资；Ａ为设备回收因子；τ为建设期利率，取９．８％；Ｂ为运行维护费用比例，取４％．设备回收因子可通过式（２）计算Ａ＝ｋ（１＋ｋ）ｎ／［（１＋ｋ）ｎ－１］（２）式中ｋ为贴现率，取８％；ｎ为设备运行年限，取３０年［１３－１５］．３种余热利用系统经济性的对比见表８．表８３种余热利用系统经济性的对比Ｔａｂ．８Ｅｃｏｎｏｍｉｃｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅｃｏｍｐａｒｉｓｏｎｏｆｔｈｒｅｅｒｅｇｅｎｅｒａｔｉｖｅｓｙｓｔｅｍｓ参数前置ＭＧＧＨ系统后置ＭＧＧＨ系统优化系统年增加发电量／（ＧＷｈ）７．７０２６．９７２０．５７新增设备总投资／万元４５１９７０１１４７９３新增设备折合年投资／万元４４０．７６８３．８４６７．５新增年运行维护费用／万元１８０．７２８０．４１９１．７年增加净收益／万元－３３６．６３３．７１０１．９由表８可以看出，优化系统的年增加净收益是３种余热利用系统中最高的，其经济效益最优，以年运行５５００ｈ计算，优化系统相对于常规电站年增加净收益１０１．９万元，相对于前置ＭＧＧＨ系统和后置ＭＧＧＨ系统每年分别可增加经济收益４３９万元和６８万元左右，经济效益显著．５讨论５．１敏感性分析燃煤电站机组年运行小时数一般在５５００ｈ左右波动，且全国各地上网电价也不相等．此外，各地均对节能环保型电厂在发电量方面有一定的浮动奖励指标，因此节能环保型电厂的发电小时数也可能略高于电网平均水平．因此，为了全方面分析优化系统相对于前置ＭＧＧＨ系统和后置ＭＧＧＨ系统的优势，对年增加净收益相对于年运行小时数和上网电价进行敏感性分析．图４和图５分别给出了３种余热利用系统的年增加净收益相对于年运行小时数和上网电价的变化规律．由图４可以看出，年运行小时数的波动对３种图４年增加净收益随年运行小时数的变化规律Ｆｉｇ．４Ａｎｎｕａｌｇｒｏｗｔｈｏｆｎｅｔｇａｉｎｖｓ．ａｎｎｕａｌｈｏｕｒｓｏｆｏｐｅｒａｔｉｏｎ８７６动力工程学报第３５卷图５年增加净收益随上网电价的变化规律Ｆｉｇ．５Ａｎｎｕａｌｇｒｏｗｔｈｏｆｎｅｔｇａｉｎｖｓ．ｏｎ－ｇｒｉｄｐｒｉｃｅ余热利用系统年增加净收益的影响较为明显．随着年运行小时数的增加，优化系统相对于前置ＭＧＧＨ系统的经济性优势有所提高，相对于后置ＭＧＧＨ系统的经济性优势略有降低，但在较大的波动范围内，优化系统在经济性上的优势依然十分明显．若由于电站的节能环保性能较高，年运行小时数额外涨到６０００ｈ，优化系统相对于后置ＭＧＧＨ系统的年增加净收益依然高出４７万元，而相对于前置ＭＧ－ＧＨ系统的年增加净收益则高出４８２万元．由图５可以看出，上网电价的波动对３种余热利用系统的年增加净收益也有较为明显的影响．随着上网电价的上涨，优化系统相对于前置ＭＧＧＨ系统的经济性优势有明显提高，相对于后置ＭＧＧＨ系统的经济性优势则有降低趋势，但即使上网电价在较大范围内波动，优化系统在经济性上的优势依然十分明显．当上网电价波动到０．３２元／（ｋＷｈ）时，优化系统相对于前置ＭＧＧＨ系统和后置ＭＧ－ＧＨ系统的年增加净收益分别多出３７４万元和１００万元；当上网电价波动到０．４２元／（ｋＷｈ）时，优化系统相对于前置ＭＧＧＨ系统和后置ＭＧＧＨ系统的年增加净收益则分别多出５０３万元和３６万元．５．２优化系统相对于常规电站系统的脱硫水耗分析脱硫过程中的绝大部分水耗为脱硫系统出口烟气携带的气态水，以脱硫系统吸收塔喷淋区为研究对象，根据能量守恒原理和Ｔ＝２９０～５００Ｋ时的Ａｎｔｏｉｎｅ方程，通过式（３）可计算出优化系统和常规电站系统的脱硫水耗［１６－１７］，其对比见表９．ｑｍ＝ｑＶ［Ｃｏｕｔ（１－Ｃｉｎ）／（１－Ｃｏｕｔ）－Ｃｉｎ］ＭＨ２Ｏ２２．４１０－３（３）式中ｑｍ为脱硫系统出口烟气携带气态水的质量流量，ｔ／ｈ；ｑＶ为脱硫系统入口标准状态下的烟气体积流量，ｍ３／ｈ；Ｃｉｎ、Ｃｏｕｔ分别为入口、出口烟气的含湿量；ＭＨ２Ｏ为水的摩尔质量，ｇ／ｍｏｌ．表９脱硫水耗对比Ｔａｂ．９Ｃｏｍｐａｒｉｓｏｎｏｆｗａｔｅｒｃｏｎｓｕｍｐｔｉｏｎｆｏｒｄｅｓｕｌｆｕｒｉｚａｔｉｏｎ参数常规电站系统优化系统脱硫塔入口烟温／℃ １３１７５脱硫塔出口烟温／℃ ５５５０烟气脱硫过程额外携带水质量流量／（ｔｄ－１）３２９６．６１７９２．０水耗降低值／（ｔｄ－１）１５０４．６由表９可以看出，优化系统与常规电站系统的脱硫塔出口烟温均在４２～５８ ℃的最优温区内［１８］，而优化系统相对于常规电站系统在脱硫过程中节水超过１５００ｔ／ｄ，大幅降低了脱硫水耗，因而特别适用于北方缺水地区．５．３优化系统相对于常规电站系统的电除尘效率分析电除尘效率与飞灰比电阻有密切的关系，对于常见煤种，在１００～１５０ ℃内，飞灰比电阻有２个特性随着温度的降低而降低；在１０１１～１０１２Ω ｃｍ数量级范围内［１９］．对于静电除尘器，当飞灰比电阻大于５１０１０ Ωｃｍ并处于１００～１５０℃内时，其除尘效率随着烟气温度的降低而提高［２０］．在常规电站系统中，静电除尘器的烟气温度为１３１℃，而在优化系统中，静电除尘器的烟气温度为１００℃，因此优化系统的除尘效率相对于常规电站系统而言有很大程度的提高，能够进一步降低粉尘排放量，达到超洁净的环保效果．６结论（１）氟塑料换热器的应用使得ＭＧＧＨ与低压省煤器可共存于电站中，形成清洁高效协同的低品位烟气余热利用系统．（２）在热力性能方面，优化系统针对烟气低品位余热进行了充分梯级利用，与前置ＭＧＧＨ系统相比，优化系统在仅增加３０％ＭＧＧＨ换热面积的基础上，将节能效果提升了２倍，节约煤耗１．１３ｇ／（ｋＷｈ）；与后置ＭＧＧＨ系统相比，优化系统以０．３４ｇ／（ｋＷｈ）的节能效果为代价，减小了ＭＧ－ＧＨ换热面积近４００００ｍ２，大幅减

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燃煤电站清洁高效协同的烟气余热深度利用优化系统.pdf

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