（京能（锡林郭勒）发电有限公司 内蒙古锡林郭勒 026000）
摘要：近些年来随着国家对火力发电机组效能指标的要求不断提高，各发电企业继续加大了在降低能耗指标方面的资金投入，通过技术改造或引进先进设备以达到降低供电成本的目的。本文主要根据京能（锡林郭勒）发电有限公司#2机组烟气余热系统首次在锅炉尾部烟道的成功应用，通过比对不同工况试验运行参数，根据各参数变化趋势并进行分析计算，圆满达到了预期的效能指标，为同类型新建机组设计选型及投产机组技术改造提供了一定的经验借鉴。
关键词：烟气余热；发电煤耗；排烟损失；热耗率；汽耗率；锅炉效率
前言
经调查，国内外高桥电厂三期2×1000MW机组首次应用了低温省煤器系统，根据其相关改造资料了解到该电厂将低温省煤器布置在引风机后脱硫吸收塔前用于加热凝结水，有效回收了排烟余热，提高了锅炉效率，节能效果比较明显，但存在的一个问题是对设备腐蚀较为严重。后续部分国内的火力发电厂将烟气余热系统按常规布置方式在除尘器前、后布置了低温省煤器，部分供热机组用于供热。截至目前，低温省煤器已成为新建燃煤机组的标准配置。
京能（锡林郭勒）发电有限公司一期项目2×660MW超超临界机组，设计煤种为低热值、高挥发分、高水分、高挥发分的褐煤，锅炉为变压直流炉、单炉膛、前后墙对冲燃烧方式，BMCR工况设计给水温度309℃，设计热效率93.08%，设计空气预热器出口烟温161.2℃，设计总风量2358t/h。全国首次将尾部烟气余热利用系统灵活应用于火力发电机组锅炉尾部烟道各部位，并在实际生产运行中积累丰富的经验，取得了显著的成效。烟气余热利用系统主要包含空气预热器旁路系统、空气预热器出口烟气余热利用系统及热媒水烟冷系统。
1 烟气余热系统设计理念及工作原理
超超临界锅炉尾部烟气热能集合高效节能应用系统的成功应用，充分利用了尾部烟道的复合换热技术，复合换热器过程中的“热平衡原理”是整个技术得以实施的核心部件之一。充分利用系统热能转换平衡这一特点，提高进入空气预热器工质（一、二次风）的入口温度，防止了空气预热器的低温腐蚀。此外，通过增加其他部件换热量的调节，实现对整个系统可能出现的不同工况及煤种水分变化的闭环控制，保证了制粉系统干燥通风出力可控可调，以适应燃料种类以及工况的变化。这样，在保证设备安全运行的前提下，达到大幅度回收烟气热能的节能目的。
2 试验数据对比计算
京能（锡林郭勒）发电有限公司一期项目2×660MW超超临界机组配套的烟气余热系统与双机投产同步进行，经过半年时间运行与探索，积累了诸多运行、检修经验，根据实际制定了行之有效的调整控制策略，目前双机烟气余热系统运行稳定，通过建立各工况模型和实际运行摸索，获得了较理想的试验数据支撑。表1为通过采集二号机组660MW投入烟气余热试验工况及退出烟气余热试验工况下相关试验数据计算出的锅炉各项损失、锅炉效率效率、汽耗率及热耗率变化情况。
表1 二号机组660MW投入烟气余热试验工况及退出烟气余热试验工况试验数据
3 节能效益评估
本文主要针对本厂二号机组660MW投入和退出烟气余热系统工况各运行参数指标展开对比分析，重点从锅炉效率、发电煤耗、热耗率、全厂效率、年度经济效益等方面展开对比分析，然后进行综合评估计算发现节能效果显著，并超出预期值，在火力发电厂降低排烟温度，提高锅炉效率方面有着深远的发展前景。
3.1 锅炉效率对比分析
通过计算可知两种试验工况下，锅炉效率有着很大变化，同一时间段内煤质相同情况下，投入烟气余热系统后，锅炉排烟损失降低效果比较明显，下降约2.32个百分点，机械不完全燃烧损失下降0.17个百分点，锅炉效率提高了2.52个百分点，与设计锅炉效率相比仅差0.24%。
3.2 汽机热耗、汽耗及相对效率对比
通过粗略分析两种试验工况数据并进行计算可知，退出烟气余热工况较投入烟气余热工况汽耗高0.03 kg/kW.h，热耗高32.46 kJ/kW.h，主要原因是投入烟气余热系统后，排挤了高压加热器和五、六号低压加热器的抽汽做功，节省了各级抽汽系统参与加热器换热的耗汽量，降低了汽机热耗和补水率，提高了机组的循环热效率。
3.3 发电煤耗对比分析
1）投入烟气余热系统工况：通过计算可得发电煤耗率bf=261.12 g/kW.h；
2）退出烟气余热系统工况：通过计算可得发电煤耗率bf=269.51 g/kW.h；
通过计算发电煤耗率可知：投入烟气余热系统工况的发电煤耗率较退出工况下降了8.39g/kW.h，即每发1kW.h电量可节省标煤8.39g，节能效果显著。
3.4 年度节能效益对比分析
按照我厂年度发电利用小时数5300小时，原煤（褐煤）入厂价格215元/吨进行估算，年度发电量约69.96亿kW.h，折合标煤单价459.61元/吨，每年可节约标煤量5.87万吨，年度节约燃料成本约2697万元,效益可观。
3.5 有效提高了制粉系统干燥出力
燃烧褐煤锅炉通常采用正压直吹是中速辊式制粉系统，其中褐煤主要特点为水分和挥发分较高，不易输送和不宜储存，是火力发电行业面临的一个难题。我厂配套安装的尾部烟气余热热媒水系统，有效提高了空气预热器出口一次风温，较常规锅炉热一次风温高约10℃，保证了制粉系统干燥出力和研磨出力，进一步保证了锅炉热效率。
4 烟气余热系统的控制策略
4.1空气预热器旁路加热系统控制与调节
机组运行过程中，当负荷发生变化时，流经空气预热器旁路换热器的烟气流量和烟气温度会发生明显变化，直接影响给水加热器及凝结水加热器出口水温变化，可通过调节每台加热器进水调节门开度控制流经加热器的给水和凝结水流量，同时配合调整烟气侧调节挡板开度，控制给水加热器出口水温与给水母管的温差及凝结水加热器出口水温与5号低压加热器出口凝结水的温差基本一致（一般控制在5℃范围内），同时保证空气预热器主路与旁路混合后烟温在161℃左右。
4.2空气预热器出口烟道换热系统（CGH）控制与调节
凝结水烟冷换热系统出口凝结水温变化主要受烟气侧和水侧两种综合因素的影响，其中流经换热器的烟气温度、烟气流量随外界负荷变化而变化，因此可通过调整凝结水烟冷换热热器进水调节门开度及CGH升压泵频率大小控制加热器出口水温与6号低压加热器出口水温一致（一般温差在5℃内）。机组负荷小于50%，烟温较低时可以退出CGH系统运行。一般控制凝结水烟冷换热系统出口烟温在141℃。
4.3热媒水烟冷系统的控制与调节
由于锅炉尾部烟道布置换热器较多，在电除尘处的烟温已降低很多，为了防止热媒水烟冷系统及其后烟道腐蚀，必须通过控制CGH系统出口烟温及热媒水烟冷系统闭式水流量大小联合调节热媒水烟冷器出口烟温，保证热媒水烟冷器出口烟温高90℃，同时尽可能提高空气预热器入口一、二次风温。冬季期间，空气预热器入口一、二次风温随着环境温度逐渐降低时，为防止空气预热器发生低温腐蚀、热媒水烟冷器、一二次风暖风器发生冻结，及时投入蒸汽加热器提高闭式水温，达到提高一、二次风温的作用。
4.4 烟气余热系统阻力控制
烟气余热系统各换热器布置在尾部烟道各部位，为防止各换热器烟气侧积灰，增加烟道阻力，影响换热效果，各换热器部位都配置了吹灰器，每日定期进行吹灰，控制烟气侧差压在正常范围。
5 结语
锅炉尾部烟气余热系统在京能（锡林郭勒）发电有限公司一期工程上成功应用的核心基础是大幅降低了锅炉排烟温度，在保证锅炉效率不降低的情况下，最大限度的利用烟气余热量，在降低排烟温度的同时兼顾保持空预器冷端金属温度远离酸露点的腐蚀区域，从根本上避免了空气预热器冷端低温腐蚀和堵灰现象。 此外，在充分保证换热器金属受热面最低壁面温度处于可控可调状态，使复合换热器具有相当幅度的调节能力，使排烟温度和壁面温度保持相对稳定，并能适应锅炉的燃料品种以及负荷的变化。
参考文献
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