烟气深度冷却系统在1000MW超超临界机组的应用.ppt

烟气深度冷却系统在1000MW超超临界机组的应用,一：潮电深度冷却项目的设计方案,1、在空气预热器出口至电除尘入口共布置6台烟气冷却器。2、烟气冷却器取水方案：烟气冷却器水侧串联布置在6号和7号低加之间，即从7号低加出口取全部凝结水，79.6（THA），水量1972.72t/h，分别进入电除尘前6台烟气冷却器，加热到96.5后汇入#6低加出口。,考虑到低负荷工况时7号低加出口水温较低，若直接进入烟气冷却器，会使管束壁温过低，容易造成严重的低温结露。因此，系统设置有热水再循环系统。厂家为青岛达能。,现场布置位置,本厂烟气冷却器布置在水平烟道，沿烟气流动方向布置28排管束，前14排为高温段，后14排为低温段。分别采用20碳钢和ND钢。厚度留有腐蚀余量，设计寿命大于一个大修周期。控制冷却后烟气温度高于烟气酸露点5，即出口烟温高于95来控制低温腐蚀（设计煤种酸露点89.6）。,安全设计：（1）防低温酸腐蚀,安全设计：（2）防烟气结露,考虑到低负荷工况时7、8号低加出口水温较低，容易造成严重的低温结露。根据苏联1973年版锅炉机组热力计算标准，受热面金属壁温大于水蒸气露点温度25，小于105，受热面金属低温腐蚀速率小于0.2mm/年，本厂水露点为42，因此控制换热面壁温大于70可以有效控制严重的结露和粘性积灰,安全设计：（3）防积灰磨损,烟气入口侧管束前加装假管和防磨瓦采用合适的烟气流速，使烟气流具有自清灰功能的同时又不至因烟气流速过高而产生不可控的磨损采用H型翅片管（如图），翅片与气流方向平行，防磨损、自清灰性好、减小流动阻力安装有压缩空气旋转吹灰系统，定时吹灰,安全设计：（4）防水管泄漏,每组烟气深度冷却器的烟气侧、水侧均装有差压测点，安装有壁温测点，以利于综合分析冷却器内部流动及泄漏情况。换热器设计采用模块化设计，即每组深度冷却器于手动总门后又有分门分别去四个小集箱，焊口均布置在烟道外面，防止焊口泄漏。,二：项目实际运行情况、投运过程及投入后发现的问题,实际运行情况简述,系统投入后，运行良好，暂未有大的缺陷。出口烟温最低控制95、入口水温暂控制最低80，均可投自动调节。入口烟温由110-140降至95-105，满负荷入口水温82.2，出口水温97.6，水阻0.2MPa,烟气总阻力500Pa。,（1）投运冲洗过程中的问题,系统初次冲洗，用水统计约为28652t，18元/吨计算，冲洗水耗费约51.57万元。排放水平均温度75，压力1MPa，焓值为314.75kJ/kg，损失折合标准煤308.09吨，耗费约24.65万元。在冲洗过程中，由于大量补水，凝结水溶氧偏高，另外加氧工况下，管壁腐蚀速度也会加快，停止凝结水加氧和提高凝结水PH值，被证明是降低铁离子的有效手段。,（1）投运冲洗过程中的问题,变流量冲洗法：注满水后将再循环流量调节至最大500t/h以上，热水循环泵变频调至90%，出口放水流量保持一个小流量50t/h，此状态冲洗1小时后，水质应该变得较差。改成小流量循环大流量放水，即将热水再循环变频调至10%，出口放水流量调节至300t/h，保持1小时后再改回大流量循环小流量放水。,（2）投运后发现的问题,两侧的#1、#6烟气冷却器换热面相对偏多，运行中需节流冷却器出口手动阀至8圈左右。分流旁路调节阀管径偏小，低负荷时调节阀全开出口烟温仍低于95，所以负荷550MW以下时，需要全开分流旁路调节阀旁路手动门，负荷高于650MW时关闭此手动门。热水再循环泵电机发热，现将热水再循环泵变频上限限定为90%，可满足运行要求。1000MW热水循环泵可以停运，但800MW以下由于入口温度降至78.5，需要热水循环泵运行。,（2）投运后发现的问题,需要根据煤种及其酸露点控制出口烟温,三：项目的节能量情况,经试验，改造后夏季1000MW工况排烟温度平均降低30，加热凝结水排挤抽汽热耗降低69.1KJ/kWh；投退前后对比，引风机和增压风机电流总共下降120A，电除尘效率提高0.1%，脱硫节水39.8t/h，综合其它因素后供电煤耗降低约1.79g/kWh。,（1）对风烟系统的影响,（1）对风烟系统的影响,烟温每降低40，下游的烟气体积将降低了5%。1000MW时，烟气阻力耗功按13A/100Pa，则引风机、增压风机在克服烟气阻力后电流仍然降低约50A，平均每台风机降12A.750MW与500MW工况时投退风机电流变化不明显。,（2）对汽轮机的影响,（2）对汽轮机的影响,6号低加凝结水温度被加热提高1314，低加抽汽受到排挤，从而改变了各级抽汽量.5段和6段抽汽均受排挤，排挤后蒸汽进行下一级做功，3个负荷点排挤量分别为24.47t/h、22.67t/h、13.75t/h。引入点和引出点均在低压加热器部分，而低压缸是对称分布的，因此轴向推力的影响相互抵消，轴向推力无变化.经过对汽轮机真空影响的校核计算，其真空绝度变化为0.087kPa，相对变化为1.5%，对汽轮机循环热效率影响很小。,（3）对凝结水系统的影响,凝结水阻力增加0.2Mpa。凝结水流量降低20t/H。750MW与500MW工况,凝结水泵功耗没有明显变化。1000MW时，稳定工况下深度冷却投退凝泵功耗对比（共10小时）：增加凝泵耗功46kW/h，影响厂用电率上升0.0046%，影响供电煤耗上升0.0131g/kwh。,（4）对电除尘的影响,电除尘入口烟温由140降至110，使得粉尘比电阻呈数量级降低，从而防止反电晕现象的发生，降低了出口烟尘浓度，电除尘耗电也相应减少。烟速降低减少了二次扬尘的产生。试验结果表明，电除尘效率提高约0.1%，每天耗电统计减少800kwh，按每天负荷率80%计算，电除尘耗电率下降0.004%，供电煤耗下降约0.011g/kWh。,（6）对脱硫的影响,烟气深度冷却投入后，在95%负荷率时，脱硫节水量平均为39.8t/h。以每吨工业水1.7元计，年等效运行小时为8000小时，一年节水费用为54.13万元。入口烟温降低、入口烟气流速降低，利于提高脱硫效率。（脱硫最佳烟温为85-90）,烟气深度冷却投入前后的热力性能试验结果,烟气深度冷却投入前后的热力性能试验结果,试验结果，厂用电率下降0.15%，影响煤耗约0.43%，偏高，考虑1000MW时，影响实际引、增压风机电流减少50A，加上电除尘耗电减少，凝泵耗电微增，厂用电率影响约0.05%，煤耗降低量应比试验结果小0.28g/kwh。,热力性能试验结果分析,试验结果69.1kJ/kWh偏大，不明泄漏率在投入前为0.39%，投入后为0.72%。,试验处理将其中90%不明泄漏率算给锅炉，而投入后不明泄漏率大，所以导致投入后主蒸汽流量计算过小。,蒸汽流量算小，导致投入后热耗率变小。所以最后导致投退热耗对比值虚高，1000MW投入前后不明泄漏率差为0.33%，约为9t/h蒸汽流量，即多记入热耗约20KJ/Kwh。实际投退热耗对比值应69.1-20=51.1KJ/Kwh所以综合考虑降低发电煤耗2.07g/Kwh,降低供电煤耗1.79g/Kwh.,四：项目的投资收益情况,投资情况,以800元/t的标煤价计算，如机组年等效利用小时为5500h，综合降低1.79g则燃料成本下降787.6万元。脱硫节水39.8t/h，以每吨工业水1.7元计，年运行小时为8000小时，一年节水费用为54.13万元。,收益情况,收益情况,五：关于烟气深度冷却下一步改进的建议,1由于实际运行，烟道靠近一次风侧烟温偏低，所以两侧的#1、#6烟气冷却器出口烟温偏低，运行中需节流冷却器出口手动阀至8圈左右，可考虑减少#1、#6烟气冷却器换热面，以减少凝泵耗电。2分流旁路管径偏小（D250），在目前环境温度下，负荷低于500MW时，分流旁路调节阀全开仍不能使烟温高于95，不得不开启分流旁路调节阀旁路手动阀，分流旁路管径加大至D350更加合理。,4烟气冷却器吹灰使用压缩空气，