京能热电2号机组成功利用低压省煤器技术,降低锅炉排烟温度(林峰)

1、京能热电2号机组成功利用低压省煤器技术降低锅炉排烟温度林 峰 北京京能热电股份有限公司 北京 100041【摘要】北京京能热电股份有限公司2号锅炉（670t/h）最高排烟温度曾达到160，排烟温度处于较高水平，不仅影响锅炉效率，且对锅炉尾部的布袋除尘器的安全运行构成较大威胁。为了贯彻节能减排的要求，提高能源转换效率，并进一步保证锅炉安全稳定运行，在2011年5月的2号机组检修中增设了基于低压省煤器技术的锅炉排烟余热利用系统。安装调试并试运行一段时间后，效果良好，目前的排烟温度基本上稳定在135左右，达到了预先设想的效果，节能效益显著，并达到了提高锅炉安全运行的目的。【关键词】锅炉、低压省煤器、

2、排烟温度1 研究背景在电厂中，锅炉的排烟余热问题(即锅炉的排烟温度高)一直是困扰着人们的一个难题。因为仅仅锅炉的排烟温度高这一项损失所造成的能源消耗就相当可观。据统计，在火力发电厂中，锅炉的排烟热损失占锅炉热损失的70%-80%。受热面污染程度随着锅炉运行时间而加剧，排烟温度要比设计温度高20-30。锅炉的排烟温度过高，造成了火力发电厂的煤的消耗量的增加。由此可见，降低锅炉的排烟温度，可以大幅度的节约煤耗，节省能源。2 低压省煤器系统概述及在热系统中的连接方式21 低压省煤器系统概述低压省煤器安装于锅炉尾部，结构与一般省煤器相仿，汽水侧连接于汽轮机回热系统的低压部分，部分或全部引出凝结水，利用

3、锅炉尾部热量加热凝结水，同时降低排烟温度。低压省煤器的投入，可代替部分加热器的作用，排挤部分汽轮机的回热抽气，在汽轮机进汽量不变的情况下，该排挤抽汽将从抽汽口返回汽轮机继续膨胀作功，在锅炉燃料消耗量不变的情况下，可以多获得电功，提高装置效率。2.2 低压省煤器连接方式及选择 低压省煤器在系统中的连接方式分为串联和并联两种连接方式，分别如图2.1和图2.2所示。图2.1 低压省煤器的串联连接方式图2.2低压省煤器的并联方式串联方式的优点在于低压省煤器的流量最大，锅炉排烟冷却程度和热负荷较大，排烟余热利用程度大，但串联方式会造成凝结水系统阻力增大，对凝结水泵出力影响很大，甚至需要更换原凝结水泵。同

4、时，由于串联方式无法改变省煤器的过水流量，在低负荷时有可能会造成排烟温度过低，从而影响低压省煤器后烟气处理装置的运行效果或造成低温腐蚀。对于并联方式，由于低压省煤器绕过了一两个加热器，所减少的水阻力会补偿部分或者全部低压省煤器系统增加的阻力，减少了对凝结水泵出力的影响，降低了老厂系统改造的难度。同时，低压省煤器与并联加热器之间可以实现水流的灵活分配，即可以根据机组负荷需要进行低压省煤器的投退操作及热负荷调整，有利于机组经济性的更好实现。因此，并联方式在实际系统的改造中的可行性更高，本文针对并联方式进行了详细的分析。3 等效焓降法与省煤器热力分析 3.1 等效焓降法等效热降法是基于热力学的热功转

5、换原理，考虑到设备质量、热力系统结构和参数的特点，经过严密地理论推演，导出热力分析参量Hj及j等，用以研究热工转换及能量利用程度的一种方法。等效热降法的核心是机组回热系统中各级加热器的等效热降Hj和抽气效率j。Hj计算公式的规律是，从排挤1kg抽汽的焓降(hj-hn)中减去某些固定的成分，可以归纳为下列通式： kJ/kg (3-01)式中，Ar-取疏水放热r或凝结水焓升r，视加热器形式而定；，r-加热器j后更低压力抽汽口脚码；qr-抽汽在加热器中的放热；Hr-各加热器等效焓降；hj-抽汽焓，hn-排汽焓。据此式可推导出新汽等效焓降通式： (3-02)h0新汽焓；-轴封漏汽及利用，加热器散热，抽

6、气器耗汽和泵功耗能等辅助成分的作功损失的总和。则实际循环效率i可以按新蒸汽的等效热降H与加入热量Q求得，即： (3-03)3.2 低压省煤器的热力分析如图2.2所示，低压省煤器的并联系统既可以绕过一个低压加热器Nox，也可以绕过多个低加Nox-Nom-1回到汽轮机低压加热器系统。流经低压省煤器的凝结水流量为Dd,这个水流量相对于一千克新蒸汽的份额为 (其中D0为新蒸汽的流量)。该份额的水在低压省煤器中吸收热量Qd，焓值从上升到。根据等效焓降的基本法则，具有份额为d的水从加热器Nox-1的出口引出低压加热器的热系统，其损失做功为 ，在低压省煤器中吸收热量后的热水从Nom-1低压加热器的出口进入热

7、系统，其做功为低压省煤器绕过低压加热器而使整个系统获得的做功收益是上述两项的代数和，整理得： (3-04)此外，H还有另外一种表达式： (3-05) qd-低压省煤器单位工质热负荷，r-各级加热器抽汽效率，jp-为低压省煤器热量利用的平均抽汽效率。低压省煤器使整个装置的热经济性相对提高： % (3-06)H-投入低压省煤器后机组的等效焓降，H-机组等效焓降增量。机组效率增量。4 低压省煤器设计原则4.1 低压省煤器的工作位置选择低压省煤器的目的在于不影响锅炉燃烧的情况下降低锅炉排烟温度，充分利用锅炉排烟余热，故应将低压省煤器布置在空气预热器后，不影响空气预热器的出口风温。4.2 低压省煤器引、

8、回水位置的选择4.2.1 引水位置 烟气在低压省煤器中是一个降温放热的过程，在引水位置的选择上，应尽量避免低压省煤器冷端端差偏大，换热管壁温达到烟气酸露点温度，引起管壁金属低温腐蚀。根据低温腐蚀机理，为达到金属腐蚀速度较慢的温度区间（一般为0.2mm/年）要求省煤器入口管壁温度t应在下述范围内：tld+25t15001500灰渣软化温度ST1500灰流动温度FT1500烟气露点935.1.2 汽轮机设计参数 表5.3汽轮机设计参数序号项 目单位设计参数1额定功率(THA)MW2202额定主蒸汽流量t/h651.34阀门全开功率(VWO)MW225.55阀门全开时最大主蒸汽流量t/h6706额定

9、抽汽量t/h4057最大抽汽量t/h4208额定抽汽量功率(THAC)MW1519最大抽汽量功率(VWOC)MW14810额定转速r/min300011主蒸汽压力MPa12.7512主蒸汽温度53513再热蒸汽压力MPa2.48314再热蒸汽温度53515再热冷段压力MPa2.90416再热冷段温度306.717供热抽汽压力MPa0.58818低压蝶阀后压力限制MPa0.13719低压缸排汽压力kPa4.920循环水温度(额定/最高)20/3321额定工况保证热耗kJ/kWh814922回热系统3JG+1CY+4JD=8级5.1.3 THA及120MW工况下汽轮机回热系统参数 表5.4 THA

10、工况下汽轮机回热系统参数项 目加热器1#低加2#低加3#低加4#低加除氧器蒸冷1#高加2#高加3#高加抽汽压力MPa0.0450.1510.2520.4390.7041.268-2.5433.816抽汽流量t/h29.9123.314.4912.1911.8424.6924.6939.8627.91汽侧温度进口82.7192.4242.5309.4370.9454.8-312.7364.5出口76.4109.1124.9144-186.7220.4242.7水侧温度进口32.5（轴加入口）71.4（轴冷入口）105.1121.9143240.7164.2184.7（疏冷入口）218.4出口71

11、.4105.1121.9143164.2244.1184.7218.4240.7表5.5 120MW工况下汽轮机回热系统参数项 目加热器1#低加2#低加3#低加4#低加除氧器蒸冷1#高加2#高加3#高加抽汽压力MPa0.0250.0840.1390.2420.3860.693-1.3792.036抽汽流量t/h10.3310.916.875.275.3110.9110.9117.5810.88汽侧温度进口87.1196.2246312.7373.7456.1-284.1331.2出口63.588.7106.7123.7-161.2190.5209.1水侧温度进口-58.588.7103.712

12、2.7207.1-159.2188.5出口58.588.7103.7122.7-210.5159.2188.5207.15.2 京能热电2号锅炉目前运行存在的主要问题 北京京能热电股份有限公司2号670t/h锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的HG-670/140-13型超高压、一次中间再热、单锅筒、自然循环煤粉炉，呈型布置。锅炉设计排烟温度为142，锅炉设计效率90.13%。实际运行排烟温度最高值为160。实际运行最高排烟温度比设计值高出18。同时也达到了电除尘的设计最高烟温160，存在设备损坏隐患，必须采取有效措施降低排烟温度。同时，由于排烟温度较高，机组具有很大的余热利用空间，引入低压省煤器具有一定

13、意义。5.3 低压省煤器设计条件5.3.1 基于FGD运行要求下的排烟温度控制范围根据京能热电2号锅炉运行特点，设计低压省煤器投运的机组负荷区间为120MW-200MW，低压省煤器出口排烟温度应符合FGD（两炉一塔）的运行要求。机组低负荷时FGD出口烟气温度情况如下表所示。表5.6机组低负荷时FGD出口烟气温度情况1-2号炉脱硫：1-2发电机有功功率1-2主蒸汽流量排烟温度FGD入口原烟气温度FGD出口烟温(单位：MW)(单位：t/h)(单位：)(单位：)(单位：)12037012912590从数据上看，低压省煤器后排烟温度2号炉应控制不低于125；控制排烟温度的同时，必须控制FGD出口烟温不

14、得低于80。5.3.2 烟气参数及烟气露点参数（按设计煤种）据省煤器布置要求，设计将低压省煤器布置在空气预热器出口电除尘入口的四条水平烟道内，基本参数如下：（按锅炉设计排烟温度142核算）。表5.7 2号炉烟气参数及烟气露点参数烟气流量 m3/h639630烟气入口温度142烟气出口温度 125每台低压省煤器热负荷kJ/h9157648.80烟气露点温度 57.02防腐蚀最低金属壁温 82.025.3.3 回热系统低压加热器加热器等效热降及抽气效率计算结果表5.8回热系统低压加热器加热器等效热降及抽气效率计算结果项目1#低加2#低加3#低加4# 低加除氧器给水焓升 169.4138.48593

15、.573.1抽气效率 0.110.190.240.280.295.3.4 低压省煤器引、回水位置的确定低温（压）省煤器的介质引自凝结水系统，采取低加回热系统和低压省煤器并联的方式。由凝结水系统引出的低压加热器主凝结水，经布置在锅炉尾部烟道（除尘器入口）的低压省煤器入囗集箱进入低压省煤器，经蛇形管排流入布置于省煤器本体前方的出囗集箱，经一凝结水母管汇集后，返回到#4低加入口的主凝结水管道上。引出点分别取自#2低加进出口管道和热网疏水管道上，返回点设置在4号低加入囗的主凝结水管道。(见附图)低温（压）省煤器的凝结水系统设计参数： 主管道规格： DN200；（2196）管道设计压力： 1.6 mpa

16、 试验压力：2.0 mpa管道及低温（压）省煤器水阻为： 0.07 MPa； 流量为： 0-200t/h；低压省煤器引水调节阀前和回水母管调节阀后加装手动门。管路系统阀门选用PN2.5DN200，在低压省煤器管路极高点设计排空阀，极低点设计有疏水阀，并在每条放水、放气管路上设置两台截止阀，阀门位置便于检修和操作。在低省回水母管与#4低加入口母管汇合点之前管道截止门前设计有系统清洗放水管，低省系统试运前水质要满足凝结水系统水质要求。附图 低压省煤器系统热力系统图5.3.5低压省煤器结构设计及总体布置方案低压省煤器本体设备布置在空预器出口至电除尘入口的四个水平烟道，错列逆流，管箱框架形式。烟气从空

17、气预热器来的两个竖直烟道尺寸为2500mm6000mm，在标高14890mm经过90弯头分成四个经过改造后尺寸为5200mm3856mm的水平烟道，从前向后冲刷省煤器蛇形管束。在标高14740mm位置与除尘器入口烟道对接。为了保证烟道的强度，烟道内外侧分别设计了烟道内撑杆和加固筋。为了保证烟气在沿烟道高度和宽度方向上的均流，在低省本体入口烟道烟道高度和宽度上设计有烟气均流板。烟道外面包覆硅酸铝保温材料和铁皮。为防止机组在低负荷运行时，省煤器本体及其烟道内形成积灰，在除尘器入口烟道内设计有烟气吹灰挡板门。当机组低负荷运行时，调节一侧烟道挡板门开度，减少该侧烟道阻力，从而提高另侧烟道的烟气量，实现

18、低省受热面烟气自吹灰。低压省煤器本体分三层管箱，管箱通过框架依次支撑在标高14720mm、标高16088mm、标高17456mm横梁上。为保证管箱和支撑横梁之间连接能够自由膨胀，在管箱与横梁一端连接采用焊接，一端采用滑动连接。每个管箱低省本体设计有独立进出口小集箱，小集箱连接低省进出口分支管。进出独立小集箱和分支管之间设计有手动门。低温（压）省煤器装置能分隔成12个独立的回路，以便在设备发生故障时按回路进行隔绝。为保证管箱与管箱连接密封性，管箱之间用钢板焊接密封。满足检修条件：在低压省煤器本体布置位置设计检修平台，本体设备前、后方烟道设计人孔门（电厂自己安装），方便低省本体设备防磨检查及故障检

19、修。单侧受热面分成三个独立集箱。当一组受热面出现故障时，可以解列独立小集箱组受热面，而不用解列单侧烟道受热面。管路系统阀门操作位置设计有检修平台。在低压省煤器系统解列时，可以实现干烧。表5.9换热面基本结构尺寸：项 目单 位镍基渗层管烟道个数个4换热器数量组4受换热器外形尺寸mm5200X3430X1125低省本体重量T61烟道宽（外边）m5.2烟道高（外边）m3.43螺旋肋片管直径mm38壁厚mm45.3.6低压省煤器结构设计需要注意的几点：表5.10 2号炉电袋复合除尘器效率试验测试数据项目单位1号除尘器（西）2号除尘器（东）入口1出口1出口2入口2出口3出口4标干烟气流量Nm3/h418

20、666 217419 206730 433909 215937 224076 烟气动压Pa10060551085863烟气流速m/s13.04 10.04 9.67 13.63 9.81 10.23 测试工况下湿烟气流量m3/h704160 361440 348120 736020 353160 368280 烟道尺寸m2.56.0烟气通流面积m2155.3.6.1 烟气流速：由表5.10知，空气预热器出口处即设计低压省煤器入口处的烟气流速约为12 m/s，由于烟气进入管束后流通截面变小，烟气流速加大，会加剧管子的磨损。由于设计安装低压省煤器的位置烟道体积相对较小，应采用扩展受热面的螺旋肋片管

21、，使烟气流通面积增加，并将流速降低至6-7 m/s，使受热面的磨损减轻（京能热电2#炉低压省煤器设计烟速为：6.8 m/s）。因此，在设计过程中必须考虑受热面的磨损问题。5.3.6.2 京能热电燃用煤的硫分，运行煤种平均达到1.0%，收到基全水分达到8.4%，设计过程中对受热面的结露腐蚀问题进行了考虑。为了控制受热面管子壁温，防止或减轻受热面腐蚀，采取了“基于煤种硫分的壁温控制与防腐专有技术”。5.3.6.3防止积灰采取的技术措施，关于防止受热面积灰，也是设计中需要重点考虑的因素。1）设计合适的烟速，利用烟气的自吹灰能力清除管壁积灰。2）螺旋翅片贴壁灰浓度小于平均灰浓度，这种结构特点可减轻换热

22、管上的积灰。3）本方案采用了防止低温腐蚀的技术措施，可以有效保证受热面金属壁温处于烟气露点之上，避免“结露”现象的发生，从而避免了湿管壁粘灰现象的出现，可防止积灰的出现。4）低负荷运行时采用调整烟气挡板开度，实现烟气自吹灰。5.3.6.4 对引风机出力的影响，本次改造安装后，额定负荷下先增烟气总流阻140Pa，增设低压省煤器后，由于排烟温度的降低18，使得引风机入口体积流量减少4.15，在功率不变情况下，可抵消部分低压省煤器新增烟气流阻，因此增加受热面后不会影响引风机和锅炉的正常出力。5.3.7京能热电2#炉低压省煤器热力计算汇总。表5.11 2#炉低压省煤器热力计算汇总。计算引用标准：锅炉热

23、力计算标准方法（98年版）序号名称符号单位夏季冬季1煤低位热值QdKj/kg174602煤灰分Aar%31.233煤含硫量Sar%14锅炉负荷DT/H651.35935机组负荷PMW220155.775进口烟温Ty11601456出口烟温Ty21421327进口水温Ts187878烟气流阻（未修正）PYPa1191189水侧流阻PsMPa0.070.0510传热功率QKw598243065.4 低压省煤器运行调节方案：5.4.1低压省煤器运行模式的基本参数：（京能热电低压省煤器运行模式设计为：夏季模式和冬季模式）运行模式： 夏季模式 冬季模式入口烟温： 160 145出口烟温： 142 132

24、入口水温： 87 875.4.2投入后水温、烟温的调节5.4.2.1 正常运行时，维持低压省煤器入口水温在不低于设计值（87），以确保低压省煤器的工作安全。通过调节低压省煤器的过水流量，调整低压省煤器出口烟温，低压省煤器设计出口烟温为142，最低不得低于125，以防止低压省煤器后烟道、布袋除尘等低温腐蚀；为减少排烟热损失，在低压省煤器出口烟温度不低于125的情况下，可尽量压低低压省煤器出口烟温。5.4.2.2低压省煤器进口烟温与出口烟温对应关系图表 5.12低压省煤器进口烟温与出口烟温对应关系图进口烟温，170160150140130出口温度，1481421351301255.4.2.3 低压

25、省煤器的进水温度应相对稳定，正常运行时不宜随意变动,只有当煤的含硫量有较大变化时，才作适当调整。当运行煤种的含硫量增大时，应相应提高低压省煤器进水温度。进水温度的控制见表5.12。表 5.13进口水温与煤中含硫量、出口烟温关系表Sar0.60.81.01.21.4进水温度，80848790935.5 基于THA工况下的低压省煤器经济效果评价5.5.1在满足低压省煤器设计条件的前提下，以THA工况为例对2号炉低压省煤器进行了热力计算，得出该工况下省煤器的理论最大热负荷（即烟气热量全部被低压省煤器吸收）工况下的水侧流量及对整个热力系统的效率影响。同时，按照低压省煤器换热管换热效率为75%时计算了实

26、际换热情况下可能得到的经济效果为：煤耗降低值1.647g/kWh。5.5.2 2号炉低压省煤器投运后的经济效果评价2号炉预热器排烟温度高于除尘器入口烟温上限的情况公司对该机组进行了技术改造后，对烟温余热给予部分回收利用，降低排烟温度，满足除尘器入口对烟温的要求，同时提高机组热耗水平，降低煤耗。低压省煤器投运后，公司进行了机组额定负荷条件下的低压省煤器性能试验，分以下三个工况进行：工况1：不投低压省煤器；工况2：投低压省煤器，省煤器流量55t/h，入口水温90；工况3：投低压省煤器，省煤器流量55t/h，入口水温83.6。按照低压省煤器的热力分析方法，对几个工况的分别进行了计算分析，结果如下表所示：表5.14 2号炉低压省煤器经济效果评价试验工况单位工况1：不投低压省煤器工况2：投低压省煤器工况3：投低压省煤器低省供水温度90.683.6低省回水温度119.5115.93号低加水侧出口温度120.1120.7低省水流量t/h5555主蒸汽流量 Dot/h626.828626.994648.169煤耗降低