低温省煤器在1000mw机组上的应用

低温省煤器在1000mw机组上的应用

长期以来，发电大火仍占据着中国能源领域的主导地位。提高发电效率、减少污染和节约能源是热能装置的发展方向。火力发压的主要要素是能耗的传递和转化。影响能源效率的主要因素是主机效率、辅助设备效率和各种损失。燃料化学能只能通过能源转化部分转化，以降低能源消耗。为了提高供电装置的可靠性，有必要研究能源转换过程中不同损失的部位、大小、原因及其相互关系，并寻求减少损失的方法和可行措施。通过理论上量化和计算提高生产力的价值，并考虑技术经济和其他方面的比较。1低加总低加系统目前计算的发电标准煤耗已将冷源损失、汽机内部损失、部分机械损失、发电机损失计入汽轮机热耗中,其数值由汽轮机制造商提出.另外,影响发电标准煤耗的是锅炉热损失和管道效率.因此,进一步减少锅炉热损失和降低汽机热耗成为许多专家关注的焦点.锅炉的各项热损失包括排烟热损失、化学不完全燃烧热损失、机械不完全燃烧热损失、锅炉散热损失等.其中,排烟损失是锅炉热损失中最多的一项,占锅炉热损失的60%～70%,而排烟温度为影响排烟热损失的主要因素,排烟温度每增加10℃,排烟热损失约增加0.6%～1%,相应多耗煤1.2%～2.4%.因此,降低排烟温度是提高锅炉效率的关键.国内火力发电厂的很多锅炉排烟温度实际值都超过了设计值,约高出20～50℃.因此,降低排烟温度对于节约燃料和降低污染具有重要的意义.为了降低锅炉排烟温度,回收锅炉排烟热量,提高电厂的运行经济性,可考虑在烟道上加装低温省煤器(有的文献称烟冷器).低温省煤器的具体方案为:部分或全部凝结水在低温省煤器内吸收排烟热量,降低排烟温度,自身被加热后再返回汽轮机低压加热器(以下简称低加)系统,从而可以代替部分低加的作用,提高机组效率.同时,由于进入脱硫塔的烟温下降,还可以节约脱硫工艺水的消耗量.日本近10年内新建的1000MW以上机组,与脱硫脱硝装置同步配备低温省煤器,节约了大量的水耗和电耗.低温省煤器与低加系统的连接主要有串联与并联两种:串联方式串于两级低加之间,易出现因低温省煤器故障造成停机事故,所以不推荐;并联方式中低温省煤器和某级低加并联,不存在低温省煤器故障停机风险,故推荐这种方式,低温省煤器并联方式见图1.安徽某电厂正在进行二期2×1000MW扩建工程,本文结合该工程的实际,在常规汽轮机回热系统和锅炉烟风系统设计基础上,提出了低温省煤器项目设计的思路和方向,分析了低温省煤器项目在1000MW机组上应用的技术经济性,并研究了该项目的可行性.2低温省煤机项目的设计方案2.1煤质参数选取安徽某电厂二期2×1000MW机组扩建工程所用燃煤为神华煤,煤质参数资料、锅炉设计基本参数、低加参数,以及汽轮机的主要数据,分别如表1,表2,表3,表4所示.汽轮机组型式为超超临界参数、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、凝汽式、湿冷机组.2.2方案三:一级换热器+两组换热管系统利用烟气余热来加热凝结水,以提高全厂热效率,降低煤耗,增加发电量,同时由于烟气经过换热后使进入脱硫岛的烟气温度降低,脱硫耗水随之大大降低.利用烟气余热来加热凝结水的方式有两种:一是设置低温省煤器,让烟气和凝结水直接进行热交换,这种方式的优点是一级换热,换热效率较高,缺点是一旦换热管泄露,凝结水会泄漏到烟气侧,影响机组运行,同时换热器管侧需承受凝结水系统较高的压力(约为4MPa),增加了换热设备的制造成本;二是设置低温省煤器和水水换热器,让烟气和凝结水间接进行热交换,这种方式的缺点是二级换热,系统复杂,增加相应的闭式水系统,同时换热效率较一级换热低,优点是系统安全,便于调节,低温省煤器采用耐腐蚀的ND钢管材,由于低温省煤器水侧不需承受高的压力,大大减少了加热器本身的制造成本,但该方案需增加一台水水换热器,以及相应的循环水泵、膨胀水箱等,设备投资费用高.为了最大限度地回收烟气余热,提高换热效率,本工程采用一级换热系统,即烟气和凝结水直接进行热交换,通过合理选用换热器材质和出口温度,避免了因低温腐蚀产生的破坏.2.3设计与安装煤炭装置2.3.1省煤器换热管低温省煤器采用表面换热,即表面式气-水换热器,烟气与热力循环系统中的凝结水进行热交换.换热器水平布置.低温省煤器换热管采用分段布置的方式,分高、低温段,低温段布置在换热器的下游,高温段布置在换热器的上游,高低温段换热管采用联箱连接.受热面考虑防磨及防腐,并且表面容易清洁.换热组件和密封件等易于拆卸,更换换热管时,不会影响其他换热管.换热管材质采用耐酸露点腐蚀的ND钢,使用寿命超过50000h.设有脉冲吹灰和低压水冲洗系统.2.3.2低温省煤器引风机入口温度烟气余热利用的一级换热设备为低温省煤器,视其设置位置不同,可分为两种布置方式:一是设置在空预器出口(除尘器入口前);二是设置在引风机出口(脱硫塔入口前).文献提出在空预器出口与引风机出口各布置一级,因系统过于复杂本文没有考虑.低温省煤器设置于空气预热器出口、静电除尘器入口前的烟道上.该方案的优点是经过低温省煤器后,烟气温度降低,烟气体积流量减小,除尘器截面积和烟道截面积减小,引风机体积流量减小,可降低部分投资.其缺点是,由于进入低温省煤器的烟气没有经过除尘,含尘浓度高,加热器的工作环境恶劣,磨损大,寿命短.另外,引起静电除尘器、引风机、烟道等的酸腐蚀,增加设备的防腐成本.低温省煤器出口烟温不宜太低,因此低温省煤器可利用的余热较少,烟气余热回收的意义不大,效果不明显.低温省煤器设置于引风机出口即脱硫塔入口前,其优点是经过除尘后的烟气中固体颗粒少,对低温省煤器的冲蚀磨损减小,可以延长设备的使用寿命.另外,由于其出口紧接脱硫塔入口布置,而脱硫塔内部和出口烟道均考虑了酸露点腐蚀,这样,低温省煤器出口温度可适当降低,考虑到ND钢的使用下限,可取85℃,可利用余热增加,不仅回收热量的效果明显,同时可进一步降低进入脱硫塔的烟气温度,进一步减小耗水量,又保护塔的防腐内衬.经过上述两种方案比较,低温省煤器布置在脱硫塔入口前,烟气可利用余热量多,设备磨损小,脱硫塔入口温度低,耗水量少,因此本文推荐低温省煤器布置在脱硫塔入口前的方案.2.3.3低温省煤器水侧进口水侧进口水侧进口温度确定每台锅炉THA工况下,低温省煤器初步设计参数如表5所示.由锅炉热平衡计算出的THA工况下,回热加热器入口烟气温度为129℃(修正后,并考虑引风机温升),每台锅炉入口干烟气量为816.8N·m3/s,根据露点温度和脱硫吸收塔进口温度要求,回热加热器出口烟气温度确定为85℃,换热量为50MW.按照凝结水温度由低到高流程,编号依次为8#,7#,6#,5#低加.考虑低温省煤器冷段腐蚀所需要的入口水温和一定的换热端差,结合各级低加THA工况凝结水的进出口温度,低温省煤器水侧进口拟由8#低加进口和8#低加出口的凝结水混合后(温度取65℃)进入低温省煤器,吸收热量后接入7#低加出口,水温为109℃,所需的凝结水总量为974.42t/h(270.67kg/s).拟采用的低温省煤器有关系统如图2所示.3节约标煤费用根据热平衡方程,一台机组考虑回热利用和不考虑回热利用两个方案的热平衡计算结果如表6所示.由表6可知,每台锅炉设置一台烟气换热器,每台换热器回收热量为50MW,通过热量回收后,电厂总效率提高约0.34%,发电标准煤耗降低1.97g/kWh,每台机组年节约标煤1.09×104t,年节约标煤费用806万元.另外,由于增加烟气余热换热器后,引风机阻力增加800Pa,THA工况下,每台引风机轴功率增加624kW,两台风机共增加1248kW.年利用小时数按5500h计算,标杆电价按456元/MWh计算(含税),每台机组每年节约电费约313万元.采用烟气余热装置后,脱硫塔入口烟气温度从129℃降为85℃,每台锅炉脱硫系统耗水量减少约84t/h,按每吨水2.00元计,脱硫系统每台锅炉年节约水费约92万元.4温度省煤器和回收加热器一台机组的初投资和运行费用综合比较如表7所示.由表7可知,采用余热回收加热器后,每台机组初投资增加2210万元,年运行费用节省585万元.银行贷款利率按7.05%计算,约5年可收回成本.设置低温省煤器后,加热器本身长度3m左右,加上前后过渡段的距离,所要求的布置空间加大,因此设置回收加热器后对总平面的布置要求提高.5大力发展大型火炬发电技术,保障设备的可靠性.采用低温省煤器项目在降低发电标准煤耗的同时,减少了相应的污染物排放,减排效益也很明显,还可减少脱硫装置对水资源的消