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、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2．1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。2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ηj等，用以研究热工转换及能量利用程度的一3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ηj。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：11jrjjnrrrAHhhHq[kJ/kg](3-01)式中，Ar---取疏水放热γr或凝结水焓升Гr，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：01zrnrrrHHhhq(3-02)h0—新汽焓；ΣΠ--轴封漏汽及利用，加热器散热，抽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ηi可以按新蒸汽的等效热降H与加入热量Q求得，即：iHQ(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0ddDD(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'dt上升到dt。根据等效焓降的基本法则，具有份额为αd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11xdrrr，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系统，其做功为111mddmmrrrtt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：11mddmmrrrxHtt(3-04)此外，ΔH还有另外一种表达式：djpHq1111()mrrdmmrxjpmrdmrxtttt(3-05)qd---低压省煤器单位工质热负荷，ηr-各级加热器抽汽效率，ηjp---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：4'100HH%(3-06)H’---投入低压省煤器后机组的等效焓降，ΔH---机组等效焓降增量。δη—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、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+25℃t低省出口水温,tld为烟气露点温度。故为防止腐蚀，低压省煤器引水位置水温应高于入口管壁温度下限。同时，为增大温差，提高吸热能力，使排烟温度有效降低，引水位置的温度不宜过高。4.2.2回水位置根据以上热力分析可以看出，低压省煤器的回水焓值将直接影响到回水位置前后各级加热器的加热效果和系统整体的焓降，故应根据低压省煤器的热力分析，选择使机组效率增量Δη最多的点作为最终回水位置。4.3低压省煤器的结构设计要求4.3.1换热管的选型由于省煤器受热面布置空间受烟道尺寸限制，这就对换热管的传热性能提出了较高的要求。目前省煤器换热管所用的几种管型以光管、鳍片管、环状直肋片和螺旋肋片管为主，其中螺旋肋片管以优越的换热性能得到了广泛的应用。如下图所示。图4.1螺旋肋片管结构特点高温纤焊镍基渗层螺旋肋片管单位长度的受热面积大，且可将基管与翅片间的接触传热热阻降低为零，强化传热性能极佳。在烟气流阻限制较严格的情况下，可使烟气侧流阻控制在允5许值之内。同时，烟气在肋片上产生绕流，使得灰粒在水平方向发生位移从而降低了灰粒对管子的冲刷频率，同时撞击到肋片的灰粒能量减弱，使它对管子的冲刷力降低，综合抗磨损的能力是光管式的5倍。管子背面积灰条件被破坏，从而具有一定的自洁作用。极好的防磨损、防腐蚀性能，可适应有限腐蚀的低压省煤器系统的要求。4.3.2管束布置要求烟气中的飞灰颗粒会对管束产生磨损碰撞，磨损量主要取决于烟气在管排内的流通速度，磨损量与之成3次方的关系，因此应选择适当的管排布置方式，使烟气流速保持在合理的范围内，避免管束磨损过快和烟气阻力过高，同时避免水水平烟道内积灰。此外，管排的布置还应满足低压省煤器内合理的水速要求，实现良好的水力循环。5京能热电加装低压省煤器热力计算、设计及分析5.1机组设计参数5.1.1锅炉设计参数表5.1基本参数序号项目单位设计参数1最大蒸发量t/h6702再热蒸汽流量t/h583.43汽包最高工作压力MPa15.884过热器出口蒸汽压力MPa13.735过热器出口蒸汽温度℃5406再热器进口压力MPa2.9837再热器出口压力MPa2.5518再热器进口温度℃330.19再热器出口温度℃54010给水压力MPa17.6411给水温度℃252.812冷风温度℃3013一次风热风温度℃323.914二次风热风温度℃331.215排烟温度℃14216总风量t/h78417空预器一次风侧阻力kPa0.34318空预器二次风侧阻力kPa1.04519空预器烟气侧阻力kPa1.17720锅炉效率：%91.0421计算燃料消耗量t/h99.586表5.2常规用煤的统计分析参数项目名称符号单位设计值校核煤变化区间实际燃煤收到基水分Mar%8.103.46.5-8.58.40收到基灰分Aar%26.2430.5525-4031.23收到基碳Car%51.4451.646.60收到基氢Har%3.353.543.08收到基氧Oar%9.869.728.58收到基氮Nar0.60.8650.71收到基硫Sar%0.410.3280.3-1.41.0收到基挥发分Var%25.34干燥无灰基挥发分Vdaf%27.1339.331-42收到基低位发热量Qnet.arMJ/kg19.67819.67817-2517.46哈氏可磨性系数HGI-59－灰渣初始变形温度DT℃15001500灰渣软化温度ST℃1500－灰流动温度FT℃1500－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/kW·h814922回热系统3JG+1CY+4JD=8级75.1.3THA及120MW工况下汽轮机回热系统参数表5.4THA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71.4105.1121.9143164.2244.1184.7218.4240.7表5.5120MW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---58.588.7103.7122.7207.1---159.2188.5出口58.588.7103.7122.7---