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电站锅炉低压省煤器节能原理及工程实例
发表时间:2011-02-18 浏览:9747



福建快三开奖结果走势 www.ogyqe.tw 目前,国内一些电厂锅炉排烟温度偏高,造成锅炉运行效率降低,机组标准煤耗增加;此外,电厂若上脱硫系统,亦需要较大幅度降低排烟温度。从电厂技术改造角度,有多种方案可达到降低排烟温度的目的,在电厂的热系统中增设低压省煤器即是其中之一。已在国内几十家电厂的上百台机组上安装了这种低压省煤器的系统。

但对于低压省煤器降低排烟温度的合理性及其节能效果,尚有不少电厂热工人员存有质疑,以致影响了低压省煤器系统在电厂节能减排中的推广应用,有必要在理论上加以澄清。

本文是以等效焓降理论为基础,结合作者在国内十余家电厂低压省煤器改造中所作方案比对的实际数据,对于低压省煤器系统的工作原理、标准煤节省量的计算、技术经济比较、方案比对论证、以及若干重要的运行特性作出一个全面的总结,最后给出一个工程应用的实例。

 

1. 低压省煤器系统简介

低压省煤器是利用锅炉排烟余热,节约能源的有效措施之一,并颇具特色。低压省煤器装在锅炉尾部,结构与一般省煤器相仿。

1 低压省煤器热系统示意图

1-低压省煤器本体;2-进口集箱;3-进口阀门;4-出口阀门;5-出口集箱;6-电调阀;7-流量计;8—回热加热系统(低压部分)

典型的低压省煤器的热力系统如图1所示。低压省煤器与主回水成并联布置,其进口水取自汽轮机的低压回热系统,低省的过水量、入口水温均可在运行中调节。进入低省的凝结水吸收锅炉排烟热量后,在除氧器入口与主凝结水汇合。这种热力系统,低省的给水跨过若干级加热器,利用级间压降克服低省本体及连接管路的流阻,不必增设水泵,提高了运行可靠性,同时也自然地实现了排烟余热的梯级利用。

2.低压省煤器节能理论及计算

一般认为,把烟气余热输入回热系统中会排挤部分抽汽,导致热力循环效率降低;并且,排挤的部分抽汽会增加凝汽器的排汽使汽轮机真空有所降低。这两点对于低压省煤器节能的疑问必须加以澄清。理论上,增设低压省煤器后,大量烟气余热进入回热系统,这是在没有增加锅炉燃料量的前提下,获得的额外热量,它以一定的效率转变为电功。这个新增功量要远大于排挤抽汽和汽机真空微降所引起的功量损失,所以机组经济性无例外都是提高的。

1.1 发电煤耗节省量计算

采用等效热降法进行热经济性分析[1]。将低压省煤器回收的排烟余热作为纯热量输入系统,而锅炉产生1kg新汽的能耗不变。在这个前提下,热系统所有排挤抽汽所增发的功率,都将使汽轮机的效率提高。

相应1kg汽轮机新汽,其全部做功量称新汽等效焓降(记为H),所有排挤抽汽所增发的功量(记为ΔH)称等效焓降增量,计算如下:

H = 3600/(ηjd×d)                   (kJ/kg)

ΔH=β[(hd2-h4)η5+∑(τj·ηj)]          (kJ/kg)

式中 d—机组汽耗率,kg/kwh;

ηjd—汽轮机机电效率;

β—低省流量系数;

hd2—低压省煤器出水比焓,kJ/kg;

h4—除氧器进水比焓,kJ/kg;

τj—所绕过的各低加工质焓升,kJ/kg;

ηj—所绕过的各低加抽汽效率。

热耗率降低δq按下式计算:

δq=ΔH·q/(H+ΔH)                (kJ/kwh)

式中 q—机组热耗率,kJ/kwh;

发电标煤耗节省量δbs按下式计算:

δbs=δq/(ηp·ηb·29300)          (kg/kwh)

式中ηp、ηb——锅炉效率、管道效率;

以已投运的某200MW火电机组低压省煤器系统为例进行节能量计算,结果列于表1。由表1可见,低压省煤器降低排烟温度28℃,可节省标准煤3.05g/kwh。

表1                         某国产200MW机组低压省煤器主要指标计算结果

进口烟温ty1

出口烟温ty2

低省换热量,Qd

低省出水温度td

机组等效焓降H

等效焓降增量ΔH

热耗率降低δq

发电标煤耗减少δbs

单位

kW

kJ/kg

kJ/kg

kJ/kwh

g/kwh

数值

157

129.5

8604

125.5

1204

11.32

77.85

3.048

这里指出,低压省煤器尽管降低了排烟温度,但并未改变锅炉效率。锅炉的排烟温度仍然定义于空气预热器出口。

1.2 汽轮机真空影响计算

对于湿冷机组,汽轮机背压增量dpc与冷凝量增量dDc关系借助凝汽器的变工况计算,亦可按下式估算[2]

dpc=2.059×dDc/Dc            (kPa)

dDc=∑Dj- dD0               (t/h)

式中 Dc—凝汽器冷凝量,t/h,

dD0—由增设低省引起的汽轮机新汽量减少值,t/h,可由δbs计算得到。

∑Dj—低省各排挤抽抵达凝汽器的总量,t/h。其中第J级的排挤量按下式计算:

Dj=3.6·γj·G·τj/qj         ( t/h)

式中 G—低省的过水流量,kg/s

γj—排挤系数,指第J级排挤抽汽抵凝汽器的份额,按文献[1]计算。

其余符号,意义同前。

表2列出了汽轮机真空计算主要结果。

表2                        汽轮机真空影响计算结果(某国产200MW级组)

项  目

#1低加

#2低加

#3低加

#4低加

除氧器

各低加排挤抽汽Dj0,t/h

0

878

305

374

0094

排挤系数γj

0

09544

08832

08366

08510

到凝汽器排挤抽汽Dj,t/h

0

8379

2694

3129

0080

 

凝汽器排挤总量∑Dj,t/h

1412

新汽减少量dD0,t/h

564

凝汽净增量dDc,t/h

848

汽轮机背压升高,kPa

0.0404

由表可知,各排挤抽抵达凝汽器的总量14.12t/h,低省节省新汽量5.64t/h,冷凝量净增量8.48t/h,由此引起汽轮机背压升高0.0404kPa。此时汽轮机排汽比焓升高值为0.457kJ/kg,仅占新汽等效焓降的0.037%。根据以上分析,排挤抽汽对汽轮机真空以及对汽轮机做功的影响完全可以忽略。

2.降低排烟温度方案比较

主要比较了传统的高压省煤器改造和增设低压省煤器的两种技术方案。与高压省煤器改造相比,低压省煤器在电厂节能减排方面有其独到的优点:

(1)可以实现排烟温度的大幅度降低。按照电厂的不同需求,可降低排烟温度30℃~35℃,甚至更多。而改造高压省煤器,则根本无法做到这一点。这个优点对于需上脱硫系统的锅炉(排烟温度有最高限制),是十分珍贵的。

(2)对于锅炉燃烧和传热不会产生任何不利影响。由于低压省煤器布置于锅炉的最后一级受热面(下级空预器)的后面,因此,它的传热行为对于锅炉的一切受热面的传热均不发生影响。因此既不会降低入炉热风温度而影响锅炉燃烧,也不会使空气预热器的传热量减少,从而反弹排烟温度的降低效果。

(3)具有独特的煤种和季节适应性。锅炉的低压省煤器出口烟温可以根据不同季节和煤质(主要是含硫量)进行调节,以实现节能和防腐蚀的综合要求。这也是高压省煤器改造所不具备的。例如为贵州QG电厂670t/h锅炉设计的低压省煤器,设计将排烟温度从160℃降低到135℃。后运行中排烟温不正常升高到180℃,低压省煤器靠自身的烟温调节功能,仍然将排烟温度轻松降低到135℃。

(4)设计低压省煤器也可以同时解决汽轮机热力系统的某些缺陷。例如山西ST电厂#4机(200MW),大修前除氧器的主凝结水进水温度高出设计值很多,造成了除氧器的排挤抽汽。为此,只得部分开启#4低加旁路,使汽轮机热耗增加。加装低压省煤器后,低省出口的水温为120℃,低于主凝结水温度34℃,与主凝结水汇合后,使除氧器进水温度基本恢复设计值,从而消除了回热系统的缺陷,保证了除氧效果。

(5)采用低压省煤器系统,可以充分利用锅炉本体以外的场地空间布置受热面,因而空间宽绰、便于检修。

当然,由于低压省煤器所吸收余热的利用能级相对较低,因此其单位排烟温降的节能量不及高压省煤器改造。如果电厂只需少量降低排烟温度、而锅炉又无燃烧稳定性的担忧或其它限制时,改造高压省煤器也不失为较好的方案。

3.低压省煤器主要运行特性

3.1 节能量-水量特性

某300MW机组低压省煤器的节能量-水量特性如图2所示。关于过水流量影响标准煤耗的理论探讨,详见文献[3]。

3.2 节能量-负荷特性

某300MW机组低压省煤器的节能量-负荷特性也示于图2。该图表明,增设低压省煤器对于负荷率较低的发电机组在经济上则更为有利。

3.3 进水温度特性

图3是某1025t/h炉低压省煤器出口烟温、出口水温和节能量与进水温度的关系。图中低压省煤器的进口烟温均保持相等。由图可知运行中应恰当控制低压省煤器的出口烟温,过分追求排烟温度降低在经济上是不利的。

图2 低压省煤器节能量-水量曲线

1—100负荷;2—65%负荷

图3 低压省煤器出口烟温、节能量与进口水温关系,实线—进水温度87.5℃;虚线—进水温度80.5℃


低压省煤器的以上几个特性具有普遍性。但具体的函数关系则与热力系统的参数、低省进口烟温等有关,不能套用。需要经过变工况计算予以确定,指导运行。

4.低压省煤器工程实例一

4.1 概况

山西SHET发电厂#4炉为苏制EΠ-670/13.7型中间再热自然循环煤粉炉,T型布置,配苏制215MW机组。额定蒸发量670t/h,额定汽温545/545℃,设计煤种为西山烟煤,现运行煤种为平朔烟煤,本炉设计排烟温度156℃,但运行后锅炉排烟温度偏高,全年平均达170℃,超出设计值近20℃。同时电厂脱硫也急切需要降低排烟温度。为此,经过方案论证,于2007年2月电厂进行了增设低压省煤器的技术改造。

4.2 方案简介

低压省煤器与主回水成并联布置,其进口水取自汽轮机的低压回热系统,设计特定的进水方式与电调阀配合,可实现低压省煤器进水量的切换与调整。进入低压省煤器的凝结水吸收排烟热量后,在除氧器入口与主凝结水汇合??考尤绕鞯募都溲沽朔褪∽枇?,不必增设水泵。

低压省煤器的总体布置采用了四烟道错列管排逆流布置(见图4)。主受热面以锅炉对称中心为界,分甲、乙两侧分别安装于电除尘器前的四个上行烟道内。锅炉排烟从空预器流出,经水平烟道转弯后上行,在竖烟道内自下向上冲刷低省蛇形管束;由凝结水系统流来的低压水,经布置在上方的低压省煤器入囗集箱进入低压省煤器,自上而下经蛇形管排流入出囗集箱,在除氧器进水管道的某一点与主凝结水汇合。低压省煤器传热元件采用专为低压省煤器设计的零隙阻镍基渗层肋片管。采用夹持板支持蛇行管屏重量,并兼有固定管束各管间横、纵向节距的作用。管箱组装后外形总尺为5200×3600×825mm。低压省煤器的主要结构与设计参数见表3。

图4 低压省煤器总体布置图

1-进水母管;2-出水母管;3-本体管束;4-水平烟道;5-电除尘前竖直烟道;6-钢架

4.3.运行结果与效益分析

本低压省煤器于2007年6月15日投运,至今运行稳定、可靠。经测试各项指标均达到设计要求,尤其是烟温降和烟气流阻的控制更是优于设计值。借助低省进水温度和流量的调节,锅炉排烟温度最低可降低至130℃以下。但考虑到低温腐蚀的影响目前煤质下控制排烟温度在140℃左右运行?;樵诵杏氲魇允莸闹饕峁?。运行数据和计算结果均表明,本改造降低机组标准煤耗近3 g/kwh,年节标煤4千余吨,全部投资仅一年多即可收回。

#4大修前除氧器的主凝结水进水温度高出设计值很多,造成了除氧器的排挤抽汽。为此,不得不部分开启最后一级低加旁路,造成汽轮机热耗增加。加装低压省煤器后,低省出口的水温接近130℃,低于主凝结水温度近30℃,与主凝结水汇合后,使除氧器进水温度比原运行值降低10℃~12℃,保证了除氧器的安全可靠运行。

运行表明,即使在夏季最大负荷、最高排烟温度下,进入静电除尘器的烟气温度也能降低至140℃以下,这就为锅炉的烟气脱硫提供了必需的烟温条件,具有良好的环境效益。

表3                     SHET发电厂#4炉低压省煤器主要结构、设计参数

序号

符号

单位

数值

1

发电负荷

N

MW

210

2

煤含硫量

Sar

%

1.0~1.5

3

光管直径

d

mm

30/38

4

光管壁厚

dlt

mm

4

5

每排肋片数

nn

-

469

6

管束高度

H

mm

825

7

管束宽度

W

mm

3600

8

进口烟温

Ty1

170

9

出口烟温

Ty2

145

10

进口水温

t1

88/101

11

极限流量

G

kg/s

146

12

烟气流速

w1

m/s

6.71

13

烟气压降

dp1

Pa

108

14

水侧压降

dp2

MPa

0.07

15

设备重量

GG

t

65

 

4                          SHET发电厂#4炉主要运行测试数据

发电负荷P

主汽流量D

主汽温度tgr

进口烟温ty1

出口烟温ty2

最低出口烟温ty2m

进口水温t1

出口水温t2

单位

MW

t/h

数值

200

640

539

167.5

138.9

127.4

84.9

129.1

电调门开度k

除氧器压力pcy

除氧器水温tcy

汽机真空k

汽机真空升高dk

汽耗减少dD,

热耗率降低δq

标煤耗减少δbs

单位

%

Mpa

kpa

kpa

t/h

kJ/kwh

g/(kwh)

数值

20

0.53

157.8

77.66

0.022

5.4

75.63

2.91

 

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