200 MW機組增設低溫省煤器的優(yōu)化設計

林俊光，羅鐘高，崔云素，張衛(wèi)靈，程 慧

（浙江省電力設計院，杭州 310012）

國內(nèi)某電廠4臺200 MW機組的鍋爐為東方鍋爐廠DG670/140-8型超高壓、中間再熱、自然循環(huán)煤粉爐，單爐體、π型布置。目前存在的主要問題是鍋爐排煙溫度較高，高負荷時排煙溫度在140℃左右，此部分熱量并沒有得到有效利用。

原設計為每兩臺機組配有一套煙氣脫硫系統(tǒng)，為兩爐一塔，配有一臺增壓風機，煙氣脫硫后直接排入煙囪，脫硫系統(tǒng)不設置氣氣換熱器（GGH），為了避免高溫煙氣對脫硫塔及進口煙道內(nèi)防腐材料的破壞，采用對高溫煙氣噴水的方法降低煙氣溫度。如能采取有效措施，在利用煙氣余熱的同時又能將排煙溫度降低20～30℃，則既可以降低機組熱耗，又能節(jié)約大量淡水資源。本文提出通過增設低溫省煤器并對其進行設計優(yōu)化，回收利用煙氣余熱，降低機組的煤耗，同時減少脫硫用水，實現(xiàn)節(jié)能環(huán)保。

1 設計方案

低溫省煤器安裝在鍋爐尾部煙道，其水側連接于汽輪機回熱系統(tǒng)的低溫給水。低溫給水在低溫省煤器中吸收排煙熱量，降低了排煙溫度，而水溫升高后則可減少加熱給水的抽汽量。

1.1 系統(tǒng)聯(lián)結方式的選擇

低溫省煤器主要有兩種聯(lián)結方式，分別是串聯(lián)聯(lián)結和并聯(lián)聯(lián)結，如圖l、圖2所示。串聯(lián)聯(lián)結方式的優(yōu)點是流經(jīng)低溫省煤器的水量大，排煙余熱利用的程度較高，經(jīng)濟效果較好。但凝結水的阻力增加，所需凝結水泵壓頭增加，電廠改造時需要更換凝結水泵。并聯(lián)聯(lián)結低溫省煤器的傳熱效果低于串聯(lián)聯(lián)結，但不必更換凝結水泵。另外，并聯(lián)低溫省煤器系統(tǒng)是獨立的旁路，便于停用和維修。

圖1 串聯(lián)聯(lián)結方式示意圖

圖2 并聯(lián)聯(lián)結方式示意圖

基于以上分析，根據(jù)機組各低壓加熱器進出口溫度，考慮到低負荷工況時低溫省煤器入口水溫過低將導致受熱面低溫腐蝕，在并聯(lián)聯(lián)結方式的基礎上提出一種新型的聯(lián)接方式，如圖3所示，即分別從1號低壓加熱器入口引出一路較低溫度的凝結水，2號低壓加熱器入口引出一路較高溫度的凝結水，經(jīng)混合后進入低溫省煤器，與煙氣進行熱交換后進入3號低壓加熱器入口。本系統(tǒng)設一臺加壓泵，以克服整個水系統(tǒng)帶來的阻力。兩路出水管路上各設置一只調節(jié)閥，調節(jié)兩路混合水溫度至設定值。該聯(lián)結方式的優(yōu)點是可以調節(jié)低溫省煤器入口水溫，獲得更好的傳熱效果，從而節(jié)省受熱面布置。

1.2 煙氣系統(tǒng)布置方式的選擇

低溫省煤器的布置方式主要有3種：布置在空氣預熱器出口、除塵器進口，布置在脫硫吸收塔進口、增壓風機出口，以及分段布置。

圖3 改進型并聯(lián)聯(lián)結方式示意圖

如在空氣預熱器出口、除塵器進口布置低溫省煤器，煙氣在空氣預熱器出口之后就被減溫至90～100℃，煙氣的體積流量也相應減少約10%，因而可以減少除塵器的除塵面積以及除塵器的占地面積和用材，同時可降低引風機流量。據(jù)相關研究[1]，飛灰的比電阻隨溫度的降低而降低，電除塵器的除塵效率隨之增高。但是煙氣溫度的降低增加了舊電廠已有的電除塵器防腐蝕的難度，同時增加了除塵器內(nèi)堵灰的可能性?？紤]到國內(nèi)電除塵器的低溫防腐技術尚未成熟，目前還沒有低溫電除塵器投運的實例，一旦除塵器因堵灰或腐蝕嚴重需要檢修，就可能影響整個機組的運行。因此，對于舊電廠改造，一般不推薦此方案。

如在脫硫吸收塔進口、增壓風機出口布置低溫省煤器，此時煙氣中的絕大部分飛灰已被除塵器除去，基本不存在換熱器磨損和堵灰的問題，因此換熱器可以使用翅片管式或板式結構以提高傳熱系數(shù)，而且可以免去蒸汽吹掃裝置。若置于引風機之后，則可避免換熱器一旦腐蝕泄漏，凝結水漏入引風機的問題，引風機葉片也不需要考慮低溫防腐。此布置方案的運行可靠性和維護成本都優(yōu)于第一種方案，設備占用的空間也較小。但由于增壓風機后的煙道長度有限，無法布置兩臺爐的低溫省煤器，同時新增低溫省煤器后荷載增加，原煙道支架改造非常困難，因此該方案也不能在本工程中采用。

分段布置方式是考慮到單獨的某一區(qū)段容納不下整個低溫省煤器裝置，因此將它分成幾個相對獨立的管箱布置，適合于舊電廠改造。由于增壓風機后煙道長度有限，初步考慮在增壓風機前后各布置一段。通過計算發(fā)現(xiàn)：兩臺爐的部分低溫省煤器管箱布置在增壓風機后、脫硫塔前彎管過渡段時，煙氣阻力將增加約2000 Pa，現(xiàn)有的增壓風機將不能克服此阻力；同時新增低溫省煤器荷載約600 t，原煙道支架將無法承受。若新增煙道支架，現(xiàn)場也無法布置；即使不考慮阻力和土建因素，僅從經(jīng)濟性分析，此方案的投資回收年限約為19.4年，對舊電廠改造顯然是不合適的。綜合以上考慮，認為在增壓風機后不適合布置低溫省煤器。所以，本工程低溫省煤器只能布置在引風機后、增壓風機前的水平煙道上。

1.3 低溫省煤器設計參數(shù)的確定

為了保證增設低溫省煤器后能達到預期效果，減少改造對設備帶來的危險，必須先進行引風機和增壓風機風量、壓頭的校核計算及低溫省煤器熱力計算，通過技術經(jīng)濟性比較，確定低溫省煤器的設計參數(shù)。低溫省煤器的傳熱元件采用ND鋼、H型鰭片管，抗腐蝕，耐磨損，防積灰。表1是該電廠加裝低溫省煤器在機組熱耗保證工況（THA工況）的設計和結構參數(shù)。

表1 低溫省煤器設計和結構參數(shù)（THA工況）

2 增設低溫省煤器需要考慮的問題

2.1 受熱面積灰

鍋爐煙氣中的灰分不僅會污染傳熱管表面，影響傳熱效率，嚴重時還會堵塞煙氣流動通道，增加煙氣流動阻力甚至影響鍋爐安全運行，導致停爐清灰。干灰清理主要考慮3項措施：

（1）保證吹灰器的布置能吹到所有的管束，不留吹灰死角。

（2）設計煙氣流速高于10 m/s且速度相對均勻，使煙氣在流動中具有一定的自清灰能力。

（3）利用低溫省煤器煙氣入口擋板的定時啟閉，減小煙氣流通總面積，增加吹灰時段的煙氣流速，達到清除積灰的目的。

2.2 受熱面腐蝕

研究表明[2]，將低溫省煤器置于壁溫小于105℃、但比煙氣中水蒸汽飽和溫度高25℃的區(qū)間時，金屬壁溫的腐蝕速度≤0.2 mm/a，這是可以接受的腐蝕速度。工作在這個金屬壁溫區(qū)的低溫省煤器進水溫度較低（一般在60～70℃），因此本文對該工程低溫省煤器入口水溫按65℃考慮。

由于低溫省煤器在酸腐蝕的工況下運行，所以選用合適且性價比高的耐腐蝕材料非常重要。根據(jù)目前國內(nèi)外的設計經(jīng)驗，可以考慮采用的材料主要有：不銹鋼、耐腐蝕的低合金碳鋼，復合鋼管及表面搪瓷處理的碳鋼等。不銹鋼材料雖然抗腐蝕性能好，但由于材料價格較高，換熱系數(shù)低，因此本文對該工程低溫省煤器按耐腐蝕的低合金碳鋼考慮。

3 經(jīng)濟性分析

采用等效焓降法進行熱經(jīng)濟性分析[3]。增設低溫省煤器前后，低壓缸各級抽汽除了流量變化外，溫度和壓強均無變化，凝結水流經(jīng)各級加熱器的進出口溫度也沒有變化。確定抽汽流量要先根據(jù)低溫省煤器煙氣側的放熱量計算出換熱器的水側流量，然后再根據(jù)熱量平衡計算相關低壓加熱器抽汽流量。具體計算如表2所示。

裝設低溫省煤器后，煙氣阻力約增加330 Pa，根據(jù)測試報告，增壓風機和引風機均有一定的富裕量，可以克服該新增阻力；低壓缸排汽增加考慮到后將增加凝汽器循環(huán)水的能耗，低溫省煤器凝結水加壓泵也需要消耗能量，以及風機功率的增加等，煙氣余熱利用后最終將使供電標準煤耗降低1.34 g/kWh，具體計算如表3所示。

表2 低溫省煤器THA工況計算表

表3 低溫省煤器THA工況計算表

根據(jù)電廠運行數(shù)據(jù)，全年總運行小時數(shù)為7920 h。全年運行負荷分布時間折合到額定工況下的運行小時數(shù)如表4所示。

表4 機組運行負荷分布率

設置低溫省煤器后，由于降低了脫硫塔進口的煙氣溫度，每臺機組脫硫系統(tǒng)可減少噴水量約12 t/h，全年節(jié)約用水55596 t?？紤]脫硫系統(tǒng)工業(yè)水制備、噴淋設備投用等綜合成本，水價按2.2元/t計，每臺機組每年可節(jié)省水費12.23萬元。

設置低溫省煤器需要增加靜態(tài)投資約480萬元。每8年需花費112萬元更換冷段受熱面，加上運行維護費用，折合后每年約需20萬元運行維護費用。經(jīng)濟性分析見表5所示。

表5 低溫省煤器經(jīng)濟性分析表

4 結論

綜上所述，設置低溫省煤器能有效降低進入脫硫塔的煙氣溫度，并回收了煙氣余熱。分析、計算的結論如下：

（1）低溫省煤器適合布置在增壓風機前、引風機后的煙道上。

（2）低溫省煤器水側采用改進型并聯(lián)聯(lián)結方式，從1號低壓加熱器進出口的主凝結水管路上，分別引出兩路凝結水，混合后經(jīng)過低溫省煤器，再返回3號低壓加熱器主凝結水入口。

（3）低溫省煤器投運后每臺機組供電標準煤耗將降低1.34 g/kWh，每年可節(jié)省燃料費用108.53萬元；節(jié)省脫硫系統(tǒng)用水55596 t，每臺機組每年可節(jié)省水費12.23萬元。按初始投資480萬元計算，6年可收回動態(tài)投資。

[1] 趙旭東，吳少華,項光明，等.循環(huán)流化床煙氣脫硫裝置對電除塵影響研究[J].熱能動力工程，2005（4）∶378-380.

[2] 林萬超.火電廠熱系統(tǒng)節(jié)能理論[M].西安：西安交通大學出版社，1994.

[3] 李勤道，劉志真.熱力發(fā)電廠熱經(jīng)濟性計算分析[M].北京：中國電力出版社，2008.