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深度降烟温系统在335MW机组的应用

编辑:   发布时间:2018-08-14

    本成果明确了一种锅炉深度降烟温及余热利用节能技术,包括相关理论、系统组成、热力参数计算和运行操作措施等内容。采用分段换热实现排烟余热的分级高效利用,该成果利用深度降烟温及余热利用节能技术,通过能级转换提高了空气预热器入炉风温,使排烟温度由原来的130℃提高到160℃,提高了加热凝结水的做功能力,同时达到保护空气预热器冷端蓄热元件、减轻冷端积灰及提高低品质烟气余热的利用效率的目的。

1. 面临需要解决的问题分析 
1.1排烟温度高影响机组经济性

    排烟损失是锅炉运行中最重要的一项热损失,一般排烟温度每升高15~20℃,就会使排烟热损失增加1%。章丘企业4号锅炉100%THA负荷下排烟温度设计值为130.6℃,自投产以来,由于受煤质偏离设计值等因素影响,运行时夏季最高达150℃,从而增加锅炉的排烟热损失和机组的供电煤耗,严重影响机组经济性。

1.2脱硫与脱硝装置的运行要求

    锅炉湿法脱硫工艺的吸取过程通常在65℃左右的温度下进行,高烟温烟气进入脱硫塔后,通过与雾化浆液反应,携带大量水蒸汽离开,耗费大量工艺水。如能大幅降低脱硫塔入口烟温,将有效降低脱硫耗水量。

    锅炉在安装了脱硝装置以后,较普遍出现了由于液氨逃逸引起的空气预热器冷端低温腐蚀加剧、差压增大、送引风机电耗增加的情况,这需要较大幅度提高预热器进口风温、保护空气预热器的蓄热元件。

1.3除尘器的运行特点

    #4机组配置两台电袋复合式除尘器,分为一级电除尘、三级布袋除尘。粉尘的比电阻是决定电除尘器除尘效率高低的一个主要因素。飞灰比电阻值偏高,是影响电除尘器效率的关键因素。飞灰比电阻与烟气温度有关,烟气温度降低可提升电除尘效率,并且可有效延长布袋除尘器的寿命。

    此外烟气的体积流量得以降低,相应降低电场烟气通道内的烟气流速,增加收尘时间,相应提高除尘效率。

2. 主要研究内容

    锅炉深度降烟温系统采用分段换热实现排烟余热的分级高效利用,整个系统由高温换热器装置、低温换热器装置、冷端保护装置和变工况控制系统四部分组成。

    高温换热器装置分高温换热器Ⅰ段和高温换热器Ⅱ段两段进行布置。高温换热器Ⅰ段布置在空预器后、电袋除尘器前的垂直烟道内,处于高尘区,通过合理设计烟气流速,可使受热面具有一定“自洁”性。高温换热器Ⅱ段和低温换热器装置布置在脱硫塔前水平烟道内,处于低尘区工作,但由于烟温较低,灰尘具有较高的粘度,经过充分研究不同结构形式比如光管、螺旋翅片管、双纵肋管和H型翅片管等的积灰特性,确定合适的受热面结构形式。并且研究蒸汽吹灰、声波吹灰和水力清灰等多种清灰方式的优劣及适应性,选取合适的清灰装置。

    烟气温度降低到75℃左右,具有较强的酸腐蚀性,通过研究多种金属材料的耐化学性能,对不同金属壁温水平选用合适的受热面材料延长装置的使用寿命。

2.1系统技术路线及性能参数

(1)高温换热器

    高温换热器装置用于加热部分汽轮机凝结水,替代部分汽轮机抽汽以增发电量。采取顺列管束、逆流布置,其中高温换热器Ⅰ段布置在空预器后、电袋除尘器前的垂直烟道内。每烟道沿烟气流动方向布置一组管束,采用高频焊螺旋翅片管,材料选用20G。

    高温换热器Ⅱ段布置在脱硫塔前水平烟道内,布置一组管束,采用高频焊螺旋翅片管,材料选用ND钢和2205不锈钢(比例2:1)。高温换热器装置水路与汽轮机主凝结水路成并联布置,其进水取自8号低加进口和7号低加出口的混合水,通过变工况控制器控制实现运行水温调节,吸取烟气余热后,返回5号低加的进口管道,与主凝结水汇合,其水阻力由升压泵克服。

    在75%THA工况下,高温换热器Ⅰ段将烟温由160℃降到123℃,高温换热器Ⅱ段将烟温由123℃降到100℃。

(2)低温换热器

    低温换热器装置用于加热锅炉送风,锅炉送风从环境温度被加热到空预器冷端保护所需要的较高温度,以保护空预器和提升烟温。采取顺列管束、逆流布置,在高温换热器Ⅱ段之后布置一组管束,受热面采用2205不锈钢材料。低温换热器装置的水路为一开式循环回路,其进水取自8号低加进口和7号低加出口的混合水,热侧吸取烟气余热,在冷侧将热量传递给冷端保护装置,从而加热锅炉送风,系统回水至8号低加进口。

    在75%THA工况下,将烟温由100℃降到75℃。该部分热量用于加热冷端保护装置,空预器进口一、二次风提升至70℃。

(3)冷端保护装置吸取低温换热器装置的热量加热锅炉送风,提高空气预热器冷段综合金属壁温。布置在空气预热器前风机出口侧,一、二次风各一组。受热面均采用钢铝复合螺旋翅片管。

(4)变工况控制器由换热器单元、壁温控制单元、热量分配单元和流量控制单元等组成,通过精确的换热数字模型,对系统在不同负荷、季节、煤质下的最优运行状态实施闭环控制、并实时显示空气预热器冷端综合温度。

2.2换热设备设计规范及要求

(1)高温换热器

    高温换热器装置I段设备布置在空预器出口至电除尘入口的两个竖直烟道内,顺列逆流,蛇形管屏形式。

    受热面本体前后各有直段烟道,直段烟道设计有检修人孔门和热工测点。前后各有收缩烟道与原烟道对接。为了保证烟道的强度,烟道内外侧应分别设计烟道内撑杆和加固筋。烟道外面包覆硅酸铝保温材料和保温护板。为保证通过受热面烟气均流,在烟气入口侧加装烟气导流和均流装置。在高温换热器装置Ⅰ段受热面入口缩口烟道布置膨胀节。

    受热面换热元件采用高频焊螺旋翅片管。基管材质:20G,翅片材质:08F,管子规格:φ38×4,翅片厚度2 mm。本体受热面采用蛇形管圈结构,迎风面管屏布置2排同规格防磨假管,第一排假管靠近除尘器侧2.2米内加装防磨护瓦,护瓦材质16Mn,厚度5 mm。

    高温换热器装置Ⅱ段布置在引风机出口至脱硫塔入口的的水平烟道内,顺列逆流,蛇形管屏形式。受热面本体前后各有直段烟道,直段烟道设计有检修人孔门和热工测点。为了保证烟道的强度,烟道内外侧应分别设计烟道内撑杆和加固筋。该区域烟道采用考登钢,烟道外面包覆硅酸铝保温材料和保温护板。为保证通过受热面烟气均流,在烟气入口侧加装烟气导流和均流装置。受热面底面水平烟道设计排污管道,停炉后可用高压水清洗受热面本体,污水通过排污管输送至排污沟。

    整个受热面本体每组烟道沿烟气流动方向分高、低温段两段,高、低温两段之间通过母管连接,高低温段模块可以独立控制,当受热面管屏局部泄漏时,可通过独立小集箱解列泄露部分,其他部分照常运行。

    受热面本体受热面换热元件采用高频焊螺旋翅片管。高温段基管材质:ND,翅片材质:ND,管子规格:φ38×4,翅片厚度1.5 mm;低温段基管材质:2205,翅片材质:316L,管子规格:φ38×4,翅片厚度1.5 mm,本体受热面采用蛇形管圈结构。

    高温换热器装置Ⅰ、Ⅱ段设计有停机时水冲洗时排污管道,清灰装置采用半伸缩式蒸汽吹灰器。

    高温换热器装置冷却介质为汽轮机8号低加进口和7号低加出口的混合水,进水温度79℃,经吸取烟气余热后返回5号低加入口,出水温度130℃。

(2)低温换热器

    低温换热器装置受热面本体设备布置在高温Ⅱ段受热面出口至脱硫塔入口的一个改造后的水平烟道内,顺列逆流。烟气从高温Ⅱ段受热面出口尺寸保持不变。受热面本体前后各有直段烟道,直段烟道设计有检修人孔门和热工测点。

    低温换热器装置受热面本体换热元件采用2205不锈钢材料。基管材质:2205,管子规格:φ38×3.5,本体受热面采用蛇形管圈结构.

    低温换热器装置冷却介质为汽轮机8号低加进口和7号低加出口的混合水,进水温度73℃,经吸取烟气余热后进入冷端保护装置放热,回水至8号低加入口。受热面底面水平烟道设计排污管道,高压水清洗受热面本体后,污水通过排污管输送至排污沟。

2.3课题主要创新点与技术措施

(1)烟气余热资源升级利用的创新

    将低能级的烟气余热通过特定方式转换为高能级的烟气余热加以利用,与汽轮机关联的高能级段运行于超出原排烟温度近30℃的高烟温区域,从而提高了装置回水的能级,回热加热器排挤功增加,提高单位烟温降低的标煤节省量。烟气余热的炉外利用与炉内利用有机结合,低能级热量用于加热锅炉送风、高能级热量用于汽轮机发电,使烟气余热资源最大限度的得到梯级利用。

(2)烟气余热资源联合利用的创新

    与锅炉关联的低能级段常年保持空气预热器进出口温度高于环境温度,促使空气预热器冷端综合温度大幅升高,可以防止和减轻空气预热器的低温腐蚀与积灰,尤其对实施脱硝改造后的机组,排烟温度的降低和空气预热器冷段壁温的提高联合效益更加实用。

(3)烟气余热与凝结水共同加热锅炉送风的创新

    该系统利用低品位的烟气余热和凝结水热量共同加热锅炉送风,解决冬季利用低能级段热量加热送风不足的问题,使锅炉送风维持在70℃左右,替代原有常规暖风器的汽轮机抽汽加热,增加冬季节能效益。

(4)变能级系统闭环管控优化运行的创新

    通过开发变工况控制器,建立精确的空气预热器变工况模型、热力参数耦合计算模型、能级提升模型、壁温控制模型、热量分配模型、流量控制模型和运行方式切换模型,获得最佳的热量分配,使得系统在不同负荷、季节、煤质下均能处于最优运行状态。

3. 电站锅炉深度降烟温及余热利用节能技术开发与应用试验

    为了测定深度降烟温系统投运后的综合节能效果,华电章丘发电有限企业委托西安热工研究院有限企业对4号机组进行深度降烟温系统性能试验。在华电章丘发电有限企业相关部门的大力配合和支撑下,现场试验工作于2016年11月完成。

    性能试验按照ASMEPTC6-2004中的简化试验方法进行,西安热工研究院有限企业完成了深度降烟温系统投运与不投运两种条件下,机组在320MW、250MW和200MW负荷工况下的热力试验。

4号机组深度降烟温系统性能试验结果表明:

    320MW负荷工况下,与不投运深度降烟温系统时相比,投入深度降烟温系统且排烟温度为83℃时,凝结水在深度降烟温系统高温段吸热23.1MW,机组修正后热耗率降低68.2kJ/kWh,锅炉效率提高0.35%,对应供电煤耗降低4.0g/kWh;投入深度降烟温系统且排烟温度为75℃时,凝结水在深度降烟温系统高温段吸热22.3MW,机组修正后热耗率降低66.8kJ/kWh,锅炉效率提高0.11%,对应供电煤耗降低3.1g/kWh。

    250MW负荷工况下,与不投运深度降烟温系统时相比,投入深度降烟温系统且排烟温度为83℃时,凝结水在深度降烟温系统高温段吸热19.1MW,机组修正后热耗率降低79.2kJ/kWh,锅炉效率提高0.31%,对应供电煤耗降低4.3g/kWh;投入深度降烟温系统且排烟温度为75℃时,凝结水在深度降烟温系统高温段吸热16.2MW,机组修正后热耗率降低80.8kJ/kWh,锅炉效率提高0.18%,对应供电煤耗降低3.9g/kWh。

    200MW负荷工况下,与不投运深度降烟温系统时相比,投入深度降烟温系统且排烟温度为83℃时,凝结水在深度降烟温系统高温段吸热8.1MW,机组修正后热耗率降低37.1kJ/kWh,锅炉效率提高0.42%,对应供电煤耗降低3.0g/kWh;投入深度降烟温系统且排烟温度为75℃时,凝结水在深度降烟温系统高温段吸热14.4MW,机组修正后热耗率降低68.4kJ/kWh,锅炉效率提高0.37%,对应供电煤耗降低4.1g/kWh。(此专文摘自《88必发娱乐游戏》杂志文库,专文主创单位:华电章丘发电企业)

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