电厂锅炉改进型低温省煤器应用分析.docVIP

电厂锅炉改进型低温省煤器应用分析 张 海 （山西中源科扬节能服务有限公司，山西 太原 030000） 摘要：采用改进型低温省煤器技术在某公司350 MW 机组进行应用, 回收锅炉空预器后的烟气余热加热机组凝结水, 降低电除尘进口烟温，系统投运后节能效果显著、安全系数高，提高电除尘有效利用率。系统投运后对机组安全性、经济性影响以及部分典型特性进行了整理和分析。 关键词:烟气余热回收;低温省煤器;电除尘 导言 排烟损失是锅炉运行中最重要的一项热损失，占锅炉热损失的60%~70%。我国现役火电机组中锅炉排烟温度一般在120～160℃左右，实际排烟温度高于设计值是普遍存在的现象。锅炉排烟温度高，会使锅炉效率降低、脱硫塔耗水量增加、除尘器效率降低等，随着国家对节能减排环保工作日益重视，因而对于提高锅炉热效率日趋迫切，其中利用锅炉排烟余热是最有效的途径之一。排烟余热即排烟热损失，排烟热损失决定于排烟温度和排烟量。锅炉型号一定，排烟量是确定的，因此，目前大都通过降低排烟温度来减少烟气热损失。研究表明，锅炉烟气温度每降低15～20℃可以提高锅炉热效率1%[1]，因此降低锅炉烟气温度已成为锅炉节能的一个重要途径。采用低温省煤器后会将烟气的余热回收利用提高锅炉和电除尘的有效利用率，也降低了脱硫冷却水耗量。 2015年采用改进型低温省煤器技术在某350MW燃煤机组进行节能改造，在保证受热面安全的基础上从135℃降低至103℃左右，取得良好的节能效果。 方案介绍 350MW燃煤发电机组，锅炉均为美国福斯特·惠勒能源公司（FWEC）设计制造的亚临界、一次中间再热、双拱型单炉膛W型火焰、平衡通风、固态排渣、露天布置、自然循环汽包型燃煤锅炉。因电除尘入口烟温较高，夏季约140℃，影响电除尘除尘效率，且烟气带走大量的热量，增加引风机电耗，脱硫系统耗水量大，降低锅炉运行的经济性。进行低温省煤器改造，可有效降低电除尘入口烟温，提高电除尘的除尘效率，同时减少引风机电耗，减少脱硫系统耗水量，提高机组的经济性，达到节能减排的目的。该余热利用项目首先在冬季优先用于供热用汽，若有剩余，则继续用于加热凝结水，减少对应的汽轮机抽汽，提高电厂效率。 低温省煤器的介质引自凝结水系统，采取低加回热系统和低温省煤器并联的方式。凝结水引自7号低加进口通过低温省煤器回到6号低加入口，在汽轮机热力系统连接示意图如下1，为防止低温省煤器低温腐蚀，入口设计热水回流系统调整低温省煤器入口水温，热水回流是将低温省煤器部分回水引至低温省煤器进口，并通过变频泵控制水温，以保证进入低温省煤器水温高于酸露点。设计凝结水冲洗水回收系统及系统疏放水、排气、取样等管路增加蒸汽伴热系统。 系统简图如下： 设备参数 2.1 设备设计参数 序号 参数 单位 数值 1 烟气流量 Nm3/h 1075600 2 低温省煤器进口烟气温度 ℃ 135 3 低温省煤器出口烟气温度 ℃ 100 4 低温省煤器进口凝结水(热网循环水)温度 ℃ 79.9 5 低温省煤器出口凝结水(热网循环水)温度 ℃ 112.4 6 凝结水(热网循环水)流量 T/h 414 7 水侧压力损失 MPa 0.3 8 新增烟气阻力 Pa 350 2.2 设备运行画面 2.3 改造后效果 改造实施后，在非采暖期，由于进入6#低压加热器的凝结水温度大幅提高，凝结水对抽汽的冷凝能力降低，6段抽汽量随之减少，节省的抽汽可以继续在汽轮机中做功，机组的发电能力增加。 节能分析 3.1 回收的烟气余热 改造前，除尘器出口烟气温度约135℃。经改造，换热器尾部排烟温度可降到100℃，此区间烟气降温幅度为30～35℃。按燃煤量计算可知，低温省煤器可回收热量QTRL：15658KW。 利用低温省煤器回收的烟气余热，用于加热主机凝结水。按照设计方案，75℃的凝结水送至低温省煤器吸热升温至100℃以上。可减少6号低加所需的6段回热抽汽约24.9t/h。以上减少的汽轮机抽汽可以继续在低压缸中做功，从而增加机组的出力：单台机组增加出力约2.368MW。 锅炉排烟被低温省煤器由135℃冷却至100℃，对于脱硫塔而言，相当于用于这部分烟气温降的喷水被节省下来。100℃的水蒸气焓值基本不变，故单位质量喷水吸收的热量基本不变。假定原有喷水温度为20℃，根据可用烟气余热量计算结果，可计算得到每台机组年节省脱硫塔喷水10.5万吨左右，折合人民币12.6多万元，结果详见下表。 年节省脱硫塔喷水及收益 项目 单位 数据 回收余热量 KW 15658 节省喷水量 t/h 21 年运行小时数 h 5000 年节约水量 万吨 10.5 补水单价 元/吨 1.2 年节约水费 万元 12.6 3.2 节能效果 本次改造实施后，某电厂350MW机组锅炉的排烟温度可以降低30～35℃，单台机组回收烟气余热约15