低温省煤器在660mw机组中的运用

低温省煤器在660mw机组中的运用

1低温省煤器串联、串联对于发射发射厂的加热系统，可以采用以下三种方法来提高全厂的生产率。(1)提高蒸汽参数。(2)降低汽轮机的排汽参数。(3)减少锅炉烟气的排放热损失。低温省煤器的热力连接方式:低温省煤器在热力系统中的连接方式,直接影响到它的经济效果和分析计算的方法以及运行的安全、可靠性。低温省煤器联入热力系统的方案很多,就其本质而言,只有两种连接系统:(1)低温省煤器串联于热力系统中,简称串联系统;(2)低温省煤器并联于热力系统中,简称并联系统。低温省煤器的串联系统,见图1。从低压加热器NOj-1出口引出全部凝结水DH(kg/h),送入低温省煤器,在低温省煤器中加热升温后,全部返回低压加热器NOj的入口。从凝结水流的系统看,低温省煤器串联于低压加热器之间,成为热力系统的一个组成部分。串联系统的优点是流经低温省煤器的水量最大,在低温省煤器的受热面一定时,锅炉排烟的冷却程度和低温省煤器的热负荷Qd(kJ/s)较大,排烟余热利用的程度较高,经济效果较好。其缺点是凝结水流的阻力增加,所需凝结水泵的压头增加。低温省煤器的并联系统,见图2。从低压加热器NOj-1出口分流部分凝结水Dd去低温省煤器,加热升温后返回热系统,在低压加热器NOj+1的入口处与主凝结水相汇合。从凝结水流系统看,低温省煤器与低压加热器NOj成并联方式,与之并联的低压加热器也可是多个。并联系统的优点是,可以不增加凝结水泵扬程。因为低温省煤器绕过一、两个低压加热器,所减少的水阻力足以补偿低温省煤器及其联接管道所增加的阻力。这对改造旧电厂较为有利,除此以外,还可以方便的实现余热梯级开发利用。缺点是低温省煤器的传热温压将比串联系统低,因为分流量小于全流量,即Dd<DH,低温省煤器的出口水温将比串联时的高。并联低温省煤器系统本身就形成了一个独立的旁路,便于停用和维修。对于具体的工程,两种方式都可以考虑。对于低温省煤器的切入点选择,即低温省煤器串联或并联在哪一级或哪几级低压加热器上,可通过具体的经济性分析来决定,因为不同级的低压加热器抽汽做功能力不同,因此造成低温省煤器不同的串、并联方式,在经济性上也有差别。外高桥三期工程在管道连接上实现了低温省煤器即可并联运行又可串连运行。通过经济性分析,串连运行在防止低温省煤器低温腐蚀和提高经济性上均优于并联运行,一般情况下推荐采用串连运行。2低温省煤器、烟气冷却器某660MW级机组电厂的锅炉排烟设计温度为127℃左右,但由于受燃料特性改变及运行环境变化,锅炉实际运行排烟温度也将会改变。虽然加装低温省煤器后烟气阻力有所上升,但是烟气阻力的耗电量还不到节约成本的10%~20%,因此低温省煤器能有效的提高机组效率、节约能源,减少生产成本,具有良好的应用前景。目前在国内已有电厂进行了低温省煤器的安装和改造工作。以山东某发电厂为例,电厂两台容量100MW发电机组所配锅炉是武汉锅炉厂设计制造的WGZ410/100—10型燃煤锅炉,由于燃用煤种含硫量较高,且锅炉尾部受热面积灰、腐蚀和漏风严重,锅炉排烟温度高达170℃,为了降低排烟温度,提高机组的运行经济性,在尾部加装了低温省煤器。北京某300MW级热电厂,就采用低温省煤器来加热供热回水,已经投运超过5年。在国外,低温省煤器同样较早就得到了应用。原苏联为了减少排烟损失而改装锅炉机组时,在锅炉对流竖井的下部装设低温省煤器加热热网回水之用。对于近期发展起来的超超临界发电机组而言,同样也能找到低温省煤器的痕迹,德国SchwarzePumpe电厂2×800MW褐煤发电机组在静电除尘器和烟气脱硫塔之间加装了烟气冷却器,利用烟气加热锅炉凝结水,其原理同低温省煤器一致。德国科隆Nideraussem1000MW级褐煤发电机组采用分隔烟道系统充分降低排烟温度,把低温省煤器加装在空气预热器的旁通烟道中,在烟气热量足够的前提下引入部分烟气到旁通烟道内加热锅炉给水。日本的常陆那珂电厂采用了水媒方式的管式GGH。烟气放热段的GGH布置在电气除尘器上游,烟气被循环水冷却后进入低温除尘器(烟气温度在90℃~100℃左右),烟气加热段的GGH布置在烟囱入口,由循环水加热烟气。烟气放热段的GGH的原理和低温省煤器一样。低温省煤器在国内和国外已经有运用业绩,从上述的例子中我们发现,在德国锅炉排烟温度较高,均达到170℃左右(这是因为这些锅炉燃用的是褐煤),而加装低温省煤器后排烟温度下降到100℃左右,回收的热量是相当可观的。因此低温省煤器对于高排烟温度的锅炉的节能效果更加明显。国内大部分工程日本的情况较为相似,锅炉设计排烟温度不是很高(125℃左右),经过低温省煤器后烟气温度可降低到85℃~98℃左右。3设置低温省煤装置3.1低温电除尘器的布置由于低温省煤器的传热温差低,因此换热面积较大,占地空间也较大,所以在加装低温省煤器时,需合理考虑其在锅炉现场烟道的布置位置。可以采用受热面优化设计方法来缩小低温省煤器的外型尺寸,缓解布置上的困难。如采用翅片管代替光管,增加换热面积,可以大大减少管排的数量。同时低温省煤器处于高尘区工作,因此低温省煤器还应考虑飞灰对管壁的磨损影响。低温省煤器放置在空预器出口与电除尘器进口之间的烟道中,见图3。日本的不少大型火电厂,如常陆那珂电厂(1000MW)和Tomato-Atsuma电厂(700MW)等都有类似的布置(图4)。管式的GGH烟气放热段布置在空预器和除尘器之间。管式GGH将烟气温度降低到90℃左右,并采用低温电气除尘器。低温电气除尘器就是指入口烟气温度在100℃以下的电气除尘器。烟气温度从125℃冷却到85℃,其飞灰比电阻可从1012Ω.cm下降到1010Ω.cm,这样可大大提高电气除尘器的收尘效率。另外低温省煤器布置在除尘器的进口,除尘器下游的烟气体积流量降低了约5%,因此其烟道、引风机、增压风机等的容量也可相应减少,降低了厂用电。据计算,每台660MW级机组可节约引风机和增压风机厂用电约1000kW。这种布置方式最大的风险是腐蚀。因为经过低温省煤器后的烟气温度已经接近烟气的酸露点温度,除尘器、烟道、引风机、增压风机均可能存在腐蚀风险。根据日本的有关技术资料,未经除尘器收尘的烟气中含有较多的碱性颗粒,可中和烟气中凝结的硫酸微滴,低温除尘器及其下游的设备并不需要进行特别的防腐考虑,而且日本的不少大机组运行低温除尘器也有良好的业绩,因此,这种布置方式是可行的。但是,我们对日本说称的“不需要进行特别的防腐考虑”还存在着疑虑:⑴是不是仅仅依靠烟气中的灰颗粒就能中和大部分SO2,而大大降低低温烟气的腐蚀性?中和反应的彻底程度肯定与燃煤的特性有关(如含硫量,含灰量,灰分中碱性物质如CaO。K2O的数量等),是不是还与别的因素有关?⑵对于低温电气除尘器与常规除尘器的区别还需要进一步研究。根据我们目前掌握的资料,为了防止低温除尘器灰斗中的灰板结,其灰斗的加热面积要大于普通除尘器。由于缺乏更多的资料,如果采用这种布置方式需要进行大量的资料收集和相关研究工作要做。对一些煤电联营的电厂,由于煤源比较确定、煤质变化较小,对应的将来锅炉烟气露点温度变动较小,采用低温电气除尘器的风险相对较小。3.2烟气冷却和除尘德国一些燃烧褐煤的锅炉将低温省煤器布置在吸收塔入口较多。图5是Nideraussem电厂低温省煤器(Fluegascooler)的简单系统图。低温省煤器将烟气温度从160℃降低到100℃后进入吸收塔,被烟气加热的凝结水再加热冷二次风。低温省煤器实际上起到管式GGH加热器中烟气冷却的作用。烟气经过除尘效率高达99.72%的除尘器后,低温省煤器处于低尘区工作,因此飞灰对管壁的磨损程度将大大减轻。由于烟气中的碱性颗粒几乎被除尘器捕捉,其出口烟气的带有酸腐蚀性。但是由于其布置位置在除尘器、引风机、增压风机之后,烟气并不会对这些设备造成腐蚀,因而避免了方案一的腐蚀风险。因为吸收塔内本来就是个酸性环境,烟气离开吸收塔时温度约为45℃。塔内进行了防腐处理。这种布置方式只要考虑对低温省煤器的低温段材料和低温省煤器与吸收塔之间的烟道进行防腐。在外高桥三期工程中,华东院按方案二为二台1000MW机组设计了低温省煤器系统,已投运一年以上,达到了设计要求。采用这种布置方式较方案一的不足是无法利用烟气温度降低带来的提高电气除尘器效率、减少引风机和增压风机功率的好处;其次,其布置位置远离主机,用于降低烟气温度的凝结水管较方案一长,凝结水泵需克服的管道阻力相对要高些。3.3设置低温省煤器入口将低温省煤器分为串连的两级,第一级布置在除尘器的进口。第二级布置在吸收塔的进口。低温省煤器第一级布置在空预器出口与电除尘器进口之间的烟道中,见图3。对于第一级低温省煤器着重考虑的是其烟气出口温度应高于烟气的酸露点温度,以避免其下游设备的腐蚀。在系统中设置第一级低温省煤器的凝结水旁路,并设置调节阀,在低负荷工况下,部分凝结水走第一级低温省煤器的旁路,减少吸收烟气的热量,使得低温省煤器出口烟气始终在烟气的酸露点温度之上,避免了除尘器、烟道、增压引风机腐蚀的风险。低温省煤器第二级布置在脱硫吸收塔入口,见图6。综上所述,方案一、方案二及方案三均有国内外成功运行的业绩,方案一、三可以采用低温电气除尘器,提高除尘效率;节省厂用电;但同时应关注腐蚀和磨损问题,还需要进一步了解和分析研究。对一些国内外煤电联营的火力发电厂,由于煤源相对比较确定、煤质变化较小,对应的锅炉烟气露点温度变动较小,采用方案一或三的腐蚀风险相对较小。4安装冷复合器时应考虑这一问题4.1方法适用的参数对于防止低温腐蚀的方法有如下两种:方法一,采用有限腐蚀的低温省煤器系统。通过控制低温省煤器壁温,使金属壁温在这个区间的腐蚀速度在可以接受的范围内(一般小于0.2mm/a)。这种方法适用于排烟温度高的褐煤锅炉,对于国内排烟温度较低(小于130℃)的工程如采用本方法则低温省煤器回收的热量较少,低温省煤器系统的费用投入与获得的经济效益比优越性不明显。方法二,选用合适的耐腐蚀材料。国内锅炉排烟温度较低(小于130℃)的工程采用本方法是适宜的,但针对低温省煤器布置方案二或三,存在低温省煤器酸腐蚀的可能性,因此选择合适的、性价比高的材料是非常重要的。为此,对方法二低温省煤器推荐采用的材料主要有:不锈钢材料,耐腐蚀的低合金碳钢,复合钢管及碳钢表面搪瓷处理等,对具体工程实施时需进一步通过招、投标程序和技术经济比较后确定。4.2低温省煤器布置低温省煤器的换热面管可以采用光管、螺旋肋片管和高频焊翅片管。与普通光管相比,螺旋肋片管和高频焊翅片管传热性好。即使肋片和翅片间距较大时,其换热面积也比同种规格光管要小,因此可减小低温省煤器的外形尺寸和管排数,减少烟气流动阻力。但是螺旋肋片管和高频焊翅片管易于积灰。其积灰的程度与煤灰特性及烟气流速有关。因此在设计时可适当提高烟速。选择合适间距的螺旋肋片管和翅片管以减少省煤器管壁积灰。低温省煤器布置方案如果采用方案一、三时,对于处于高尘区工作的低温省煤器还应考虑飞灰对管壁的磨损影响,选择合适的烟气流速和换热面材料是关键。在低温省煤器管排间将通过增加部分蒸汽吹灰器。对于低温省煤器在布置上必须考虑可拆卸的形式,并在低温省煤器上设置水清洗系统和冲洗水回收系统,利用机组停役期间进行定期水清洗。4.3其他不同的工程应该请主机厂和设计院,结合不同的低温省煤器设置方案,进行热平衡、燃烧系统和烟风系统等复核计算工作。5在汽、电、热方面运行了以低温省煤器为原料的发电效率对采用串连运行方式时,低温省煤器在凝结水侧串连在6、7号低压加热器之间,660MW机组在运行时,7号低加出口的100%的凝结水经低温省煤器加热后进入6号低加。当机组在低负荷工况运行时,由于7号低加出口的凝结水温度低,会引起低温省煤器腐蚀,故低温省煤器需设置凝结水管旁路或采用自动控制传热管金属壁温系统,避免机组低负荷时低温省煤器的腐蚀问题。660MW机组在VWO工况运行时,加装低温省煤器前后各级低加运行参数比较见表1(高、中压缸进汽参数不变):从表中可看到,加装低温省煤器后,除7、8号低加抽汽分别增加了0.394和0.606kg/s外,5、6号低加抽汽分别少0.637和8.402kg/s,低加少抽的蒸汽继续在汽轮机内做功。从VWO工况热平衡图看到,在汽轮机高、中压缸进汽参数不变的情况下,汽轮机功率由719.301MW增大到723.271MW,低加少抽汽可以增加发电量3.97MW。机组在VWO工况运行时,低温省煤器运行参数见表2:低温省煤器回收了部分烟气热量,节约了燃煤,其经济效益是非常明显的。从表中可看到,烟气换热器回收的热量为约22.64MJ/s,根据汽机厂的热平衡图,在THA工况下,汽轮机热耗从7343kJ/kWh下降到7307kJ/kWh,机组的绝对效率提高0.24%,全厂发电效率提高0.22%,由此降低发电标准煤耗1.2g/kWh,以750元/t的标煤价计算,如年等效运行小时为5500h,则每台机组全年的燃料成本可下降约750.75万元。低温省煤器布置在吸收塔进口,烟气系统的阻力增加约600Pa,由此增加的电耗800kW机组。将低温省煤器布置在脱硫吸收塔的上游,降低了进入脱硫吸收塔的烟气温度。可节约用水约70t/h。如果脱硫系统采用的工业水,按每吨工业水0.