石巖，梁秀進(jìn)

(華電電力科學(xué)研究院，浙江 杭州 310030)

0 引言

目前，國(guó)內(nèi)電廠技術(shù)改造過程中，通常在鍋爐尾部煙道加裝低壓省煤器系統(tǒng)，以降低排煙溫度、回收煙氣余熱。而對(duì)于低壓省煤器的節(jié)能效益尚存在不少質(zhì)疑，由此對(duì)低壓省煤器投資決策帶來困難。本文結(jié)合低壓省煤器理論節(jié)能計(jì)算與現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)測(cè)試，詳細(xì)分析低壓省煤器系統(tǒng)在300 MW等級(jí)機(jī)組應(yīng)用的節(jié)能效果。

增設(shè)低壓省煤器后，大量煙氣余熱進(jìn)入回?zé)嵯到y(tǒng)，在沒有增加鍋爐燃料量的前提下，獲得的額外熱量以一定的效率轉(zhuǎn)變?yōu)殡姽Α５蛪菏∶浩飨到y(tǒng)把煙氣余熱輸入回?zé)嵯到y(tǒng)中會(huì)排擠部分抽汽，導(dǎo)致熱力循環(huán)效率降低，同時(shí)，排擠的部分抽汽會(huì)增加凝汽器的排汽，使汽輪機(jī)真空度有所降低。但新增功量遠(yuǎn)大于排擠抽汽和汽輪機(jī)真空度微降所引起的功量損失，所以，機(jī)組經(jīng)濟(jì)性都是提高的［1］。

1 某電廠加裝低壓省煤器系統(tǒng)設(shè)計(jì)方案

某電廠鍋爐為東方鍋爐廠生產(chǎn)制造的DG1000/170－Ⅰ型亞臨界、自然循環(huán)、汽包爐，燃用當(dāng)?shù)責(zé)熋?。鍋爐的主要參數(shù)見表1，鍋爐的燃料特性見表2。

低壓省煤器裝置的熱力系統(tǒng)如圖1所示。其進(jìn)水取自#7低壓加熱器入口和#7低壓加熱器出口。經(jīng)煙氣加熱后返回#6低壓加熱器出口的主凝結(jié)水管道。低壓省煤器的本體安裝于引風(fēng)機(jī)出口的2個(gè)垂直煙道內(nèi)，截面尺寸為3 665 mm×6 300 mm×5200 mm，其中一側(cè)的安裝結(jié)構(gòu)如圖2所示。

根據(jù)電廠運(yùn)行情況，低壓省煤器裝置的主要設(shè)計(jì)參數(shù)見表3。

表1 鍋爐主要設(shè)計(jì)參數(shù)

表2 設(shè)計(jì)及校核燃料特性

表3 低壓省煤器置主要設(shè)計(jì)參數(shù)

圖1 低壓省煤器原理圖

圖2 低壓省煤器現(xiàn)場(chǎng)布置圖

續(xù)表

2 低壓省煤器系統(tǒng)節(jié)能效果理論計(jì)算分析

采用等效焓降法進(jìn)行熱經(jīng)濟(jì)性分析［2］。將低壓省煤器回收的排煙余熱作為純熱量輸入系統(tǒng)，而鍋爐產(chǎn)生1 kg新汽的能耗不變。在這個(gè)前提下，熱系統(tǒng)所有排擠抽汽所增發(fā)的功率，都將使汽輪機(jī)的效率提高。1 kg汽輪機(jī)新汽的全部做功量稱作新汽等效焓降H，所有減少抽汽所增發(fā)的功(ΔH)稱作等效焓降增量，計(jì)算公式為

式中:d為機(jī)組汽耗率，kg/(kW·h);ηjd為汽輪機(jī)機(jī)電效率;β為低壓省煤器流量系數(shù);hd2為低壓省煤器出口水比焓，kJ/kg;h4為除氧器進(jìn)水比焓，kJ/kg;τj為所繞過的各低壓加熱器工質(zhì)焓升，kJ/kg;η5為除氧器抽汽效率;ηj為所繞過的各低壓加熱器抽汽效率。

熱耗率降低值Δq按下式計(jì)算

式中:q為機(jī)組熱耗率，kJ/(kW·h)。發(fā)電標(biāo)煤耗節(jié)省量Δbs按下式計(jì)算

式中:ηp，ηb分別為鍋爐效率和管道效率。

低壓省煤器系統(tǒng)對(duì)鍋爐其他設(shè)備的影響:

(1)煙氣溫度降低，最終為供電煤耗的降低，對(duì)鍋爐效率不產(chǎn)生影響。

(2)鍋爐引風(fēng)機(jī)、增壓風(fēng)機(jī)有足夠壓頭裕量，增加受熱面后不會(huì)影響引風(fēng)機(jī)和鍋爐的正常出力。

(3)增設(shè)低壓省煤器系統(tǒng)后，進(jìn)入脫硫塔的煙溫降低20℃，脫硫塔進(jìn)口煙溫仍高于脫硫絕熱平衡溫度，故脫硫塔出口凈煙氣溫度不變，不影響脫硫效率。

(4)增設(shè)低壓省煤器系統(tǒng)后，排擠部分低壓加熱器抽汽至凝汽器。經(jīng)計(jì)算，汽輪機(jī)排汽量增加12.41 t/h，影響真空度 0.04259 kPa。真空度影響對(duì)標(biāo)準(zhǔn)煤耗的折扣，已計(jì)入凈節(jié)能量。

(5)低壓省煤器系統(tǒng)回水點(diǎn)在#5低壓加熱器進(jìn)口，由于回水點(diǎn)在除氧器之前，故對(duì)給水溫度沒有影響。

利用等效焓降理論計(jì)算節(jié)能量［3］:排煙溫度預(yù)期降低20℃，供電標(biāo)準(zhǔn)煤耗降低1.65 g/(kW·h)，年利用小時(shí)數(shù)按5 500 h統(tǒng)計(jì)，則年節(jié)約標(biāo)煤量為2722 t。

3 改造后的節(jié)能效果試驗(yàn)測(cè)試分析

低壓省煤器系統(tǒng)本體安裝于引風(fēng)機(jī)出口的2個(gè)垂直煙道內(nèi)，管材采用螺旋鰭片管。低壓省煤器運(yùn)行參數(shù)見表4。

表4 低壓省煤器運(yùn)行參數(shù)

低壓省煤器投運(yùn)效益考核試驗(yàn)結(jié)果見表5。

表5 低壓省煤器投運(yùn)效益考核試驗(yàn)

由表5可知:燃用常用煤種在300 MW負(fù)荷工況下運(yùn)行，低壓省煤器甲側(cè)煙溫降低15.60℃，乙側(cè)煙溫降低16.74℃，平均下降16.17℃;甲側(cè)阻力為511.76 Pa，乙側(cè)阻力為 335.52 Pa，平均阻力為423.64 Pa。根據(jù)低壓省煤器內(nèi)工質(zhì)流量為188.85 t/h、工質(zhì)溫度升高24.9℃、低壓省煤器凝升泵的電流為44.85 A可知，投運(yùn)低壓省煤器，機(jī)組的實(shí)際熱耗降低 26.6 kJ/(kW·h)，降低供電煤耗1.033 g/(kW·h)。

4 理論計(jì)算與試驗(yàn)測(cè)試結(jié)果對(duì)比分析

理論計(jì)算與實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)對(duì)比分析見表6。

表6 理論計(jì)算與實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)對(duì)比分析

續(xù)表

燃用常用煤種在300 MW負(fù)荷工況下運(yùn)行，實(shí)測(cè)結(jié)果顯示:出口煙溫降低數(shù)值比理論數(shù)值低4.0℃，考慮進(jìn)水溫度較理論值偏高2.4℃左右，則低壓省煤器實(shí)際運(yùn)行煙溫降低幅度與理論設(shè)計(jì)偏差不大。實(shí)測(cè)煙氣流阻比理論數(shù)值少178 Pa，煙氣側(cè)流阻的降低有利于減少增壓風(fēng)機(jī)運(yùn)行耗電率。同比煙溫降修正后，煙溫每降低20℃，實(shí)測(cè)節(jié)能效益約為1.27 g/(kW·h)。

5 結(jié)論

對(duì)某電廠300 MW等級(jí)機(jī)組增設(shè)低壓省煤器系統(tǒng)后，經(jīng)過試驗(yàn)測(cè)試分析發(fā)現(xiàn):

(1)300MW等級(jí)機(jī)組加裝低壓省煤器后，同比煙溫每降低20℃，實(shí)測(cè)節(jié)能效益約為1.27g/(kW·h)。

(2)300 MW等級(jí)機(jī)組低壓省煤器按煙溫降低20℃進(jìn)行受熱面布置，實(shí)際運(yùn)行中煙氣側(cè)流阻在500 Pa以內(nèi)，可以控制在風(fēng)機(jī)壓頭裕量?jī)?nèi)，不影響機(jī)組及風(fēng)機(jī)正常運(yùn)行。

對(duì)鍋爐加裝低壓省煤器系統(tǒng)進(jìn)行節(jié)能效益現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)測(cè)試，其結(jié)果更具有真實(shí)性，客觀地說明了低壓省煤器系統(tǒng)的節(jié)能效果，從而可消除電廠人員對(duì)低壓省煤器系統(tǒng)節(jié)能效果的質(zhì)疑。

［1］黃新元，孫奉仲，史月濤.低壓省煤器系統(tǒng)節(jié)能理論及其在火電廠的應(yīng)用［J］.山東電力技術(shù)，2008(2):3－6.

［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(xué)出版社，1994.

［3］林萬超.火電廠熱系統(tǒng)定量分析［M］.西安:西安交通大學(xué)出版社，1985.