周洲，劉楠

(徐州華潤(rùn)電力有限公司，江蘇 徐州 221100)

0 引言

低溫省煤器技術(shù)作為火電機(jī)組節(jié)能減排技術(shù)之一，目前已在國(guó)內(nèi)火電機(jī)組廣泛應(yīng)用。雖然低溫省煤器在各個(gè)機(jī)組的布置方式有所不同，但其基本原理皆是利用鍋爐排煙余熱加熱汽輪機(jī)組凝結(jié)水，排擠汽輪機(jī)組部分低壓加熱器(以下簡(jiǎn)稱低加)抽汽[1]，在鍋爐熱負(fù)荷不變的前提下，獲得更多機(jī)組出力，從而提高機(jī)組效率，降低機(jī)組煤耗。徐州華潤(rùn)電力有限公司在完成一期300 MW機(jī)組低溫省煤器改造后，進(jìn)行了低溫省煤器投切試驗(yàn)及系統(tǒng)相關(guān)參數(shù)測(cè)定，本文將基于此次試驗(yàn)數(shù)據(jù)，對(duì)低溫省煤器改造的節(jié)能量評(píng)價(jià)方法進(jìn)行討論，將計(jì)算結(jié)果與低溫省煤器投切試驗(yàn)結(jié)果相互校核。

1 低溫省煤器系統(tǒng)概況

徐州華潤(rùn)電力有限公司一期300 MW機(jī)組在汽輪機(jī)通流部分改造、超低排放改造的同時(shí)，進(jìn)行了低溫省煤器改造。低溫省煤器4組換熱器并聯(lián)布置在電除塵器進(jìn)口煙道內(nèi)；凝結(jié)水從#8低加入口及#7低加出口兩點(diǎn)引出，水溫控制在70 ℃，在換熱器內(nèi)與鍋爐煙氣逆流換熱后引入#6低加入口，出口煙氣溫度控制不低于90 ℃。低溫省煤器系統(tǒng)一方面可配合超低排放改造，降低電除塵進(jìn)口煙氣溫度，提高電除塵效率，降低脫硫耗用水量；另一方面可增加汽輪機(jī)做功，提高機(jī)組效率。系統(tǒng)基本流程如圖1所示。

圖1 低溫省煤器系統(tǒng)流程

2 低溫省煤器系統(tǒng)節(jié)能效果評(píng)價(jià)思路

利用等效焓降原理，推算低溫省煤器凝結(jié)水吸收熱量對(duì)汽輪機(jī)組出力的影響。低溫省煤器改造后，鍋爐效率反平衡計(jì)算中排煙損失項(xiàng)以低溫省煤器進(jìn)口煙氣溫度作為鍋爐排煙溫度，因此，低溫省煤器系統(tǒng)改造不影響鍋爐效率。凝結(jié)水在換熱器中吸收的熱量作為鍋爐廢熱進(jìn)行利用，因此，這部分熱量不計(jì)為汽輪機(jī)輸入熱量。通過(guò)計(jì)算這部分熱量在汽輪機(jī)系統(tǒng)做的功，確定汽輪機(jī)熱耗的變化量，得出機(jī)組煤耗變化量。

低溫省煤器系統(tǒng)將引起以下變化。

(1)換熱器造成煙氣阻力增大，引風(fēng)機(jī)耗電量升高。可以利用換熱器前后煙氣壓差及鍋爐煙氣量進(jìn)行推算。

(2)凝結(jié)水經(jīng)過(guò)換熱器，存在壓降，為不引起機(jī)組給水量變化，凝結(jié)水泵功率會(huì)增大，耗電量升高?？梢岳脫Q熱器前后凝結(jié)水壓差及機(jī)組凝結(jié)水量進(jìn)行推算。

(3)凝結(jié)水?dāng)y帶煙氣熱量進(jìn)入汽輪機(jī)回?zé)嵯到y(tǒng)，造成低加抽汽量降低、汽輪機(jī)排汽量增大，影響凝汽器出力。這部分影響非常小，可以忽略[2]。

3 低溫省煤器系統(tǒng)節(jié)能量理論計(jì)算

為了解低溫省煤器性能，徐州華潤(rùn)電力有限公司在低溫省煤器改造后對(duì)系統(tǒng)進(jìn)行了性能試驗(yàn)，其中300 MW工況測(cè)試數(shù)據(jù)見(jiàn)表1。

3.1 低溫省煤器改造收益計(jì)算

依據(jù)汽輪機(jī)熱平衡圖，計(jì)算汽輪機(jī)100%熱耗率驗(yàn)收(THA)工況下等效焓降相關(guān)參數(shù)，見(jiàn)表2。

表1 300 MW工況下低溫省煤器系統(tǒng)試驗(yàn)數(shù)據(jù)

表2 機(jī)組等效焓降相關(guān)參數(shù)

#8低加入口及#7低加出口進(jìn)入低溫省煤器的水量qm8，qm7計(jì)算如下。

qmw=qm8+qm7=399.1 t/h ，

qm8h8+qm7h7=qmwhi，

式中：h8，h7，hi分別為#8低加入口、#7低加出口、低溫省煤器進(jìn)口凝結(jié)水比焓，可由相應(yīng)的壓力、溫度求出。

根據(jù)以上兩式可以得出：qm8=52.1 t/h，qm7=347.0 t/h。

從#8低加入口、#7低加出口引出的凝結(jié)水經(jīng)低溫省煤器加熱后回到#6低加入口，排擠部分#6，#7，#8低加抽汽，排擠的抽汽返回汽輪機(jī)繼續(xù)做功，造成蒸汽做功能力增加。增加的做功可以等效為以下兩部分分別計(jì)算。

(1)#8低加入口凝結(jié)水量qm8由低溫省煤器加熱至#7低加出口溫度，排擠#7，#8低加部分抽汽，造成1 kg主蒸汽等效焓降增加量Δh1為

Δh1=qm8(Q8η8+Q7η7)/qm=0.96 kJ/kg 。

(2)凝結(jié)水量qmw由#7低加出口進(jìn)入低溫省煤器，加熱后進(jìn)入#6低加入口，排擠#6低加部分抽汽，屬于純熱量利用[2]，造成1 kg主蒸汽等效焓降增加量Δh2為

Δh2=qmwη6(ho-h7)/qm=4.91 kJ/kg ，

式中：ho為低溫省煤器出口凝結(jié)水比焓。

1 kg主蒸汽等效焓降變化量Δh為

Δh=Δh1+Δh2=5.87 kJ/kg ，

裝置效率變化量Δη為

Δη=[Δh/(hm+Δh)]×100%=0.495% ，

煤耗降低量ΔB1為

ΔB1=BΔη=1.51 g/(kW·h) ，

式中：B為機(jī)組供電煤耗，根據(jù)機(jī)組改造后性能試驗(yàn)結(jié)果，取305 g/(kW·h)。

3.2 低溫省煤器改造損耗計(jì)算

改造增加了煙氣、凝結(jié)水阻力，造成引風(fēng)機(jī)、凝結(jié)水泵功率增大，計(jì)算如下。

(1)風(fēng)機(jī)功耗增加量ΔPf。

ΔPf=ΔpgqVg/ηf=68 kW ，

式中：ηf為風(fēng)機(jī)效率、電機(jī)效率、及傳動(dòng)效率的乘積，取0.8；Δpg為低溫省煤器前后煙氣壓差；qVg為鍋爐煙氣流量。

(2)凝結(jié)水泵功耗增加量ΔPb。

ΔPb=Δpwqms/ηb=25 kW ，

式中：Δpw為低溫省煤器前后凝結(jié)水壓差；qms為機(jī)組凝結(jié)水流量；ηb為凝泵效率、電機(jī)效率、及傳動(dòng)效率的乘積，取0.8。

因此，因低溫省煤器改造引起引風(fēng)機(jī)及凝結(jié)水泵功耗增加，造成機(jī)組煤耗增加量ΔB2為

ΔB2=(ΔPf+ΔPb)B/Ne=0.09 g/(kW·h) ，

式中：Ne為低溫省煤器系統(tǒng)投入時(shí)的機(jī)組電負(fù)荷，299.9 MW。

綜上所述，根據(jù)機(jī)組測(cè)試參數(shù)經(jīng)等效焓降法理論推算，低溫省煤器引起機(jī)組供電煤耗ΔB降低1.42 g/(kW·h)。

4 低溫省煤器投切試驗(yàn)

低溫省煤器改造后對(duì)系統(tǒng)進(jìn)行了投切試驗(yàn)，以測(cè)試低溫省煤器系統(tǒng)對(duì)機(jī)組煤耗的影響。試驗(yàn)期間，調(diào)整機(jī)組參數(shù)穩(wěn)定，將汽輪機(jī)運(yùn)行方式調(diào)至手動(dòng)，保持閥位、運(yùn)行背壓及主蒸汽流量穩(wěn)定，分別記錄機(jī)組在低溫省煤器系統(tǒng)投入和切除后的電負(fù)荷并根據(jù)參數(shù)進(jìn)行修正。

低溫省煤器系統(tǒng)投入時(shí)的機(jī)組電負(fù)荷Ne為299.9 MW，低溫省煤器系統(tǒng)切除后，機(jī)組電負(fù)荷Ne′為298.4 MW，電負(fù)荷下降量ΔNe為1.5 MW。

因此，低溫省煤器系統(tǒng)對(duì)機(jī)組供電煤耗影響為

ΔB=ΔNeB/Ne=1.53 g/(kW·h) 。

通過(guò)等效焓降理論推算和低溫省煤器系統(tǒng)投切試驗(yàn)得到的供電煤耗變化量ΔB分別為1.42，1.53 g/(kW·h)，結(jié)果比較吻合。

5 結(jié)論

低溫省煤器改造后，利用等效焓降法計(jì)算與低溫省煤器投切試驗(yàn)均可對(duì)其節(jié)能效果進(jìn)行評(píng)價(jià)，結(jié)果較吻合，滿足工程需求。電廠改造后，建議用兩種方法互相校核，避免出現(xiàn)差錯(cuò)。

參考文獻(xiàn)：

[1]韓中和，李鵬.鍋爐加裝低溫省煤器熱經(jīng)濟(jì)性分析[J].熱力發(fā)電,2016,45(6):70-73.

[2]林萬(wàn)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.