神華國(guó)能天津大港發(fā)電廠有限公司 董 帥

隨著國(guó)家節(jié)能形勢(shì)日益嚴(yán)峻，國(guó)家發(fā)改委在《煤電節(jié)能減排升級(jí)與改造行動(dòng)計(jì)劃(2014-2020)》中要求：全國(guó)新建燃煤發(fā)電機(jī)組平均供電煤耗低于300g/kWh；到2020年現(xiàn)役燃煤發(fā)電機(jī)組改造后平均供電煤耗低于310g/kWh，其中現(xiàn)役60萬(wàn)千瓦及以上機(jī)組（除空冷機(jī)組外）改造后平均供電煤耗低于300g/kWh。經(jīng)調(diào)研，目前在役的600MW等級(jí)以下火電機(jī)組除部分通過(guò)開(kāi)拓供熱提高熱電比的方式降低煤耗外，其余大部分電廠都實(shí)施了不同程度的節(jié)能技術(shù)改造，其改造遵循改善設(shè)備技術(shù)指標(biāo)，提高機(jī)、爐側(cè)效率和優(yōu)化系統(tǒng)運(yùn)行方式的原則。在具體的技術(shù)改造方面，又以給水泵變頻升級(jí)改造、汽輪機(jī)通流改造、汽輪機(jī)冷端優(yōu)化和煙氣余熱利用改造為主流技術(shù)路線[1,2]。

1 改造機(jī)組基本情況

改造機(jī)組容量328.5MW，配套意大利進(jìn)口的亞臨界壓力控制循環(huán)鍋爐。鍋爐型式：亞臨界參數(shù)、一次中間再熱、單爐膛、平衡通風(fēng)，固態(tài)排渣，露天布置，全鋼構(gòu)架、控制循環(huán)汽包爐。運(yùn)轉(zhuǎn)層以下鍋爐鋼架范圍內(nèi)封閉，爐頂設(shè)大罩殼。脫硫系統(tǒng)采用的工藝為石灰石—石膏濕法脫硫工藝，一爐一塔布置方式。鍋爐改造前在空預(yù)器出口至除塵器入口間的煙道內(nèi)安裝有低溫省煤器系統(tǒng)，利用煙氣余熱加熱凝結(jié)水，低溫省煤器凝結(jié)水取自#4低加進(jìn)口，回水至除氧器（表1、表2）。

2 改造機(jī)組存在的主要問(wèn)題

由于鍋爐實(shí)際燃用煤種偏離設(shè)計(jì)煤種，導(dǎo)致鍋爐空預(yù)器出口的排煙溫度遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于原設(shè)計(jì)值，使鍋爐排煙溫度冬季滿負(fù)荷工況下達(dá)到150℃，夏季基本達(dá)到160℃左右，嚴(yán)重影響了機(jī)組整體經(jīng)濟(jì)性。另外，加裝的低溫省煤器布置空間不合理，磨損嚴(yán)重，泄露頻繁發(fā)生，投入率及經(jīng)濟(jì)性均不能保證。

排煙溫度過(guò)高的原因：鍋爐一次風(fēng)為室內(nèi)取風(fēng)，風(fēng)機(jī)進(jìn)口空氣溫度高于設(shè)計(jì)溫度20℃，導(dǎo)致空預(yù)器進(jìn)口的冷風(fēng)溫度升高，進(jìn)而造成排煙溫度的上升；由于更換高揮發(fā)分煤種，為了保證制粉系統(tǒng)安全性，只能控制磨煤機(jī)出口溫度在60℃左右。在實(shí)際運(yùn)行過(guò)程中，為了控制該溫度，制粉系統(tǒng)冷風(fēng)量占到一次風(fēng)總量的40%左右，導(dǎo)致流經(jīng)空預(yù)器的空氣量下降，進(jìn)而造成了排煙溫度的上升；改造機(jī)組在引風(fēng)機(jī)出口設(shè)置了一組脫硫廢水換熱器，設(shè)入口煙氣溫度不低于113℃，煙氣余熱利用的排煙溫度不能降到113℃以下，避免造成廢水處理裝置出力不足。

3 煙氣余熱利用技術(shù)路線對(duì)比及結(jié)論

該機(jī)組的煙氣余熱利用受到引風(fēng)機(jī)后脫硫廢水換熱器制約，排煙溫度的下限值已經(jīng)被限定住了，因此，如何能夠在有限的降溫范圍內(nèi)獲得最大的節(jié)能收益是該機(jī)組技術(shù)路線選擇的重要原則。對(duì)我國(guó)部分完成余熱改造火電廠進(jìn)行了調(diào)查研究，發(fā)現(xiàn)有三種不同形式的煙氣余熱利用技術(shù)方案均適用于該機(jī)組的節(jié)能改造。

3.1 第一代：傳統(tǒng)低溫省煤器煙氣余熱利用系統(tǒng)

目前火電廠常用的煙氣余熱利用技術(shù)為：在空預(yù)器出口合適位置安裝低溫低壓省煤器，利用凝結(jié)水管道和凝結(jié)水增壓泵將低溫低壓省煤器與凝結(jié)水組成一整套系統(tǒng)，將煙氣余熱返回到凝結(jié)水側(cè)。一方面降低了排煙溫度，另一方面提高了凝結(jié)水的問(wèn)題，減小了汽輪機(jī)側(cè)低壓加熱器的抽汽量。傳統(tǒng)煙氣余熱利用技術(shù)的優(yōu)缺點(diǎn)如下。

表1 鍋爐效率及燃煤量

表2 空預(yù)器

節(jié)能效果有限。以該廠安裝的低溫省煤器為例，將排煙溫度由160℃降低至130℃，凝結(jié)水從85℃升高至147℃，共有12.01MW的熱量返回到汽機(jī)側(cè)，排擠了#4、#5低加的抽汽。由于#4、#5低加抽汽效率分別只有21%、13%，汽輪機(jī)做功能力有限，此時(shí)雖然有12.01MW的熱量但煤耗只能降低約1.46g/kWh；設(shè)備存在的問(wèn)題較多。最常見(jiàn)的是低溫省煤器的磨損問(wèn)題。低溫低壓省煤器通常安裝在空預(yù)器至除塵器間的水平煙道內(nèi)，煙氣溫度在160℃左右。此處煙氣有兩個(gè)特點(diǎn)：煙氣中的灰粒偏硬、煙氣中含塵量大。同時(shí)此處的煙道截面積并不是很大，造成低溫省煤器的流場(chǎng)存在不均的現(xiàn)象。上述問(wèn)題導(dǎo)致了低溫省煤器磨損嚴(yán)重，即使在采取了增加防磨假管、防磨瓦等技術(shù)措施的基礎(chǔ)上，使用時(shí)間基本不超過(guò)5年；系統(tǒng)煙氣阻力大。由于在空預(yù)器出口主煙道內(nèi)增加低溫省煤器，而此處的煙氣溫度較低，傳熱溫差較小，為了滿足換熱能力的需求，需要加大低溫省煤器的管排數(shù)，這樣難免增加了煙風(fēng)阻力，增加了引風(fēng)機(jī)的負(fù)擔(dān)；該方案的優(yōu)點(diǎn)是投資較低，改動(dòng)量小。

3.2 第二代：低溫省煤器-凝結(jié)水聯(lián)合煙氣-空氣換熱余熱利用

與傳統(tǒng)煙氣余熱利用技術(shù)不同，低溫省煤器-凝結(jié)水聯(lián)合煙氣-空氣換熱余熱利用技術(shù)在原有技術(shù)的基礎(chǔ)增加了煙氣-空氣換熱系統(tǒng)[3]。該技術(shù)需要在空預(yù)器進(jìn)口的二次風(fēng)道內(nèi)增加熱媒水暖風(fēng)器，在空預(yù)器至脫硫塔入口間煙道的合適位置增加凝結(jié)水換熱器和熱媒水換熱器，通過(guò)閉式循環(huán)水將熱媒水換熱器和暖風(fēng)器串聯(lián)組成煙氣-空氣換熱系統(tǒng)；凝結(jié)水換熱器的作用與低溫省煤器-凝結(jié)水煙氣余熱利用技術(shù)中的低溫省煤器一樣用于加熱凝結(jié)水，從而排擠汽輪機(jī)的抽汽，增加蒸汽在汽輪機(jī)內(nèi)的做功，從而節(jié)省煤耗；熱媒水換熱器的作用在于吸熱煙氣熱量傳遞給閉式循環(huán)水，閉式循環(huán)水將熱量返回到暖風(fēng)器；該技術(shù)一方面可以提高空預(yù)器進(jìn)口的冷風(fēng)溫度和空預(yù)器出口的排煙溫度，從而解決空預(yù)器低溫腐蝕的問(wèn)題。另一方面使凝結(jié)水換熱器處的煙氣溫度能級(jí)升高，使凝結(jié)水換熱器的水源從更高一級(jí)的低加進(jìn)口抽取，提高了汽輪機(jī)抽汽的級(jí)效率，節(jié)能效果增強(qiáng)。

優(yōu)缺點(diǎn)：解決空預(yù)器低溫腐蝕。該技術(shù)利用部分煙氣余熱加熱空預(yù)器進(jìn)口的冷空氣提高了空預(yù)器進(jìn)口冷風(fēng)溫度和出口的排煙溫度，從而提高了空預(yù)器冷端的溫度，徹底解決了空預(yù)器低溫腐蝕的問(wèn)題；節(jié)能效果較好。由于提高了凝結(jié)水換熱器的煙氣熱量能級(jí)，因此與傳統(tǒng)煙氣余熱利用技術(shù)相比凝結(jié)水可取自更高一級(jí)的低加，從而排擠更高一級(jí)的汽輪機(jī)抽汽。以該廠參數(shù)為例，同樣12.01MW的熱量返回到汽機(jī)側(cè)，但是凝結(jié)水可以全部取自#5低加進(jìn)口，級(jí)效率提高，煤耗降低值變?yōu)?.36g/kWh；投資較高，改動(dòng)量較大；換熱器同樣位于水平煙道內(nèi)，存在磨損和積灰的風(fēng)險(xiǎn)；增加了煙氣阻力，不利于引風(fēng)機(jī)的運(yùn)行。

3.3 第三代：空預(yù)器旁路梯級(jí)煙氣余熱利用

該技術(shù)需在SCR出口至空預(yù)器進(jìn)口間的煙道之間增加旁路煙道，在旁路煙道內(nèi)沿?zé)煔饬飨蛞来尾贾媒o水換熱器FGCA和凝結(jié)水換熱器FGCB，在空預(yù)器進(jìn)口的二次風(fēng)道內(nèi)增加熱媒水暖風(fēng)器，在空預(yù)器出口主路煙道內(nèi)安裝熱媒水換熱器FGC1。由于給水換熱器FGCA的入口煙氣溫度相當(dāng)于空預(yù)器進(jìn)口煙氣溫度，煙氣溫度普遍在350℃以上，因此FGCA用于加熱給水泵出口的給水，被加熱后的給水返回到#10高加出口，與未被加熱的給水一同送往省煤器。FGCA相當(dāng)于排擠汽輪機(jī)#7、#8、#9、#10高加的抽汽，級(jí)效率最高，節(jié)能效果最佳[4]。

凝結(jié)水換熱器FGCB位于給水換熱器FGCA的下游，由于煙氣溫度降低，該換熱器相當(dāng)于低溫省煤器-凝結(jié)水煙氣余熱利用技術(shù)中的低溫省煤器，用于排擠汽輪機(jī)的低加抽汽。暖風(fēng)器與熱媒水換熱器FGC1通過(guò)閉式循環(huán)水串聯(lián)在一起，將煙氣熱量返回到冷空氣側(cè)，避免了空預(yù)器的低溫腐蝕。

圖1 第三代煙氣余熱梯級(jí)利用系統(tǒng)示意圖

優(yōu)缺點(diǎn)：抽取空預(yù)器進(jìn)口的高溫?zé)煔猓?55℃左右）作為旁路煙氣，可用于直接加熱給水，大大提高了能量的利用效率；將煙氣溫度低于給水泵出口給水溫度的煙氣余熱可用于加熱凝結(jié)水，排擠汽輪機(jī)低加的抽汽，使熱量得到了梯級(jí)利用；提高了空預(yù)器進(jìn)口冷風(fēng)溫度，避免了空預(yù)器的低溫腐蝕問(wèn)題；給水換熱器FGCA和凝結(jié)水換熱器FGCB布置在旁路垂直煙道內(nèi)，相當(dāng)于鍋爐現(xiàn)有的省煤器布置方式，不存在磨損的風(fēng)險(xiǎn)；節(jié)能效果顯著。以該參數(shù)為例，給水換熱器FGCA將煙氣溫度從355℃降低至210℃左右，吸收的煙氣熱量直接返回到給水側(cè)。凝結(jié)水換熱器FGCB將煙氣溫度從210℃左右降低至140℃左右，吸熱的煙氣熱量返回到凝結(jié)水側(cè)。同樣12.01MW的熱量返回到汽機(jī)側(cè)，但是煤耗降低值變?yōu)?.37g/kWh；旁路了部分煙氣，減小了主路的煙氣量，降低了空預(yù)器的煙氣阻力，進(jìn)而使整個(gè)鍋爐的煙氣阻力下降，有利于引風(fēng)機(jī)的運(yùn)行；投資略高，改動(dòng)量較大。

通過(guò)對(duì)比三種煙氣余熱利用方案，同時(shí)結(jié)合該廠的實(shí)際情況發(fā)現(xiàn)：目前該廠有低溫省煤器系統(tǒng)，現(xiàn)有的低溫省煤器位于除塵器之前。由于除塵器之前的煙氣含塵量較大，導(dǎo)致第一級(jí)低溫省煤器磨損嚴(yán)重，泄漏事故頻發(fā)。因此不建議恢復(fù)傳統(tǒng)的煙氣余熱利用系統(tǒng)；由于該廠目前供電煤耗過(guò)高，需盡可能降低煤耗值，同時(shí)分析對(duì)比聯(lián)合煙氣余熱利用技術(shù)和空預(yù)器旁路梯級(jí)煙氣余熱利用技術(shù)的投資及節(jié)煤量，空預(yù)器旁路梯級(jí)煙氣余熱利用的性價(jià)比是最高的，因此推薦其作為該廠煙氣余熱利用改造的方案。

4 第三代煙氣余熱梯級(jí)利用系統(tǒng)應(yīng)用效果

SCR出口的煙氣部分從旁路煙道內(nèi)流通，不經(jīng)過(guò)主路空預(yù)器，降低煙道阻力；FGCA將旁路內(nèi)的煙氣溫度降低，吸熱的煙氣熱量用于加熱給水泵出口的部分給水，被加熱后的給水與原給水混合后進(jìn)入省煤器，被加熱的部分給水未經(jīng)過(guò)#7～#10高壓加熱器的加熱，相當(dāng)于排擠了#7～#10高壓加熱器的抽汽量，提高了汽輪機(jī)的做功能力，降低了煤耗；FGCB位于FGCA的下游，將煙氣溫度進(jìn)一步降低，吸收的煙氣熱量用于加熱部分凝結(jié)水。凝結(jié)水取自#5低壓加熱器進(jìn)口的混水，該部分凝結(jié)水相當(dāng)于排擠了#5低壓加熱器的抽汽量，提高了汽輪機(jī)的做功能力，降低了煤耗；移位后的低溫省煤器與在預(yù)器進(jìn)口二次風(fēng)道內(nèi)的熱媒水暖風(fēng)器通過(guò)閉式循環(huán)水串聯(lián)，將煙氣溫度進(jìn)一步降低至95℃，煙溫調(diào)節(jié)范圍為95～110℃，煙溫經(jīng)過(guò)引風(fēng)機(jī)葉輪摩擦，有3～5℃的溫升，引風(fēng)機(jī)出口溫度基本滿足脫硫廢水系統(tǒng)運(yùn)行要求，熱媒水吸收的熱量通過(guò)閉式循環(huán)水返回到冷風(fēng)側(cè)，冷風(fēng)溫度提高，避免空預(yù)器的低溫腐蝕。

改造完成后，通過(guò)DCS運(yùn)行數(shù)據(jù)顯示主要性能指標(biāo)為：塵器進(jìn)口煙氣溫度在110～125℃之間，滿足設(shè)計(jì)（＜123℃）要求；系統(tǒng)出口煙氣溫度在95～110℃之間可調(diào)，滿足設(shè)計(jì)（＜110℃）要求；FGCA和FGCB換熱器水溫及煙溫可調(diào)，運(yùn)行良好；旁路煙道煙氣側(cè)阻力＜600Pa（設(shè)計(jì)760Pa）；引風(fēng)機(jī)進(jìn)口煙氣阻力降低500～650Pa；引風(fēng)機(jī)電流降低15～30A；86%THA工況下，F(xiàn)GCA將84.5t/h的給水由185℃加熱至274℃，F(xiàn)GCB將151.3t/h的凝結(jié)水由71℃加熱至98.9℃；60%THA工況下，F(xiàn)GCA將56.3t/h的給水由169.5℃加熱至257.3℃，F(xiàn)GCB將128.4t/h的凝結(jié)水由62.1℃加熱至87.5℃。

5 第三代煙氣余熱梯級(jí)利用系統(tǒng)的整體評(píng)估及改進(jìn)方向

由于該廠暫未進(jìn)行精準(zhǔn)的第三方鑒定試驗(yàn)，通過(guò)在現(xiàn)有DCS顯示數(shù)據(jù)基礎(chǔ)上進(jìn)行效果評(píng)判，可得出如下結(jié)果：該機(jī)組選擇第三代煙氣余熱利用技術(shù)方案是正確的，改造結(jié)果各項(xiàng)參數(shù)達(dá)到或超過(guò)原定技術(shù)目標(biāo),供電煤耗降低4.6g/kWh；除塵器進(jìn)口煙氣溫度＜123℃，煙塵比電阻降低，除塵器效率顯著提高；余熱系統(tǒng)出口煙氣溫度可長(zhǎng)期維持在95℃～110℃（可調(diào)），滿足與脫硫廢水處理系統(tǒng)的匹配運(yùn)行，達(dá)到最佳節(jié)能效果；脫硫塔出口凈煙氣溫度降低約2.7℃，有利于部分地方出臺(tái)的濕煙氣治理要求；受各廠不同的現(xiàn)場(chǎng)改造條件制約，建議給水加熱系統(tǒng)需要進(jìn)行增容設(shè)計(jì)，以滿足更寬泛的節(jié)能要求；優(yōu)化給水加熱系統(tǒng)供水管路和主給水管路設(shè)計(jì)，使其能夠滿足在鍋爐點(diǎn)火初期通過(guò)FGCA給鍋爐上水，回收啟動(dòng)煙氣余熱，提搞給水溫度，節(jié)省機(jī)組啟動(dòng)過(guò)程中的用油用電；通過(guò)動(dòng)態(tài)試驗(yàn)摸索系統(tǒng)最優(yōu)節(jié)能負(fù)荷。向電網(wǎng)申請(qǐng)最優(yōu)負(fù)荷點(diǎn)運(yùn)行，以達(dá)到最佳節(jié)能效果；研究利用煙氣余熱梯級(jí)利用系統(tǒng)參與機(jī)組調(diào)頻，通過(guò)給水旁路流量的改變，增加或減少高壓加熱器的抽汽量，進(jìn)而達(dá)到輔助機(jī)組調(diào)頻的作用。