蔣文 李志(杭州華電能源工程有限公司，浙江 杭州 310030)

0 引言

國內(nèi)很多火力發(fā)電廠由于設(shè)計制造、運行調(diào)整、煤種變化等原因，導致鍋爐排煙溫度高于設(shè)計值，大量的熱量隨著高溫排煙而損失掉，降低了鍋爐的熱效率，增加了機組的標準煤耗，影響了機組運行的經(jīng)濟性[1-2]。為了降低鍋爐的排煙溫度，最通常的措施是增設(shè)低溫省煤器。增設(shè)低溫省煤器的方案雖然在能源利用的能級上稍遜于常規(guī)省煤器和空氣預熱器，但其降低排煙溫度效果明顯，且改造相對簡單，費用也較低[3-7]。

1 系統(tǒng)概述

某循環(huán)流化床鍋爐為超高參數(shù)、一次中間再熱、單爐膛、平衡通風、自然循環(huán)、固態(tài)排渣鍋爐。設(shè)計燃燒煙煤，現(xiàn)燃用煤質(zhì)改為全燒褐煤，運行中存在排煙溫度較高的問題。在除塵器入口處加裝煙氣余熱回收裝置(低溫省煤器)，降低除塵器入口煙溫，從而降低除塵器入口煙氣量，降低飛灰比電阻，從而達到提高除塵器效率的目的，可實現(xiàn)機組節(jié)能的目的。

煙氣余熱回收技術(shù)方案選用臥式相變換熱煙氣余熱回收技術(shù)。其原理如圖1：系統(tǒng)由相變換熱器、相變換熱汽包、連接管道、溫度控制系統(tǒng)等組成。相變換熱器布置在原煙道中，相變換熱汽包布置在煙道外面。在相變換熱器中，中間熱媒通過吸收煙氣的熱量發(fā)生相變，在管內(nèi)形成閉式循環(huán)。相變換熱汽包也是一種換熱器，利用蒸汽凝結(jié)換熱的原理，主要作用是將相變換熱器中吸收的煙氣熱量轉(zhuǎn)移給其他需要熱量的對象。相變換熱器及相變換熱汽包之間依靠重力差形成自然循環(huán)。

圖1 臥式相變換熱煙氣余熱回收技術(shù)系統(tǒng)示意圖

2 設(shè)計參數(shù)

2.1 相變換熱器

如表1。

表1 相變換熱器設(shè)計參數(shù)

2.2 相變換熱汽包

如表2。

表2 相變換熱汽包設(shè)計參數(shù)

3 運行情況

煙氣余熱回收裝置投入運行后，運行人員反映換熱器出口煙溫偏高，達到135～140℃，偏離設(shè)計值127℃較大。停爐前煙氣余熱回收裝置的運行情況詳見表3 所示。

表3 煙氣余熱回收裝置運行情況

4 原因分析

4.1 換熱器入口煙溫偏高

根據(jù)運行情況，煙氣余熱回收裝置入口煙溫偏高，如表3所示。

由表3 可知，換熱器入口煙溫平均值為167℃，高于煙氣余熱回收裝置的入口煙溫設(shè)計值155℃。目前煙氣余熱回收裝置將排煙溫度由167℃降低至138℃，降溫幅度29℃，大于設(shè)計值(28℃)要求。

4.2 換熱器積灰

4.2.1 脫硝投入影響

煙氣余熱回收裝置設(shè)計及安裝時，并未配備脫硝系統(tǒng)。后續(xù)配備的脫硝系統(tǒng)采用SCR 技術(shù)，需定期進行噴氨處理，由此導致余熱回收裝置入口煙氣的水分含量增大，煙氣中的粉塵粘附性增強，換熱器積灰嚴重，換熱效率降低。在SCR 系統(tǒng)出現(xiàn)氨逃逸問題時，換熱器的積灰問題則進一步加劇。

4.2.2 煤質(zhì)變化影響

根據(jù)煤質(zhì)化驗結(jié)果，實際燃煤煤質(zhì)收到基全水分是38.3%與煙氣余熱回收裝置設(shè)計時的煤質(zhì)收到基全水分是33.4%偏差較大。相比于煙氣余熱回收裝置的設(shè)計煤種，實際燃煤中的水分33.4%增加至38.3%，導致煙氣中水蒸氣濃度增大，粉塵粘結(jié)性增強，換熱器積灰加劇。

4.3 吹灰效果不理想

煙氣余熱回收裝置采用脈沖激波發(fā)生器多點一個工作組的吹灰方式。發(fā)生器多點一個工作組，由于分配管路的長短、焊接造成的管徑粗細不同，還有安裝位置不同，鍋爐內(nèi)負壓不同點壓力值有變化造成的不同吹灰點之間出現(xiàn)壓差，都會影響發(fā)生器內(nèi)的混合氣充氣量不均勻。充氣量出現(xiàn)偏差多少不同，充氣量少的發(fā)生器吹灰力度也會變小，甚至達不到應(yīng)有的吹灰效果。如某個點充氣量極少時，就會出現(xiàn)此吹灰點點火不成功、啞炮現(xiàn)象。

5 解決方案

根據(jù)目前的運行情況，針對換熱器出口煙溫偏高的問題，提出以下解決方案。

5.1 鍋爐運行優(yōu)化

通過燃燒調(diào)整及優(yōu)化，調(diào)整爐內(nèi)換熱面及尾部省煤器、空預器等的換熱情況，降低空預器出口煙氣溫度，從而實現(xiàn)降低余熱回收裝置入口煙溫的目的。

5.2 低溫省煤器運行優(yōu)化

通過調(diào)整凝結(jié)水進口水溫及流量，增大相變換熱汽包內(nèi)的換熱量，從而降低余熱回收裝置的出口煙氣溫度。

但在調(diào)整運行時，必須保證下降管介質(zhì)溫度高于105℃。

5.3 吹灰器改造

對余熱回收裝置的吹灰系統(tǒng)進行改造，改造后一臺激波吹灰裝置帶一組吹掃管道，共配置四臺激波吹灰裝置。發(fā)生器單點一個工作組，吹灰時混合氣充氣量可控性更強，保證此吹灰點的吹灰力度，提高點火成功率。發(fā)生器單點一個工作組，從發(fā)生器出口經(jīng)過火焰導管到分配器形成一個“死胡同”，可最大限度的減少煙氣的倒流、發(fā)生器及管路的堵灰、腐蝕現(xiàn)象。

6 結(jié)語

以某135MW 循環(huán)流化床鍋爐低溫省煤器為例，介紹了低溫省煤器系統(tǒng)以及設(shè)計概況，并對低溫省煤器出口煙溫偏高原因進行了分析，為低溫省煤器的安全穩(wěn)定運行提供指導依據(jù)。結(jié)論如下：

(1)通過燃燒調(diào)整及優(yōu)化，調(diào)整爐內(nèi)換熱面及尾部省煤器、空預器等的換熱情況，降低空預器出口煙氣溫度；

(2)通過調(diào)整凝結(jié)水進口水溫及流量，增大相變換熱汽包內(nèi)的換熱量，從而降低余熱回收裝置的出口煙氣溫度；

(3)對余熱回收裝置的吹灰系統(tǒng)進行改造，改造后一臺激波吹灰裝置帶一組吹掃管道，共配置四臺激波吹灰裝置。以增大吹灰系統(tǒng)脈沖激波的壓頭及流量，提高吹灰效率，提高換熱器的換熱效率。