郭文軍，胡 瓊，楊安志

(中國(guó)神華勝利發(fā)電廠，內(nèi)蒙古 錫林浩特 026000)

目前火力發(fā)電機(jī)組鍋爐排煙溫度在正常運(yùn)行中都會(huì)超出設(shè)計(jì)值，大部分的運(yùn)行值比設(shè)計(jì)值高約20℃～25℃左右，且現(xiàn)役大多數(shù)火電機(jī)組存在煙氣尾部煙道空間過(guò)狹窄、防磨、防腐設(shè)備要求質(zhì)量較高，引風(fēng)機(jī)的壓頭裕量不大等實(shí)際情況，如何通過(guò)降低排煙溫度來(lái)控制發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗量并降低發(fā)電成本。勢(shì)必要根據(jù)實(shí)際條件進(jìn)行充分考慮加裝低溫省煤器降低排煙溫度來(lái)提高電廠的經(jīng)濟(jì)性。

1 低溫省煤器的初步設(shè)計(jì)分析

某電廠低溫省煤器的具體設(shè)計(jì)方案為：通過(guò)凝結(jié)水與低溫省煤器連接，凝結(jié)水流經(jīng)低溫省煤器就會(huì)吸收部分煙氣余熱，排煙溫度會(huì)降低，同時(shí)凝結(jié)水被加熱，加熱后的凝結(jié)水再返回汽輪機(jī)低壓加熱器回?zé)嵯到y(tǒng)，代替部分低壓加熱器的作用將減少汽輪機(jī)的抽汽量。在機(jī)組負(fù)荷基本穩(wěn)定時(shí)，對(duì)機(jī)組的經(jīng)濟(jì)性會(huì)有很大的提高。同時(shí)進(jìn)入脫硫吸收塔的煙氣溫度隨之下降，這樣煙氣脫硫的工藝用水量會(huì)顯著減少，起到了節(jié)能的效果。

該廠660MW超超臨界參數(shù)機(jī)組在調(diào)門全開(kāi)工況下發(fā)電功率是719.3MW，加裝低溫省煤器與不加裝低溫省煤器前后各級(jí)低加的運(yùn)行參數(shù)對(duì)比(高壓缸和中壓缸的進(jìn)汽參數(shù)保持不變)見(jiàn)表1。加裝低溫省煤器后機(jī)組在調(diào)門全開(kāi)的工況下，機(jī)組的發(fā)電功率是723.3MW。

從表1可以看出，加裝低溫省煤器與不加裝低溫省煤器相比較，除7號(hào)低加與8號(hào)低加的抽汽流量分別增加0.39kg/s(1.4t/h)、0.06kg/s(0.2t/h)，5號(hào)低加與6號(hào)低加的抽汽量分別減少0.64kg/s(2.3t/h)、8.4kg/s(30.3t/h)，通過(guò)比較各低加減少的抽汽量要比增加的抽汽量要多，這樣低加減少的抽汽量會(huì)在汽輪機(jī)繼續(xù)做功，在進(jìn)汽量不變的情況下，可增加發(fā)電量，從而降低發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗，增加的發(fā)電功率大約在5MW～6MW。

表1 各低加在低溫省煤器加裝前后的運(yùn)行參數(shù)比較

機(jī)組在調(diào)門全開(kāi)工況運(yùn)行下，低溫省煤器的運(yùn)行參數(shù)見(jiàn)表2。

表2 低溫省煤器的運(yùn)行參數(shù)

從表2可以看出低溫省煤器可吸收部分的煙氣熱量，吸收的熱量有表2可知為22 640kJ/s，這樣的熱量充分表現(xiàn)加裝低溫省煤器可降低發(fā)電煤耗，提高經(jīng)濟(jì)效益。

根據(jù)汽輪機(jī)的熱力平衡圖，可計(jì)算出加裝低溫省煤器后，在保證熱耗工況下汽輪機(jī)的熱耗從7 340kJ/kW·h下降到7 302kJ/kW·h，機(jī)組的絕對(duì)內(nèi)效率提高了0.25%，全廠發(fā)電效率提高了0.23%，發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗降低了1.23g/kW·h，除去因加裝低溫省煤器引起風(fēng)煙系統(tǒng)沿程阻力的增加，造成引風(fēng)機(jī)電耗增加以及由于低溫省煤器布置位置遠(yuǎn)離凝結(jié)水系統(tǒng)的原因?qū)е履Y(jié)水系統(tǒng)的阻力增加而帶來(lái)的凝結(jié)水泵電耗的提高，機(jī)組的每年燃料成本下降約280萬(wàn)元左右。同時(shí)由于脫硫塔進(jìn)口煙氣溫度的降低，減少了脫硫吸收塔所需工藝減溫水量，每年的用水節(jié)約成本約為55萬(wàn)元。

2 低溫省煤器節(jié)能計(jì)算

煙氣余熱被利用后重新輸入回?zé)嵯到y(tǒng)中會(huì)排擠部分抽汽，使部分抽汽返回汽輪機(jī)繼續(xù)做功這樣運(yùn)行方式會(huì)導(dǎo)致系統(tǒng)循環(huán)效率降低，并且這部分抽汽會(huì)增加汽輪機(jī)的排汽量使汽輪機(jī)背壓升高。以上兩點(diǎn)低溫省煤器帶來(lái)的節(jié)能矛盾必須經(jīng)過(guò)計(jì)算才可以明確。在計(jì)算加裝低溫省煤器后的經(jīng)濟(jì)性時(shí)，保證鍋爐燃料量不變的前提下，回?zé)嵯到y(tǒng)通過(guò)凝結(jié)水吸收低溫省煤器熱量而獲得的額外熱量，它以一定的效率轉(zhuǎn)換為發(fā)電功率。計(jì)算比較通過(guò)低溫省煤器獲得的功率要遠(yuǎn)大于因抽汽排擠引起的循環(huán)效率和真空降低帶來(lái)的損失，所以增加低溫省煤器對(duì)機(jī)組經(jīng)濟(jì)性是提高的[1]。

2.1 發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗的節(jié)能計(jì)算

發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗的計(jì)算一般采取等效焓降法進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性分析。把低溫省煤器回收的煙氣余熱當(dāng)作純熱量輸入熱力系統(tǒng)，而鍋爐產(chǎn)生1kg新蒸汽所消耗的煤量不發(fā)生變化。此條件下，汽輪機(jī)抽汽系統(tǒng)所減少的抽汽量增發(fā)的發(fā)電量，會(huì)把汽輪機(jī)的相對(duì)內(nèi)效率提高。相應(yīng)1kg汽輪機(jī)進(jìn)汽量，將其全部做功量稱為新蒸汽等效焓降(記為H)，全部由低溫省煤器回收的煙氣余熱引起的排擠抽汽量所增發(fā)的做功量(記為ΔH)稱等效焓降增量[2]，計(jì)算如下式(1)、式(2)：

(1)

ΔH=β[(hd2-h4)η5+Σ(τj·ηj)]

(2)

式中：d—機(jī)組汽耗率，kJ/kW·h；機(jī)組每產(chǎn)生1kW·h的電量所消耗的蒸汽量稱為機(jī)組汽耗率；

ηjd—汽輪機(jī)相對(duì)效率；對(duì)于660MW超超臨界機(jī)組汽輪機(jī)的相對(duì)內(nèi)效率一般在91%左右；

β—低溫省煤器流量系數(shù)；低溫省煤器的約束條件，低溫省煤器的凝結(jié)水分流量與新蒸汽的流量的比值，一般取β<0.5；

hd2—低溫省煤器出口凝結(jié)水比焓，kJ/kg；

h4—除氧器進(jìn)水比焓，kJ/kg；

τj—所繞過(guò)的各低加工質(zhì)焓升，kJ/kg；

ηj—所繞過(guò)的各低加抽汽效率。

熱耗率降低δq按下式(3)計(jì)算：

(3)

式中：q—機(jī)組熱耗率，kJ/kW·h； 機(jī)組每產(chǎn)生1kW·h的電量所消耗的熱量稱為機(jī)組熱耗率。

發(fā)電標(biāo)煤耗節(jié)約量δbs按下式(4)計(jì)算：

(4)

式中：ηp、ηb——鍋爐效率、管道效率；管道效率在計(jì)算中一般取99%，但實(shí)際運(yùn)行中由于管道的各項(xiàng)損失管道效率一般在97%～98%；對(duì)于660MW超超臨界機(jī)組鍋爐的效率一般在93%～95%[3]。

把表1、表2的參數(shù)分別代入式(1)、式(2)、式(3)、式(4)可計(jì)算得出發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗降低約1.23g/kW·h，煙氣通過(guò)低溫省煤器后其溫度下降32℃，相對(duì)應(yīng)的鍋爐熱效率提高近1.2%。

2.2 汽輪機(jī)真空影響計(jì)算

汽輪機(jī)背壓變化量dpc與循環(huán)水冷凝變化量dDc的關(guān)系可通過(guò)凝汽器的變工況計(jì)算，可按式(5)、式(6)進(jìn)行估算：

(5)

dDc=ΣDj-dDc

(6)

式中：Dc—凝汽器冷凝量，t/h；

dDc—由增設(shè)低溫省煤器引起的汽輪機(jī)新汽量減少值，t/h，可由δbs計(jì)算得到；

ΣDj—低溫省煤器各排擠抽抵達(dá)凝汽器的總量，t/h。

其中第J級(jí)的排擠量按式(7)計(jì)算：

(7)

式中：G——低溫省煤器的過(guò)水流量，kg/s；

γj——排擠系數(shù)，指第J級(jí)排擠抽汽抵凝汽器的份額。

由表1可知，通過(guò)加裝低溫省煤器所排擠的抽汽量進(jìn)入凝汽器的總量為31t/h，通過(guò)加裝低溫省煤器使汽輪機(jī)新蒸汽進(jìn)汽總量減少約14.5t/h，凝汽器的冷凝量大約在17 t/h左右，汽輪機(jī)排汽壓力升高0.05kPa。此時(shí)汽輪機(jī)排汽比焓升高值為0.387kJ/kg，僅占新汽等效焓降的0.035%。綜合上述計(jì)算分析，凝結(jié)水因吸熱后排擠抽汽對(duì)汽輪機(jī)真空的影響可以完全忽略[4]。

2.3 增加低溫省煤器造成凝結(jié)水泵的電耗增加

低溫省煤器布置在脫硫塔的入口勢(shì)必要增加凝結(jié)水系統(tǒng)的管束長(zhǎng)度，從表2可知，增加的管道長(zhǎng)度造成凝結(jié)水系統(tǒng)的阻力增加了0.1MPa；凝結(jié)水泵的有效功率可按式(8)進(jìn)行計(jì)算。

Pe=ρgQH

(8)

式中：ρ——工質(zhì)密度kg/m3；

g——重力加速度m/s2；

Q——工質(zhì)質(zhì)量流量t/h；

H——工質(zhì)的揚(yáng)程m。

由上式可知，凝結(jié)水系統(tǒng)的阻力增加了0.1MPa，相當(dāng)于增加10m水柱的高度，凝結(jié)水流量在額定工況下大約在1 500t/h，可知，凝結(jié)水泵增加的功率為40.8kW·h，按照機(jī)組的年利用等效小時(shí)數(shù)5 000h計(jì)算，機(jī)組每年凝結(jié)水泵的電量費(fèi)用大約增加4.18萬(wàn)元。

3 低溫省煤器初投資計(jì)算

尾部煙道布置低溫省煤器其煙氣與凝結(jié)水之間的溫差較小，尾部煙道的占地空間也小為布置低溫省煤器必須把受熱面結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)要緊湊，來(lái)減小其體積，并減少低溫省煤器的材料，為增強(qiáng)低溫省煤器的換熱效率，低溫省煤器管束必須采用擴(kuò)展型受熱面來(lái)強(qiáng)化傳熱。該廠采取H型翅片管作為換熱管束，其制造工藝簡(jiǎn)單，屬于肋片傳熱型，管束的換熱面積增加，對(duì)流換熱效率就提高，另外，H型翅片管比光管的外壁面溫度要高，這樣有利于低溫腐蝕的控制。同時(shí)H型翹片管束比螺旋翅片管的其自清灰能力要強(qiáng)，因此低溫省煤器管束采用H型翹片管束在現(xiàn)役機(jī)組和新建機(jī)組都得到了廣泛的應(yīng)用。

低溫省煤器受熱面與尾部煙道組成煙氣通道，煙道外敷設(shè)輕型保溫層。所以在火力發(fā)電機(jī)組選擇低溫省煤器改造的時(shí)候主要考慮以下幾個(gè)問(wèn)題：①管徑的選擇； ②低溫省煤器管束的縱向節(jié)距與橫向節(jié)距的確定； ③受熱面管組高度的限定，檢修所需的空間限制； ④低溫省煤器管束中的凝結(jié)水流速。

上述條件的限制，對(duì)該廠風(fēng)煙系統(tǒng)采取的是雙列布置，所以每臺(tái)機(jī)組尾部煙道布置兩臺(tái)低溫省煤器，采用H型翅片管逆流布置，每臺(tái)低溫省煤器分18組換熱面。

低溫省煤器供水進(jìn)口熱位移 (按DL/T 5366-2006 計(jì)算)，換熱器模塊金屬管材質(zhì)為ND 鋼 (線膨脹系數(shù)按20 鋼計(jì)算)，換熱管束內(nèi)凝結(jié)水溫度按75℃取值。

低溫省煤器回水出口熱位移，取換熱管束內(nèi)凝結(jié)水溫度按95℃取值。

通過(guò)表3、表4、表5、表6可知，低溫省煤器的管束折算長(zhǎng)度大約在19 800m左右，經(jīng)過(guò)廠家提供的價(jià)格管材質(zhì)為ND 鋼的21元/m，這樣低溫省煤器的受熱面初次投資大約在415.8萬(wàn)元[5]。

表3 低溫省煤器供水進(jìn)口熱位移

表4 低溫省煤器供水進(jìn)口熱位移

表5 低溫省煤器回水出口熱位移

表6 低溫省煤器回水出口熱位移

4 結(jié)束語(yǔ)

通過(guò)對(duì)增加低溫省煤器帶來(lái)的收益和初投資比較得出增設(shè)低溫省煤器給發(fā)電機(jī)組帶來(lái)每年約280萬(wàn)元的燃料成本節(jié)約收益和55萬(wàn)元的用水成本節(jié)約收益，煙氣通過(guò)低溫省煤器后其溫度下降32℃，相對(duì)應(yīng)的鍋爐熱效率提高近1.2%，而低溫省煤器的初投資大約在415.8萬(wàn)元，這樣投資回收期近2年左右，而低溫省煤器的可使用壽命為10年，所以在風(fēng)煙尾部煙道增設(shè)低溫省煤器對(duì)經(jīng)濟(jì)性具有非常重要的意義。