摘 要:對1 000 MW機組低溫省煤器系統(tǒng)的增效型創(chuàng)新進行了介紹,即從凝結(jié)水系統(tǒng)中取水,為低溫省煤器進水增加一路冷凝水旁路,將冷熱水混合,降低低溫省煤器進水溫度,從而降低低溫省煤器排煙溫度,減小煙氣體積流量,實現(xiàn)提高引風機出力,降低供電煤耗的目標。同時對低省冷凝水系統(tǒng)進行設(shè)備選取、邏輯搭建,使其能滿足不同負荷工況下對低省進口凝結(jié)水溫度及流量調(diào)節(jié)的要求。
關(guān)鍵詞:低溫省煤器;優(yōu)化控制;邏輯搭建;調(diào)節(jié)改進;冷凝水
中圖分類號:TM621" " 文獻標志碼:A" " 文章編號:1671-0797(2025)06-0064-04
DOI:10.19514/j.cnki.cn32-1628/tm.2025.06.016
0" " 引言
節(jié)能降耗是一項重要的火電機組技術(shù)革新要求,比如某電廠百萬機組供電煤耗計劃為272.15 g/(kW·h),上級領(lǐng)導(dǎo)要求全體職工嚴格執(zhí)行“程序合規(guī),計量完善,技術(shù)創(chuàng)新,指標先進,工藝精準,低碳環(huán)?!钡墓?jié)能方針,深挖節(jié)能潛力,確保本單位目標完成。這就要求強化節(jié)能技術(shù)監(jiān)督,大力推進新技術(shù)、新工藝、新設(shè)備在節(jié)能減排、環(huán)境污染治理中的應(yīng)用,充分發(fā)揮創(chuàng)新引領(lǐng)作用,完成1 000 MW機組節(jié)能降耗的目標。
根據(jù)分析,在1 000 MW機組風煙系統(tǒng)中,低溫省煤器的作用是利用低壓加熱系統(tǒng)中的凝結(jié)水,降低鍋爐排煙溫度,提高發(fā)電廠循環(huán)熱效率;同時煙氣脫硝、脫硫改造和除塵器改造都對進口煙氣溫度有一定的要求。因此,低溫省煤器不但能夠回收煙氣余熱,還能為環(huán)保改造提供便利條件。
某公司1 000 MW機組低溫省煤器布置在除塵器入口,進口介質(zhì)取自7號低加出口凝結(jié)水,出口至6號低加進口。在夏季滿負荷運行時,低溫省煤器進口煙溫149 ℃,出口煙溫115 ℃,出口煙溫嚴重偏離了設(shè)計時105 ℃的設(shè)定值,導(dǎo)致省調(diào)嚴重的“兩個細則”考核。引風機轉(zhuǎn)速高,風機振動偏大,風機葉片易損傷,被迫降低氧量運行,導(dǎo)致燃燒效率降低,同時易加劇水冷壁高溫腐蝕,影響劣質(zhì)煤摻燒比例,經(jīng)營效益下降。如果將省煤器出口煙溫降低,將達到節(jié)能降耗、降本增效的目的,從而降低機組的供電煤耗。
該公司1 000 MW機組低溫省煤器出口煙溫無法被控制在設(shè)計參數(shù)下,導(dǎo)致引風機出力受限。2023年脫硫系統(tǒng)進行了提效改造,煙氣側(cè)增加550 Pa左右阻力,改造后,采用常規(guī)運行調(diào)整方法,將無法實現(xiàn)機組滿負荷運行。因此,急需對低溫省煤器系統(tǒng)進行增效型創(chuàng)新,降低其出口煙溫,減小煙氣體積流量,最終提高引風機出力,提升燃燒效率,從而增加經(jīng)濟效益,顯著降低機組的供電煤耗。
針對1 000 MW機組夏季高負荷運行時引風機運行參數(shù)達到上限,風機振動大,無法提供更大出力,導(dǎo)致機組無法接帶更高負荷的問題,該公司研制出一種新型低省出口煙溫控制工藝,能從根源上解決引風機出力不足的問題。
直接增加低省換熱器數(shù)量雖能有效降低出口煙溫,但對引風機出力提出了更高的要求,加上機組即將面臨脫硫增效改造所帶來的煙氣阻力增加,引風機現(xiàn)有出力將難以滿足需求,因此該方案不具有可行性。同時,目前高負荷工況下低溫省煤器進水流量已達設(shè)計工況下最大的1 500 t/h,經(jīng)過分析,認為繼續(xù)提高低省進水流量已不現(xiàn)實。計劃對1 000 MW機組低溫省煤器系統(tǒng)進行增效型創(chuàng)新:從凝結(jié)水系統(tǒng)中取水,為低溫省煤器進水增加一路冷凝水旁路,將冷熱水混合,降低低溫省煤器進口凝結(jié)水溫度,從而降低低溫省煤器排煙溫度,減小煙氣體積流量,實現(xiàn)提高引風機出力,降低供電煤耗的目標。同時對低省冷凝水系統(tǒng)進行設(shè)備選取、邏輯搭建,使其能滿足不同負荷工況下對低省進口凝結(jié)水溫度及流量調(diào)節(jié)的要求。
1" " 模擬實驗
1.1" " 位置選取
該公司寬負荷脫硝系統(tǒng)搭建時,為使省煤器出口煙溫不低于脫硝系統(tǒng)投入運行最低煙溫要求的設(shè)定值,針對不同工況下旁路所需分流的給水流量進行了計算,在滿足流量需求且保證不對其他設(shè)備、系統(tǒng)造成影響的前提下,對旁路設(shè)置的位置進行了嚴謹?shù)姆治鲞x取。本課題擬采用相似的設(shè)計方法,選取既能滿足溫度、流量需求,又能保證系統(tǒng)安全可靠運行的低省外加冷凝水取水位置。
1.2" " 設(shè)備選型
該公司寬負荷脫硝系統(tǒng)搭建時,針對不同調(diào)節(jié)閥型式對系統(tǒng)影響大小、響應(yīng)時間的快慢及經(jīng)濟性優(yōu)劣進行了詳細的比選。本課題擬借鑒其經(jīng)驗,采用相似的方法,對低省外加冷凝水調(diào)節(jié)閥型式進行選取。
1.3" " 邏輯搭建
為提高系統(tǒng)的調(diào)節(jié)精度,縮短響應(yīng)時間,文獻[1]對控制邏輯中涉及的控制量進行了分析篩選。本課題擬采用相似的技術(shù),對低省外加冷凝水系統(tǒng)中所涉及的控制量進行分析選擇,繪制出相關(guān)邏輯圖,在該公司國電智深平臺上搭建低省外加冷凝水自動控制邏輯。
1.4" " 邏輯拓展
文獻[1]分析了前饋、反饋邏輯在不同工況及脫硝調(diào)門開度下的特點,優(yōu)化了控制值的計算方法。本課題擬采用相似的技術(shù),分析前饋、反饋方案邏輯對冷凝水調(diào)門控制的影響,并嘗試在反饋邏輯的基礎(chǔ)上,為冷凝水調(diào)門拓展出前饋控制邏輯,進一步縮短系統(tǒng)調(diào)節(jié)的響應(yīng)時間。
2" " 數(shù)值計算
2.1" " 成效計算
該公司1 000 MW機組引風機小機參數(shù)如表1所示。
隨著低省出口煙溫的下降,對應(yīng)的煙氣體積流量減小,引風機的軸功率也隨之下降。
引風機下降的軸功率N計算如下:
N=(QP)/(3 600η1×1 000×η2)" " " " " " "(1)
式中:Q為風量,按煙溫降低10 ℃可減小的體積流量,取125 000~130 000 Nm3/h;P為風壓,取6.0 kPa;η1為風機內(nèi)效率,取0.7~0.8;η2為機械傳遞效率,取0.92~0.98。
經(jīng)計算,可以降低引風機的軸功率:
N=(125 000~130 000)×6.0×1 000/(3 600×
0.75×1 000×0.95)=292.4~304.1 kW
計算可降低引風機的軸功率約5%,即引風機出力提升5%。
2.2" " 可靠性計算
低省進水溫度過低,將會導(dǎo)致低省腐蝕,因此必須確保項目所設(shè)計的低省進水溫度合理。煙氣酸露點的計算溫度在102 ℃左右,一般來說,只要保證低溫受熱面金屬壁溫高出煙氣酸露點溫度10 ℃左右,就能避免產(chǎn)生低溫腐蝕,堵灰也將得到改善。由于換熱器凝結(jié)水的溫度都在酸露點以下,因此受熱面金屬壁溫也低于酸露點溫度,就可能產(chǎn)生腐蝕。為保證換熱管運行的安全性,需采用“有限腐蝕”的思路選擇受熱面的金屬壁溫。
為此,允許部分煙氣熱量回收裝置金屬壁溫處在酸露點以下,選取適當?shù)谋跍夭⑼ㄟ^采用耐腐蝕的金屬材料以延長煙氣熱量回收裝置的壽命。當受熱面壁溫降低到酸露點以下時,硫酸開始凝結(jié),引起腐蝕。當溫度較高時,由于硫酸濃度很低,且凝結(jié)酸量不多,腐蝕速度較低。隨著壁溫進一步降低,凝結(jié)酸量增加,腐蝕速度加快,腐蝕速度達到最大值后,隨壁溫進一步降低,酸濃度下降,腐蝕速度也下降,直到腐蝕最低點。之后,金屬壁溫繼續(xù)下降,但由于酸濃度接近50%,同時凝結(jié)得更多,因此腐蝕速度又上升。
根據(jù)API(美國石油協(xié)會)及CE公司推薦的平均金屬壁溫導(dǎo)則,可以看出煤質(zhì)中硫含量與冷端平均壁溫的關(guān)系,如圖1所示。
從圖1可以看出,當煤質(zhì)中硫含量小于1.5%時,冷端平均壁溫應(yīng)大于65 ℃。根據(jù)鍋爐機組熱力計算標準,受熱面金屬壁溫大于水蒸氣露點溫度20 ℃,小于105 ℃,受熱面金屬低溫腐蝕速率小于0.2 mm/a,這個腐蝕速度是可以接受的。水露點溫度為47 ℃左右,因此認為金屬壁溫應(yīng)在67 ℃以上。與此同時,調(diào)取了項目實施前1 000 MW機組正常運行時不同負荷下對應(yīng)的低省進水溫度,該公司低省進水溫度最高85 ℃,低負荷時在70 ℃左右,且長期該工況運行,未發(fā)現(xiàn)明顯腐蝕。
為進一步驗證將低省進水溫度設(shè)置為70 ℃時不會出現(xiàn)低溫腐蝕現(xiàn)象,對低負荷時低溫省煤器中工作環(huán)境最差的傳熱管壁溫進行了計算。傳熱管金屬壁溫計算公式如下:
Tb=Ty-(Ty-t)"(2)
式中:Tb為傳熱管金屬壁溫(℃);Ty為煙氣溫度(℃);t為冷凝水溫度(℃);α1為煙氣側(cè)換熱系數(shù),取30.96 W/(m2·℃)(考慮管壁污染影響);α2為冷凝水側(cè)放熱系數(shù),本項目中為3 500 W/(m2·℃);β1為傳熱管對流換熱外表面積與內(nèi)表面積之比,對于本項目中的H型翅片管,節(jié)距為16 mm,β1=11.29;β2為傳熱管導(dǎo)熱換熱外表面積與內(nèi)表面積之比,對于?準38×5的管子,β2=1.36;Δ為傳熱管壁厚,取0.005 m;λ為管壁導(dǎo)熱系數(shù),取41.7 W/(m2·℃)。
由式(2)可計算出管壁溫度最低為80.4 ℃,高于67 ℃的限值。
綜合上述分析,進水溫度選擇70 ℃時,不會出現(xiàn)明顯的低溫腐蝕現(xiàn)象,滿足項目的可靠性要求,能夠保證改造過后系統(tǒng)安全運行。所以,通過1 000 MW機組低省外加冷凝水系統(tǒng)的研制,將引風機出力提升5%,供電煤耗降低0.1 g/(kW·h),理論上是可以實現(xiàn)的。
為解決低溫省煤器出口煙溫過高的問題,降低供電煤耗,選擇對1 000 MW機組低溫省煤器系統(tǒng)進行增效型創(chuàng)新改造,在滿足低溫省煤器安全運行條件的前提下,為低溫省煤器進水增加冷凝水,降低低溫省煤器進口給水溫度。隨著冷凝水旁路的增加,需要搭建相關(guān)邏輯,保證低省進水溫度、流量的快速可靠調(diào)節(jié)。
3" " 效果檢查
3.1" " 目標完成情況
1 000 MW機組低省外加冷凝水系統(tǒng)于2023年8月至9月投入使用,在效果檢查期間,運行人員察看歷史趨勢和數(shù)據(jù),發(fā)現(xiàn)設(shè)備運行狀況良好,低省出口煙氣溫度相比于2022年迎峰度夏階段同時期有顯著降低(表2),1 000 MW機組供電煤耗明顯下降。調(diào)取效果檢查期間迎峰度夏階段低省出口煙氣溫度曲線,可以看出項目實施后迎峰度夏期間低省出口煙溫最高不超過107 ℃。
從表2可以看出,效果檢查期間,低省出口煙溫降低約10 ℃,煙氣換熱效率提高,根據(jù)經(jīng)驗公式計算,折合供電煤耗下降約0.1 g/(kW·h)。
調(diào)取引風機靜葉開度及轉(zhuǎn)速數(shù)據(jù),借助數(shù)據(jù)分析軟件繪制了2022、2023年迎峰度夏期間機組運行時的靜葉開度及轉(zhuǎn)速數(shù)據(jù)分布直方圖,如圖2、圖3所示。
在夏季滿負荷運行時,引風機靜葉開度從95%降至90%,引風機轉(zhuǎn)速從5 300 r/min降至5 150 r/min,引風機的運行數(shù)據(jù)分析表明,引風機運行參數(shù)明顯改善,結(jié)合經(jīng)驗公式計算,引風機出力上升約6%,保證了脫硫提效改造后引風機出力仍能滿足現(xiàn)場要求。
3.2" " 效益分析
3.2.1" " 經(jīng)濟效益
優(yōu)化實施后,避免因引風機出力受限導(dǎo)致的氧量降低幅度約0.2%,從而避免了影響高負荷時CO及飛灰含碳量,供電煤耗下降約0.1 g/(kW·h);改造后,高負荷階段,排煙煙溫能從115 ℃降低至105 ℃左右,提高了煙氣熱量回收效果,同時進一步減少了#7/#8低加進汽量。但在夏季高負荷階段,低壓缸排汽溫度會有所上升,因此全年度綜合考慮,供電煤耗約下降0.15 g/(kW·h)。
3.2.2" " 隱形效益
本項目的實施,可進一步提高機組的可靠性,保障社會電力穩(wěn)定供應(yīng),在保證機組安全運行的同時也真正做到了節(jié)能降耗,降低發(fā)電成本,為公司創(chuàng)造更高的利潤,因而具有明顯的經(jīng)濟效益和社會效益。
4" " 結(jié)論
該公司通過對1 000 MW機組低溫省煤器系統(tǒng)的優(yōu)化,有效降低了鍋爐的排煙溫度與煙氣體積流量,在提高引風機出力的同時減少了供電煤耗,并且還解決了夏季工況下引風機出力不足問題??梢哉f,此次優(yōu)化改造比較成功,達到了預(yù)期效果。
[參考文獻]
[1] 葛朋,刁云鵬,夏志,等.鍋爐旁路煙道脫硝入口煙溫自動控制系統(tǒng)設(shè)計與分析[J].吉林電力,2019,47(3):40-42.
收稿日期:2024-12-13
作者簡介:陳靜(1982—),男,湖北天門人,工程師,主要從事火力發(fā)電廠機組的運行維護工作。