石巖,梁秀進
(華電電力科學研究院,浙江 杭州 310030)
目前,國內(nèi)電廠技術改造過程中,通常在鍋爐尾部煙道加裝低壓省煤器系統(tǒng),以降低排煙溫度、回收煙氣余熱。而對于低壓省煤器的節(jié)能效益尚存在不少質疑,由此對低壓省煤器投資決策帶來困難。本文結合低壓省煤器理論節(jié)能計算與現(xiàn)場試驗測試,詳細分析低壓省煤器系統(tǒng)在300 MW等級機組應用的節(jié)能效果。
增設低壓省煤器后,大量煙氣余熱進入回熱系統(tǒng),在沒有增加鍋爐燃料量的前提下,獲得的額外熱量以一定的效率轉變?yōu)殡姽?。低壓省煤器系統(tǒng)把煙氣余熱輸入回熱系統(tǒng)中會排擠部分抽汽,導致熱力循環(huán)效率降低,同時,排擠的部分抽汽會增加凝汽器的排汽,使汽輪機真空度有所降低。但新增功量遠大于排擠抽汽和汽輪機真空度微降所引起的功量損失,所以,機組經(jīng)濟性都是提高的[1]。
某電廠鍋爐為東方鍋爐廠生產(chǎn)制造的DG1000/170-Ⅰ型亞臨界、自然循環(huán)、汽包爐,燃用當?shù)責熋?。鍋爐的主要參數(shù)見表1,鍋爐的燃料特性見表2。
低壓省煤器裝置的熱力系統(tǒng)如圖1所示。其進水取自#7低壓加熱器入口和#7低壓加熱器出口。經(jīng)煙氣加熱后返回#6低壓加熱器出口的主凝結水管道。低壓省煤器的本體安裝于引風機出口的2個垂直煙道內(nèi),截面尺寸為3 665 mm×6 300 mm×5200 mm,其中一側的安裝結構如圖2所示。
根據(jù)電廠運行情況,低壓省煤器裝置的主要設計參數(shù)見表3。
表1 鍋爐主要設計參數(shù)
表2 設計及校核燃料特性
表3 低壓省煤器置主要設計參數(shù)
圖1 低壓省煤器原理圖
圖2 低壓省煤器現(xiàn)場布置圖
續(xù)表
采用等效焓降法進行熱經(jīng)濟性分析[2]。將低壓省煤器回收的排煙余熱作為純熱量輸入系統(tǒng),而鍋爐產(chǎn)生1 kg新汽的能耗不變。在這個前提下,熱系統(tǒng)所有排擠抽汽所增發(fā)的功率,都將使汽輪機的效率提高。1 kg汽輪機新汽的全部做功量稱作新汽等效焓降H,所有減少抽汽所增發(fā)的功(ΔH)稱作等效焓降增量,計算公式為
式中:d為機組汽耗率,kg/(kW·h);ηjd為汽輪機機電效率;β為低壓省煤器流量系數(shù);hd2為低壓省煤器出口水比焓,kJ/kg;h4為除氧器進水比焓,kJ/kg;τj為所繞過的各低壓加熱器工質焓升,kJ/kg;η5為除氧器抽汽效率;ηj為所繞過的各低壓加熱器抽汽效率。
熱耗率降低值Δq按下式計算
式中:q為機組熱耗率,kJ/(kW·h)。發(fā)電標煤耗節(jié)省量Δbs按下式計算
式中:ηp,ηb分別為鍋爐效率和管道效率。
低壓省煤器系統(tǒng)對鍋爐其他設備的影響:
(1)煙氣溫度降低,最終為供電煤耗的降低,對鍋爐效率不產(chǎn)生影響。
(2)鍋爐引風機、增壓風機有足夠壓頭裕量,增加受熱面后不會影響引風機和鍋爐的正常出力。
(3)增設低壓省煤器系統(tǒng)后,進入脫硫塔的煙溫降低20℃,脫硫塔進口煙溫仍高于脫硫絕熱平衡溫度,故脫硫塔出口凈煙氣溫度不變,不影響脫硫效率。
(4)增設低壓省煤器系統(tǒng)后,排擠部分低壓加熱器抽汽至凝汽器。經(jīng)計算,汽輪機排汽量增加12.41 t/h,影響真空度 0.04259 kPa。真空度影響對標準煤耗的折扣,已計入凈節(jié)能量。
(5)低壓省煤器系統(tǒng)回水點在#5低壓加熱器進口,由于回水點在除氧器之前,故對給水溫度沒有影響。
利用等效焓降理論計算節(jié)能量[3]:排煙溫度預期降低20℃,供電標準煤耗降低1.65 g/(kW·h),年利用小時數(shù)按5 500 h統(tǒng)計,則年節(jié)約標煤量為2722 t。
低壓省煤器系統(tǒng)本體安裝于引風機出口的2個垂直煙道內(nèi),管材采用螺旋鰭片管。低壓省煤器運行參數(shù)見表4。
表4 低壓省煤器運行參數(shù)
低壓省煤器投運效益考核試驗結果見表5。
表5 低壓省煤器投運效益考核試驗
由表5可知:燃用常用煤種在300 MW負荷工況下運行,低壓省煤器甲側煙溫降低15.60℃,乙側煙溫降低16.74℃,平均下降16.17℃;甲側阻力為511.76 Pa,乙側阻力為 335.52 Pa,平均阻力為423.64 Pa。根據(jù)低壓省煤器內(nèi)工質流量為188.85 t/h、工質溫度升高24.9℃、低壓省煤器凝升泵的電流為44.85 A可知,投運低壓省煤器,機組的實際熱耗降低 26.6 kJ/(kW·h),降低供電煤耗1.033 g/(kW·h)。
理論計算與實測數(shù)據(jù)對比分析見表6。
表6 理論計算與實測數(shù)據(jù)對比分析
續(xù)表
燃用常用煤種在300 MW負荷工況下運行,實測結果顯示:出口煙溫降低數(shù)值比理論數(shù)值低4.0℃,考慮進水溫度較理論值偏高2.4℃左右,則低壓省煤器實際運行煙溫降低幅度與理論設計偏差不大。實測煙氣流阻比理論數(shù)值少178 Pa,煙氣側流阻的降低有利于減少增壓風機運行耗電率。同比煙溫降修正后,煙溫每降低20℃,實測節(jié)能效益約為1.27 g/(kW·h)。
對某電廠300 MW等級機組增設低壓省煤器系統(tǒng)后,經(jīng)過試驗測試分析發(fā)現(xiàn):
(1)300MW等級機組加裝低壓省煤器后,同比煙溫每降低20℃,實測節(jié)能效益約為1.27g/(kW·h)。
(2)300 MW等級機組低壓省煤器按煙溫降低20℃進行受熱面布置,實際運行中煙氣側流阻在500 Pa以內(nèi),可以控制在風機壓頭裕量內(nèi),不影響機組及風機正常運行。
對鍋爐加裝低壓省煤器系統(tǒng)進行節(jié)能效益現(xiàn)場試驗測試,其結果更具有真實性,客觀地說明了低壓省煤器系統(tǒng)的節(jié)能效果,從而可消除電廠人員對低壓省煤器系統(tǒng)節(jié)能效果的質疑。
[1]黃新元,孫奉仲,史月濤.低壓省煤器系統(tǒng)節(jié)能理論及其在火電廠的應用[J].山東電力技術,2008(2):3-6.
[2]林萬超.火電廠熱系統(tǒng)節(jié)能理論[M].西安:西安交通大學出版社,1994.
[3]林萬超.火電廠熱系統(tǒng)定量分析[M].西安:西安交通大學出版社,1985.