李德龍

(國核電力規(guī)劃設(shè)計(jì)研究院，北京 100095)

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某600 MW亞臨界鍋爐節(jié)能改造分析

李德龍

(國核電力規(guī)劃設(shè)計(jì)研究院，北京 100095)

摘要：文中介紹了某電廠600 MW亞臨界鍋爐排煙溫度過高、減溫水量超標(biāo)、煤耗較高等問題。采用熱力計(jì)算方法對其進(jìn)行改造分析，分析改造對鍋爐運(yùn)行的影響，論證改造方案的可行性并選擇較優(yōu)方案。按照選定方案改造后在630 MW實(shí)際煤種工況下可降低排煙溫度約10 ℃，減少減溫水量約90 t/h，單機(jī)煤耗率下降約1.92 g/(kW·h)。

關(guān)鍵詞：鍋爐；熱力計(jì)算；排煙溫度；節(jié)能；改造

0引言

自某600 MW亞臨界鍋爐投產(chǎn)以來，由于設(shè)計(jì)和運(yùn)行方面的不足導(dǎo)致了各種各樣的問題：

(1)鍋爐過熱器噴水量超標(biāo)，滿負(fù)荷運(yùn)行時(shí)過熱器噴水量高達(dá)200 t/h以上；鍋爐再熱器有超溫現(xiàn)象。從鍋爐實(shí)際運(yùn)行參數(shù)看，鍋爐在630 MW和600 MW負(fù)荷時(shí)再熱器側(cè)的調(diào)溫?fù)醢逡殃P(guān)至最小且再熱器均有事故噴水。

(2)空氣預(yù)熱器入口煙溫和排煙溫度偏高[1]?？諝忸A(yù)熱器入口煙溫比設(shè)計(jì)值高約15 ℃，排煙溫度比設(shè)計(jì)值高了30 ℃以上。

這些問題不僅僅降低了機(jī)組的經(jīng)濟(jì)效益[2]，同時(shí)對機(jī)組運(yùn)行的安全性也十分不利。

針對鍋爐的問題，制造廠方面提供了兩種初步改造方案。這兩個(gè)方案主要對尾部煙道受熱面進(jìn)行改造，兩個(gè)方案的低溫再熱器和低溫過熱器的改造是相同的，區(qū)別在于省煤器的改造。

用編制的鍋爐熱力計(jì)算程序?qū)Σ煌脑旆桨高M(jìn)行計(jì)算分析，從改造后排煙溫度、經(jīng)濟(jì)性、減溫水量、前后煙道煙溫偏差、變負(fù)荷工況下汽溫及水循環(huán)安全性方面比較兩方案的優(yōu)劣，選擇較優(yōu)方案進(jìn)行改造。

1改造方案介紹

1.1改造前尾部受熱面布置

鍋爐尾部受熱面分為前后煙道，在前煙道上部布置了三組低溫再熱器，后煙道上部布置了三組低溫過熱器，前后煙道下部各布置了兩組省煤器，前后煙道省煤器管束都為光管。

1.2改造方案一

改造方案一、二關(guān)于低溫再熱器、低溫過熱器的改造相同，說明如下。由于目前低溫再熱器只有三組，在設(shè)計(jì)時(shí)應(yīng)保證低溫再熱器的吸熱量在一定的范圍內(nèi)，因此，不宜減少過多的低溫再熱器面積，經(jīng)綜合考慮采用減少半組(共12排)低溫再熱器面積方案，這樣既能緩解再熱器超溫的問題，也能保證再熱器煙氣調(diào)節(jié)擋板具有較好的調(diào)節(jié)特性。減掉一組半(共32排)低溫過熱器，以減少過熱器吸熱量，降低過熱器噴水量。

方案一對于前、后煙道省煤器的改造為：將原有前后各兩組光管省煤器都更換為H型鰭片省煤器。H型鰭片通過擴(kuò)展受熱面來提高換熱效果，能有效節(jié)省空間。改造后為兩組H型鰭片式省煤器，前煙道排數(shù)為10+6共16排，后煙道為10+12共22排。

1.3改造方案二

改造方案二低過、低再的改造同方案一；對省煤器的改造為將原有的前后各兩組光管省煤器，保留前后煙道的上組省煤器不變，下組省煤器更換為10排H型鰭片省煤器。在已經(jīng)去掉的原下組低溫過熱器的位置增加一組數(shù)量為20排的光管省煤器，這組新增加的省煤器可以用拆下來的前后煙道兩組下省煤器拼接而成。

2熱力計(jì)算方法

根據(jù)煙氣流程建立分塊計(jì)算各個(gè)受熱面的熱平衡模塊，通過VBA編程計(jì)算各個(gè)受熱面及鍋爐整體熱平衡，自動(dòng)迭代直至誤差在規(guī)定范圍內(nèi)。根據(jù)此迭代思路可以完成鍋爐整體計(jì)算。

在前蘇聯(lián)1973年版本的《鍋爐機(jī)組熱力計(jì)算標(biāo)準(zhǔn)方法》[3]計(jì)算框架上采用已有文獻(xiàn)中更準(zhǔn)確的方法改進(jìn)爐膛[4]、半輻射式受熱面、空預(yù)器的原有計(jì)算方法，為分析改造方案優(yōu)劣確定合適的熱力計(jì)算方法[5]。

3改造方案分析比較

從改造后排煙溫度、經(jīng)濟(jì)性、前后煙道煙溫偏差、減溫水量、變負(fù)荷工況下汽溫及水循環(huán)安全性方面比較兩方案的優(yōu)劣。

3.1改造方案比較

3.1.1滿負(fù)荷下排煙溫度、經(jīng)濟(jì)性比較

計(jì)算時(shí)各煤種成分見表1。兩種方案在630 MW工況燃用三種不同煤種時(shí)計(jì)算得到的排煙溫度比較如圖1所示。由于在熱力計(jì)算時(shí)，化學(xué)未完全燃燒損q3、機(jī)械未完全燃燒損失q4、散熱損失q5、其他熱損失q6不變，所以鍋爐損失主要集中在排煙熱損失q2，兩種方案改造前后鍋爐效率比較如圖2所示。

表1　各煤種元素、工業(yè)分析

圖1　兩方案改造前后排煙溫度變化情況

圖2　兩方案改造前后鍋爐效率變化情況

通過圖1和圖2可知對于設(shè)計(jì)煤種，方案一可以降低排煙溫度約13.2 ℃、鍋爐效率提高約0.67%，方案二可以降低約11.1 ℃、鍋爐效率提高約0.56%；對于實(shí)際煤種，方案一可以降低13.4 ℃、鍋爐效提高約0.68%，方案二可以降低約11.6 ℃、鍋爐效率提高約0.59%；對于實(shí)際最差煤種，方案一可以降低約17.2 ℃、鍋爐效率提高約0.94%，方案二可以降低約13.5 ℃、鍋爐效率提高約0.74%。從降低排煙溫度角度可以看出，在各個(gè)煤種情況下方案一改造效果都稍優(yōu)于方案二，但方案一、二都可以較大幅度的提高鍋爐效率。

對于改造前后經(jīng)濟(jì)性分析主要是比較鍋爐單機(jī)供電煤耗率及全年煤耗，計(jì)算時(shí)汽輪機(jī)熱耗率采用實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)7 891 kJ/(kW·h)，廠用電率取用7%，煤耗計(jì)算見表2。

表2　燃用實(shí)際煤種改造前后經(jīng)濟(jì)性計(jì)算結(jié)果

圖3　改造前后尾部前后煙道煙溫偏差

從表2中可以看出，按照燃用實(shí)際煤種時(shí)計(jì)算，方案一、二分別使單機(jī)供電煤耗率下降約2.29 g/(kW·h)和1.99 g/(kW·h)。按照額定負(fù)荷600 MW年發(fā)電6 764 h可得方案一、二每年可節(jié)約電煤約9 305 t和8 059 t。從經(jīng)濟(jì)性角度比較，按照方案一改造每年可以比方案二節(jié)約1 250 t電煤。

3.1.2前后煙道煙溫偏差比較

圖3比較了兩種改造方案及改造前尾部前后煙道的煙溫偏差。可以看出改造后使得省煤器入口熱偏差大幅度增大，方案一、二分別比改造前高出約約46.8 ℃和48 ℃，雖然省煤器出口煙溫偏差比入口偏差略為減小，但也高于改造前。造成煙溫偏差加大的原因主要是低溫再熱器管段減少排數(shù)少于低溫過熱器段，使得后煙道吸熱量下降幅度更大，造成偏差更大。所以兩種方案在改造時(shí)要注意省煤器區(qū)域前后煙道受熱面的熱偏差，防止部分管束超溫而部分管束受熱不足。

3.1.3減溫水量比較

從兩種改造方案計(jì)算結(jié)果圖4可以看出，雖然改造使得排煙溫度達(dá)到了目標(biāo)，再熱器不出現(xiàn)事故減溫噴水，過熱蒸汽減溫噴水量減少，但并沒有減少到設(shè)計(jì)減溫水量。設(shè)計(jì)煤種時(shí)方案一、二可分別減少過熱減溫噴水約83、78 t/h；實(shí)際煤種時(shí)分別減少約92、89 t/h；實(shí)際最差煤種時(shí)分別減少約113、105 t/h。而且可以看出在各種煤種下方案一降低過熱減溫噴水量都略大于方案二，說明在降低減溫水量方面方案一較優(yōu)。

圖4　改造后比改造前減溫水量減少量

3.1.4變負(fù)荷工況下汽溫分析

由于兩種改造方案都采用了減少低溫再熱器、低溫過熱器的措施，因此要分析計(jì)算改造方案在變負(fù)荷時(shí)過熱蒸汽和再熱蒸汽出口汽溫能否夠達(dá)到額定值。計(jì)算時(shí)鍋爐參數(shù)采用變負(fù)荷實(shí)際煤種工況下設(shè)計(jì)值，得到的結(jié)果見表3-4。

表3　實(shí)際煤種下方案一變負(fù)荷蒸汽參數(shù)

表4　實(shí)際煤種下方案二變負(fù)荷蒸汽參數(shù)

綜合分析可得兩個(gè)改造方案雖然都減少了1組半低溫過熱器，但過熱蒸汽在低負(fù)荷時(shí)都能達(dá)到額定值；兩方案都減少了半組低溫再熱器，這一措施影響到了低負(fù)荷時(shí)再熱蒸汽的吸熱量，使得負(fù)荷下降到50%、30%時(shí)再熱蒸汽出現(xiàn)欠焓，影響機(jī)組的運(yùn)行效率及安全性。方案一、二在80%負(fù)荷時(shí)表現(xiàn)基本相同；50%負(fù)荷時(shí)方案一再熱汽溫基本可以達(dá)到額定值，方案二出現(xiàn)欠焓；30%負(fù)荷下兩方案再熱蒸汽都欠焓嚴(yán)重。

3.1.5水循環(huán)安全性分析

由于改造方案一、二均采取用H型鰭片省煤器代替原光管省煤器增加省煤器的受熱面積，所以省煤器內(nèi)工質(zhì)吸熱量會(huì)增大。對于文中研究鍋爐保證水循環(huán)安全性要求省煤器出口工質(zhì)不能沸騰，特別要注意當(dāng)機(jī)組啟動(dòng)時(shí)極低負(fù)荷下省煤器出口工質(zhì)是否沸騰，并且保持出口水溫欠溫25 ℃以上。

從表3-4可以得到，在滿負(fù)荷時(shí)方案一、二省煤器出口水溫都可以滿足欠溫25 ℃以上；在負(fù)荷下降到80%時(shí)兩方案都滿足要求；負(fù)荷下降到50%時(shí)方案一省煤器出口水溫欠溫只有10.8 ℃，方案二欠溫18.4 ℃，雖然都沒有沸騰但不達(dá)標(biāo)；負(fù)荷下降到30%時(shí)方案一出口水溫欠溫22.4 ℃，不能達(dá)標(biāo)，方案二欠溫29.3 ℃，可以達(dá)標(biāo)。

3.2選擇較優(yōu)方案

通過上文從各個(gè)方面對改造方案一、方案二的計(jì)算分析，可以總結(jié)如下：

(1)從解決鍋爐運(yùn)行中排煙溫度過高的角度，方案一可以比方案二多降低排煙溫度1~2 ℃，單機(jī)供電煤耗少0.3 g/(kW·h)?？芍桨敢坏男Ч院糜诜桨付?/p>

(2)從解決鍋爐運(yùn)行中過熱減溫水量過大的角度，采用方案一降低的減溫水量比采用方案二多5~8 t/h，再熱側(cè)煙氣擋板開度基本相同，方案一在降低減溫水方面略優(yōu)于方案二。

(3)從改造對尾部前后煙道煙溫?zé)崞钣绊懛治隹芍?，采用方案一、方案二改造時(shí)低過、低再入口偏差基本不變，前后省煤器入口煙溫偏差從改造前6 ℃變?yōu)榧s50 ℃，省煤器出口煙溫偏差從10 ℃變?yōu)榧s30 ℃?？芍獌煞桨付际刮膊壳昂鬅煹罒崞钭兇蟆?/p>

(4)從變負(fù)荷時(shí)運(yùn)行情況比較，方案一在80%工況、50%工況時(shí)都能使過熱、再熱蒸汽達(dá)到額定值，在30%工況時(shí)再熱汽溫出現(xiàn)欠焓，即使再熱側(cè)煙氣擋板全開也只能達(dá)到489 ℃。方案二在80%工況時(shí)都能使過熱、再熱蒸汽達(dá)到額定值，在50%、30%工況時(shí)再熱汽溫出現(xiàn)欠焓，即使再熱側(cè)煙氣擋板全開也只能達(dá)到528、479 ℃。綜合可知方案一在變負(fù)荷下效果較好。

(5)從省煤器水循環(huán)安全性角度分析，可知滿負(fù)荷下改造方案一、方案二都能保證省煤器工質(zhì)出口溫度小于對應(yīng)壓力下臨界溫度25 ℃以上。負(fù)荷降低時(shí)，雖然按照兩方案改造省煤器工質(zhì)出口都不發(fā)生沸騰，但要求時(shí)欠溫25 ℃，在80%負(fù)荷下兩方案都能達(dá)到要求；50%負(fù)荷下兩方案都不能達(dá)到要求；30%負(fù)荷下方案一不能達(dá)到要求，方案二可以達(dá)到要求。

鑒于以上分析結(jié)果，在鍋爐改造時(shí)可以優(yōu)先選取方案一。

4結(jié)束語

文中通過理論分析和熱力計(jì)算比較了制造廠提出的某亞臨界600 MW鍋爐兩種改造方案的優(yōu)劣，選取了較優(yōu)的改造方案。按照此方案改造后在630 MW實(shí)際煤種工況下可降低排煙溫度約10 ℃，減少減溫水量約90 t/h，單機(jī)煤耗率下降約1.92 g/(kW·h)，達(dá)到節(jié)能改造的效果。所得結(jié)論及分析方法可為解決此類問題提供依據(jù)。

參考文獻(xiàn)

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[5]周強(qiáng)泰, 周克毅, 冷偉, 等. 鍋爐原理[M]. 第2版. 北京: 中國電力出版社, 2009.

AnalysisofEnergy Saving RetrofitSchemesin a 600 MW Subcritical Boiler

LI De-long

(State Nuclear Electric Power Planning Design&Research Institute,Beijing 100095,China)

Abstract:Intruducing a 600 MW Subcritical Boiler whichsome problems were happened in. Exhaustgastemperature exceeded is designated value. The attemperation water flow amountwas much larger than the designed value, and coal consumption is much higher. Then, according to the two retrofit schemes, detailed thermal calculations are carried out separately. By comparing the result of the two retrofit schemes, a better one is chosed. The retrofit scheme show that the exhaust gastemperature is reduced by about 10 ℃, the attemperation water flow amount is reduced by about 90 t/h and the coal consumption is reduced by about 1.92 g/(kW·h).

Key words:Boiler; Thermodynamic calculation;Attemperation water flow; Energy saving; Transform

中圖分類號：TK229.3

文獻(xiàn)標(biāo)志碼：B

文章編號：1009-3230(2016)03-0021-05

作者簡介：李德龍，(1989-)，男，碩士，助理工程師，研究方向?yàn)榘l(fā)電廠熱機(jī)專業(yè)設(shè)計(jì)。

收稿日期：2016-02-04

修訂日期：2016-02-25

doi:10.3969/j.issn.1009-3230.2016.03.006