200 MW机组增设低温省煤器的优化设计

2011-05-29林俊光罗钟高崔云素张卫灵

浙江电力 2011年6期

林俊光，罗钟高，崔云素，张卫灵，程慧

（浙江省电力设计院，杭州 310012）

国内某电厂4台200 MW机组的锅炉为东方锅炉厂DG670/140-8型超高压、中间再热、自然循环煤粉炉，单炉体、π型布置。目前存在的主要问题是锅炉排烟温度较高，高负荷时排烟温度在140℃左右，此部分热量并没有得到有效利用。

原设计为每两台机组配有一套烟气脱硫系统，为两炉一塔，配有一台增压风机，烟气脱硫后直接排入烟囱，脱硫系统不设置气气换热器（GGH），为了避免高温烟气对脱硫塔及进口烟道内防腐材料的破坏，采用对高温烟气喷水的方法降低烟气温度。如能采取有效措施，在利用烟气余热的同时又能将排烟温度降低20～30℃，则既可以降低机组热耗，又能节约大量淡水资源。本文提出通过增设低温省煤器并对其进行设计优化，回收利用烟气余热，降低机组的煤耗，同时减少脱硫用水，实现节能环保。

1 设计方案

低温省煤器安装在锅炉尾部烟道，其水侧连接于汽轮机回热系统的低温给水。低温给水在低温省煤器中吸收排烟热量，降低了排烟温度，而水温升高后则可减少加热给水的抽汽量。

1.1 系统联结方式的选择

低温省煤器主要有两种联结方式，分别是串联联结和并联联结，如图l、图2所示。串联联结方式的优点是流经低温省煤器的水量大，排烟余热利用的程度较高，经济效果较好。但凝结水的阻力增加，所需凝结水泵压头增加，电厂改造时需要更换凝结水泵。并联联结低温省煤器的传热效果低于串联联结，但不必更换凝结水泵。另外，并联低温省煤器系统是独立的旁路，便于停用和维修。

图1 串联联结方式示意图

图2 并联联结方式示意图

基于以上分析，根据机组各低压加热器进出口温度，考虑到低负荷工况时低温省煤器入口水温过低将导致受热面低温腐蚀，在并联联结方式的基础上提出一种新型的联接方式，如图3所示，即分别从1号低压加热器入口引出一路较低温度的凝结水，2号低压加热器入口引出一路较高温度的凝结水，经混合后进入低温省煤器，与烟气进行热交换后进入3号低压加热器入口。本系统设一台加压泵，以克服整个水系统带来的阻力。两路出水管路上各设置一只调节阀，调节两路混合水温度至设定值。该联结方式的优点是可以调节低温省煤器入口水温，获得更好的传热效果，从而节省受热面布置。

1.2 烟气系统布置方式的选择

低温省煤器的布置方式主要有3种：布置在空气预热器出口、除尘器进口，布置在脱硫吸收塔进口、增压风机出口，以及分段布置。

图3 改进型并联联结方式示意图

如在空气预热器出口、除尘器进口布置低温省煤器，烟气在空气预热器出口之后就被减温至90～100℃，烟气的体积流量也相应减少约10%，因而可以减少除尘器的除尘面积以及除尘器的占地面积和用材，同时可降低引风机流量。据相关研究[1]，飞灰的比电阻随温度的降低而降低，电除尘器的除尘效率随之增高。但是烟气温度的降低增加了旧电厂已有的电除尘器防腐蚀的难度，同时增加了除尘器内堵灰的可能性。考虑到国内电除尘器的低温防腐技术尚未成熟，目前还没有低温电除尘器投运的实例，一旦除尘器因堵灰或腐蚀严重需要检修，就可能影响整个机组的运行。因此，对于旧电厂改造，一般不推荐此方案。

如在脱硫吸收塔进口、增压风机出口布置低温省煤器，此时烟气中的绝大部分飞灰已被除尘器除去，基本不存在换热器磨损和堵灰的问题，因此换热器可以使用翅片管式或板式结构以提高传热系数，而且可以免去蒸汽吹扫装置。若置于引风机之后，则可避免换热器一旦腐蚀泄漏，凝结水漏入引风机的问题，引风机叶片也不需要考虑低温防腐。此布置方案的运行可靠性和维护成本都优于第一种方案，设备占用的空间也较小。但由于增压风机后的烟道长度有限，无法布置两台炉的低温省煤器，同时新增低温省煤器后荷载增加，原烟道支架改造非常困难，因此该方案也不能在本工程中采用。

分段布置方式是考虑到单独的某一区段容纳不下整个低温省煤器装置，因此将它分成几个相对独立的管箱布置，适合于旧电厂改造。由于增压风机后烟道长度有限，初步考虑在增压风机前后各布置一段。通过计算发现：两台炉的部分低温省煤器管箱布置在增压风机后、脱硫塔前弯管过渡段时，烟气阻力将增加约2000 Pa，现有的增压风机将不能克服此阻力；同时新增低温省煤器荷载约600 t，原烟道支架将无法承受。若新增烟道支架，现场也无法布置；即使不考虑阻力和土建因素，仅从经济性分析，此方案的投资回收年限约为19.4年，对旧电厂改造显然是不合适的。综合以上考虑，认为在增压风机后不适合布置低温省煤器。所以，本工程低温省煤器只能布置在引风机后、增压风机前的水平烟道上。

1.3 低温省煤器设计参数的确定

为了保证增设低温省煤器后能达到预期效果，减少改造对设备带来的危险，必须先进行引风机和增压风机风量、压头的校核计算及低温省煤器热力计算，通过技术经济性比较，确定低温省煤器的设计参数。低温省煤器的传热元件采用ND钢、H型鳍片管，抗腐蚀，耐磨损，防积灰。表1是该电厂加装低温省煤器在机组热耗保证工况（THA工况）的设计和结构参数。

表1 低温省煤器设计和结构参数（THA工况）

2 增设低温省煤器需要考虑的问题

2.1 受热面积灰

锅炉烟气中的灰分不仅会污染传热管表面，影响传热效率，严重时还会堵塞烟气流动通道，增加烟气流动阻力甚至影响锅炉安全运行，导致停炉清灰。干灰清理主要考虑3项措施：

（1）保证吹灰器的布置能吹到所有的管束，不留吹灰死角。

（2）设计烟气流速高于10 m/s且速度相对均匀，使烟气在流动中具有一定的自清灰能力。

（3）利用低温省煤器烟气入口挡板的定时启闭，减小烟气流通总面积，增加吹灰时段的烟气流速，达到清除积灰的目的。

2.2 受热面腐蚀

研究表明[2]，将低温省煤器置于壁温小于105℃、但比烟气中水蒸汽饱和温度高25℃的区间时，金属壁温的腐蚀速度≤0.2 mm/a，这是可以接受的腐蚀速度。工作在这个金属壁温区的低温省煤器进水温度较低（一般在60～70℃），因此本文对该工程低温省煤器入口水温按65℃考虑。

由于低温省煤器在酸腐蚀的工况下运行，所以选用合适且性价比高的耐腐蚀材料非常重要。根据目前国内外的设计经验，可以考虑采用的材料主要有：不锈钢、耐腐蚀的低合金碳钢，复合钢管及表面搪瓷处理的碳钢等。不锈钢材料虽然抗腐蚀性能好，但由于材料价格较高，换热系数低，因此本文对该工程低温省煤器按耐腐蚀的低合金碳钢考虑。

3 经济性分析

采用等效焓降法进行热经济性分析[3]。增设低温省煤器前后，低压缸各级抽汽除了流量变化外，温度和压强均无变化，凝结水流经各级加热器的进出口温度也没有变化。确定抽汽流量要先根据低温省煤器烟气侧的放热量计算出换热器的水侧流量，然后再根据热量平衡计算相关低压加热器抽汽流量。具体计算如表2所示。

装设低温省煤器后，烟气阻力约增加330 Pa，根据测试报告，增压风机和引风机均有一定的富裕量，可以克服该新增阻力；低压缸排汽增加考虑到后将增加凝汽器循环水的能耗，低温省煤器凝结水加压泵也需要消耗能量，以及风机功率的增加等，烟气余热利用后最终将使供电标准煤耗降低1.34 g/kWh，具体计算如表3所示。