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1000 MW机组低温省煤器系统优化

2025-03-27 56 上传者：管理员

摘要：对1000 MW机组低温省煤器系统的增效型创新进行了介绍，即从凝结水系统中取水，为低温省煤器进水增加一路冷凝水旁路，将冷热水混合，降低低温省煤器进水温度，从而降低低温省煤器排烟温度，减小烟气体积流量，实现提高引风机出力，降低供电煤耗的目标。同时对低省冷凝水系统进行设备选取、逻辑搭建，使其能满足不同负荷工况下对低省进口凝结水温度及流量调节的要求。

关键词：
优化控制
低温省煤器
冷凝水
调节改进
逻辑搭建
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节能降耗是一项重要的火电机组技术革新要求,比如某电厂百万机组供电煤耗计划为272.15g/(kW·h),上级领导要求全体职工严格执行“程序合规,计量完善,技术创新,指标先进,工艺精准,低碳环保”的节能方针,深挖节能潜力,确保本单位目标完成｡这就要求强化节能技术监督,大力推进新技术､新工艺､新设备在节能减排､环境污染治理中的应用,充分发挥创新引领作用,完成1000MW机组节能降耗的目标｡

根据分析,在1000MW机组风烟系统中,低温省煤器的作用是利用低压加热系统中的凝结水,降低锅炉排烟温度,提高发电厂循环热效率;同时烟气脱硝､脱硫改造和除尘器改造都对进口烟气温度有一定的要求｡因此,低温省煤器不但能够回收烟气余热,还能为环保改造提供便利条件｡

某公司1000MW机组低温省煤器布置在除尘器入口,进口介质取自7号低加出口凝结水,出口至6号低加进口｡在夏季满负荷运行时,低温省煤器进口烟温149℃,出口烟温115℃,出口烟温严重偏离了设计时105℃的设定值,导致省调严重的“两个细则”考核｡引风机转速高,风机振动偏大,风机叶片易损伤,被迫降低氧量运行,导致燃烧效率降低,同时易加剧水冷壁高温腐蚀,影响劣质煤掺烧比例,经营效益下降｡如果将省煤器出口烟温降低,将达到节能降耗､降本增效的目的,从而降低机组的供电煤耗｡

该公司1000MW机组低温省煤器出口烟温无法被控制在设计参数下,导致引风机出力受限｡2023年脱硫系统进行了提效改造,烟气侧增加550Pa左右阻力,改造后,采用常规运行调整方法,将无法实现机组满负荷运行｡因此,急需对低温省煤器系统进行增效型创新,降低其出口烟温,减小烟气体积流量,最终提高引风机出力,提升燃烧效率,从而增加经济效益,显著降低机组的供电煤耗｡

针对1000MW机组夏季高负荷运行时引风机运行参数达到上限,风机振动大,无法提供更大出力,导致机组无法接带更高负荷的问题,该公司研制出一种新型低省出口烟温控制工艺,能从根源上解决引风机出力不足的问题｡

直接增加低省换热器数量虽能有效降低出口烟温,但对引风机出力提出了更高的要求,加上机组即将面临脱硫增效改造所带来的烟气阻力增加,引风机现有出力将难以满足需求,因此该方案不具有可行性｡同时,目前高负荷工况下低温省煤器进水流量已达设计工况下最大的1500t/h,经过分析,认为继续提高低省进水流量已不现实｡计划对1000MW机组低温省煤器系统进行增效型创新:从凝结水系统中取水,为低温省煤器进水增加一路冷凝水旁路,将冷热水混合,降低低温省煤器进口凝结水温度,从而降低低温省煤器排烟温度,减小烟气体积流量,实现提高引风机出力,降低供电煤耗的目标｡同时对低省冷凝水系统进行设备选取､逻辑搭建,使其能满足不同负荷工况下对低省进口凝结水温度及流量调节的要求｡

1、模拟实验

1.1位置选取

该公司宽负荷脱硝系统搭建时,为使省煤器出口烟温不低于脱硝系统投入运行最低烟温要求的设定值,针对不同工况下旁路所需分流的给水流量进行了计算,在满足流量需求且保证不对其他设备､系统造成影响的前提下,对旁路设置的位置进行了严谨的分析选取｡本课题拟采用相似的设计方法,选取既能满足温度､流量需求,又能保证系统安全可靠运行的低省外加冷凝水取水位置｡

1.2设备选型

该公司宽负荷脱硝系统搭建时,针对不同调节阀型式对系统影响大小､响应时间的快慢及经济性优劣进行了详细的比选｡本课题拟借鉴其经验,采用相似的方法,对低省外加冷凝水调节阀型式进行选取｡

1.3逻辑搭建

为提高系统的调节精度,缩短响应时间,文献[1]对控制逻辑中涉及的控制量进行了分析筛选｡本课题拟采用相似的技术,对低省外加冷凝水系统中所涉及的控制量进行分析选择,绘制出相关逻辑图,在该公司国电智深平台上搭建低省外加冷凝水自动控制逻辑｡

1.4逻辑拓展

文献[1]分析了前馈､反馈逻辑在不同工况及脱硝调门开度下的特点,优化了控制值的计算方法｡本课题拟采用相似的技术,分析前馈､反馈方案逻辑对冷凝水调门控制的影响,并尝试在反馈逻辑的基础上,为冷凝水调门拓展出前馈控制逻辑,进一步缩短系统调节的响应时间｡

2、数值计算

2.1成效计算

该公司1000MW机组引风机小机参数如表1所示｡

随着低省出口烟温的下降,对应的烟气体积流量减小,引风机的轴功率也随之下降｡

表11000MW机组引风机小机参数

引风机下降的轴功率N计算如下:

式中:Q为风量,按烟温降低10℃可减小的体积流量,取125000~130000Nm3/h;P为风压,取6.0kPa;η1为风机内效率,取0.7~0.8;η2为机械传递效率,取0.92~0.98｡

经计算,可以降低引风机的轴功率:

计算可降低引风机的轴功率约5%,即引风机出力提升5%｡

2.2可靠性计算

低省进水温度过低,将会导致低省腐蚀,因此必须确保项目所设计的低省进水温度合理｡烟气酸露点的计算温度在102℃左右,一般来说,只要保证低温受热面金属壁温高出烟气酸露点温度10℃左右,就能避免产生低温腐蚀,堵灰也将得到改善｡由于换热器凝结水的温度都在酸露点以下,因此受热面金属壁温也低于酸露点温度,就可能产生腐蚀｡为保证换热管运行的安全性,需采用“有限腐蚀”的思路选择受热面的金属壁温｡

为此,允许部分烟气热量回收装置金属壁温处在酸露点以下,选取适当的壁温并通过采用耐腐蚀的金属材料以延长烟气热量回收装置的寿命｡当受热面壁温降低到酸露点以下时,硫酸开始凝结,引起腐蚀｡当温度较高时,由于硫酸浓度很低,且凝结酸量不多,腐蚀速度较低｡随着壁温进一步降低,凝结酸量增加,腐蚀速度加快,腐蚀速度达到最大值后,随壁温进一步降低,酸浓度下降,腐蚀速度也下降,直到腐蚀最低点｡之后,金属壁温继续下降,但由于酸浓度接近50%,同时凝结得更多,因此腐蚀速度又上升｡

根据API(美国石油协会)及CE公司推荐的平均金属壁温导则,可以看出煤质中硫含量与冷端平均壁温的关系,如图1所示｡

图1燃煤锅炉冷端平均壁温导则

从图1可以看出,当煤质中硫含量小于1.5%时,冷端平均壁温应大于65℃｡根据锅炉机组热力计算标准,受热面金属壁温大于水蒸气露点温度20℃,小于105℃,受热面金属低温腐蚀速率小于0.2mm/a,这个腐蚀速度是可以接受的｡水露点温度为47℃左右,因此认为金属壁温应在67℃以上｡与此同时,调取了项目实施前1000MW机组正常运行时不同负荷下对应的低省进水温度,该公司低省进水温度最高85℃,低负荷时在70℃左右,且长期该工况运行,未发现明显腐蚀｡

为进一步验证将低省进水温度设置为70℃时不会出现低温腐蚀现象,对低负荷时低温省煤器中工作环境最差的传热管壁温进行了计算｡传热管金属壁温计算公式如下:

式中:Tb为传热管金属壁温(℃);Ty为烟气温度(℃);t为冷凝水温度(℃);α1为烟气侧换热系数,取30.96W/(m2·℃)(考虑管壁污染影响);α2为冷凝水侧放热系数,本项目中为3500W/(m2·℃);β1为传热管对流换热外表面积与内表面积之比,对于本项目中的H型翅片管,节距为16mm,β1=11.29;β2为传热管导热换热外表面积与内表面积之比,对于φ38×5的管子,β2=1.36;Δ为传热管壁厚,取0.005m;λ为管壁导热系数,取41.7W/(m2·℃)｡

由式(2)可计算出管壁温度最低为80.4℃,高于67℃的限值｡

综合上述分析,进水温度选择70℃时,不会出现明显的低温腐蚀现象,满足项目的可靠性要求,能够保证改造过后系统安全运行｡所以,通过1000MW机组低省外加冷凝水系统的研制,将引风机出力提升5%,供电煤耗降低0.1g/(kW·h),理论上是可以实现的｡

为解决低温省煤器出口烟温过高的问题,降低供电煤耗,选择对1000MW机组低温省煤器系统进行增效型创新改造,在满足低温省煤器安全运行条件的前提下,为低温省煤器进水增加冷凝水,降低低温省煤器进口给水温度｡随着冷凝水旁路的增加,需要搭建相关逻辑,保证低省进水温度､流量的快速可靠调节｡

3、效果检查

3.1目标完成情况

1000MW机组低省外加冷凝水系统于2023年8月至9月投入使用,在效果检查期间,运行人员察看历史趋势和数据,发现设备运行状况良好,低省出口烟气温度相比于2022年迎峰度夏阶段同时期有显著降低(表2),1000MW机组供电煤耗明显下降｡调取效果检查期间迎峰度夏阶段低省出口烟气温度曲线,可以看出项目实施后迎峰度夏期间低省出口烟温最高不超过107℃｡

从表2可以看出,效果检查期间,低省出口烟温降低约10℃,烟气换热效率提高,根据经验公式计算,折合供电煤耗下降约0.1g/(kW·h)｡

调取引风机静叶开度及转速数据,借助数据分析软件绘制了2022､2023年迎峰度夏期间机组运行时的静叶开度及转速数据分布直方图,如图2､图3所示｡

表22022､2023年高负荷工况下低省出口烟温对比表

图22022､2023年A引风机静叶开度数据分布直方图

图32022､2023年A引风机汽机转速数据分布直方图

在夏季满负荷运行时,引风机静叶开度从95%降至90%,引风机转速从5300r/min降至5150r/min,引风机的运行数据分析表明,引风机运行参数明显改善,结合经验公式计算,引风机出力上升约6%,保证了脱硫提效改造后引风机出力仍能满足现场要求｡

3.2效益分析

3.2.1经济效益

优化实施后,避免因引风机出力受限导致的氧量降低幅度约0.2%,从而避免了影响高负荷时CO及飞灰含碳量,供电煤耗下降约0.1g/(kW·h);改造后,高负荷阶段,排烟烟温能从115℃降低至105℃左右,提高了烟气热量回收效果,同时进一步减少了#7/#8低加进汽量｡但在夏季高负荷阶段,低压缸排汽温度会有所上升,因此全年度综合考虑,供电煤耗约下降0.15g/(kW·h)｡

3.2.2隐形效益

本项目的实施,可进一步提高机组的可靠性,保障社会电力稳定供应,在保证机组安全运行的同时也真正做到了节能降耗,降低发电成本,为公司创造更高的利润,因而具有明显的经济效益和社会效益｡

4、结论

该公司通过对1000MW机组低温省煤器系统的优化,有效降低了锅炉的排烟温度与烟气体积流量,在提高引风机出力的同时减少了供电煤耗,并且还解决了夏季工况下引风机出力不足问题｡可以说,此次优化改造比较成功,达到了预期效果｡

参考文献:

[1]葛朋,刁云鹏,夏志,等.锅炉旁路烟道脱硝入口烟温自动控制系统设计与分析[J].吉林电力,2019,47(3):40-42.

文章来源:陈静.1000 MW机组低温省煤器系统优化[J].机电信息,2025,(06):64-67.