何彥鵬

國電電力邯鄲熱電廠

0 引言

鍋爐排煙損失是鍋爐運行中各項熱損失中最大的一項，200 MW級火電機(jī)組一般排煙溫度每升高15℃，影響機(jī)組供電煤耗約3．45 g/kWh，鍋爐效率下降約1%[1]。國電電力邯鄲熱電廠#11鍋爐的原設(shè)計排煙溫度為141℃，隨著機(jī)組投運時間的延長，實際排煙溫度因燃煤的煤種改變，低氮燃燒器的改造等多種因素，實際運行中始終遠(yuǎn)高于原設(shè)計值，嚴(yán)重影響鍋爐的經(jīng)濟(jì)性和安全性。因此，開展鍋爐煙氣余熱回收，降低排煙溫度，對加強(qiáng)機(jī)組節(jié)能與環(huán)境保護(hù)具有重要意義。

在利用鍋爐低溫?zé)煔庥酂徇^程中，由于溫差較小，余熱利用效果較弱。在鍋爐負(fù)荷變化時管道金屬壁溫有可能低于煙氣露點而形成低溫腐蝕，影響設(shè)備的安全運行[2]。邯鄲熱電廠#11鍋爐煙氣余熱利用的改造在充分考慮防止低溫腐蝕的基礎(chǔ)上，通過方案對比和經(jīng)濟(jì)性分析，最終采用了復(fù)合相變換熱器加熱回?zé)嵯到y(tǒng)冷凝水代替?zhèn)鹘y(tǒng)的低溫省煤器技術(shù)和熱管技術(shù)。

1 工程概況

邯鄲熱電廠11號鍋爐型號為B&WB-670/13．7-M型,由北京鍋爐廠引進(jìn)美國B&W(巴布科克·威爾科克斯)公司技術(shù)制造。11號爐于1998年12月投產(chǎn)。鍋爐為超高壓參數(shù)、一次中間再熱、單汽包、自然循環(huán)、半露天、單爐膛、Π形布置、平衡通風(fēng)、固態(tài)排渣煤粉鍋爐。爐膛為全懸吊結(jié)構(gòu)，尾部煙道為倒L形布置。爐膛由膜式水冷壁構(gòu)成，爐膛上部布置屏式過熱器，爐膛折焰角上方布置二級高溫過熱器，水平煙道處布置高溫再熱器，尾部豎井由隔墻分成前后兩個煙道，前部布置低溫再熱器，后部為一級過熱器和省煤器，在尾部煙道設(shè)置上、中、下三組管式空氣預(yù)熱器。鍋爐尾部煙氣經(jīng)電除塵器、引風(fēng)機(jī)、脫硫系統(tǒng)和濕式除塵器后由煙囪排入大氣。鍋爐主要參數(shù)見表1。

為了降低鍋爐排煙溫度，回收鍋爐尾部煙氣熱量，提高機(jī)組效率，降低機(jī)組發(fā)電煤耗，確保電除塵、引風(fēng)機(jī)安全運行，2017年邯鄲熱電廠在#11鍋爐空預(yù)器與電除塵器入口煙道之間加裝了復(fù)合相變換熱裝置，吸收鍋爐尾部煙氣余熱，用于加熱同機(jī)組的凝結(jié)水，從而達(dá)到減少汽輪機(jī)的抽汽量，增加機(jī)組發(fā)電能力的目的。

表1 鍋爐主要參數(shù)

2 復(fù)合相變換熱器工作原理

復(fù)合相變換熱器工作原理如圖1所示，換熱器分為兩個部分，煙氣側(cè)換熱器和蒸汽-水換熱器(汽包)。煙氣側(cè)換熱器的換熱介質(zhì)(水)在吸收煙氣熱量后蒸發(fā)變?yōu)樗魵?，蒸汽通過上升管進(jìn)入安裝在上部的汽包，與低溫凝結(jié)水在汽包中換熱，換熱后的高溫凝結(jié)水進(jìn)入下一級低溫加熱器，中間介質(zhì)換熱后冷凝成液體通過下降管返回?zé)煔鈧?cè)換熱器，與煙氣繼續(xù)換熱，如此形成循環(huán)利用[3]。

復(fù)合相變換熱器余熱回收過程包括內(nèi)循環(huán)和外循環(huán)。蒸發(fā)換熱器與相變換熱汽包的殼程相連接，即為內(nèi)循環(huán)，它以水為換熱媒介，水在蒸發(fā)換熱器內(nèi)吸收煙氣余熱后發(fā)生相變形成水蒸氣，水蒸氣由上升管匯集到相變換熱汽包內(nèi)，對凝結(jié)水進(jìn)行加熱后，水蒸氣發(fā)生相變凝結(jié)成水。相變換熱汽包的管程與外循環(huán)水凝結(jié)水管道并聯(lián)，稱為外循環(huán)，其吸收汽包殼程內(nèi)水蒸氣的凝結(jié)潛熱，被加熱后返回到電廠熱力循環(huán)中。

圖1 復(fù)合相變換熱器工作原理

3 復(fù)合相變換熱器與傳統(tǒng)換熱器比較

傳統(tǒng)換熱器的壁溫設(shè)計是基于換熱器兩側(cè)介質(zhì)溫度的平均溫度作為壁溫，為防止低溫腐蝕和堵灰現(xiàn)象發(fā)生，保證換熱器最低壁溫始終高于酸露點，排煙溫度往往設(shè)計較高。其次傳統(tǒng)換熱器壁溫是隨著進(jìn)出口工質(zhì)溫度變化而變化，因此無法利用高于鍋爐正常燃料酸露點以上部分的低溫?zé)嵩碵4]。傳統(tǒng)換熱器溫度曲線如圖2所示。

圖2 傳統(tǒng)換熱器溫度曲線

復(fù)合相變換熱器與傳統(tǒng)換熱器設(shè)計理念不同，該技術(shù)巧妙地借鑒了物質(zhì)不同形態(tài)相變換熱原理，在換熱器內(nèi)部管中使導(dǎo)熱介質(zhì)處于相變狀態(tài)。它的創(chuàng)新之處及核心價值為：換熱器熱管表面溫度均為可調(diào)節(jié)及控制，在完全體現(xiàn)相變介質(zhì)熱交換的優(yōu)勢中，有序地調(diào)節(jié)換熱器的各個部位，可滿足表面最低溫度大于酸露點的條件，且不隨進(jìn)出口工質(zhì)的溫度變化而變化，表面溫度與排煙溫度的溫度差距維持在合理的范圍內(nèi)。在減少排煙溫度的同時維持管道表面不結(jié)露，能最有效地降低溫度、節(jié)省能源、增強(qiáng)效果及防腐蝕能力。復(fù)合相變換熱器溫度曲線如圖3所示。

圖3 復(fù)合相變換熱器溫度曲線

4 復(fù)合相變換熱器方案設(shè)計

4.1 設(shè)計參數(shù)

復(fù)合相變換熱器設(shè)計參數(shù)見表2。

表2 復(fù)合相變換熱器技術(shù)參數(shù)

4.2 復(fù)合相變換熱器方案布置

4.2.1 煙氣系統(tǒng)

在機(jī)組空預(yù)器出口至電除塵器入口甲、乙、丙、丁四個垂直煙道中部，分別布置1套相變下段和1臺汽包，每臺爐4套。改造時，拆除一段煙道，并增加一段與相變下段接口相匹配的煙道，將相變下段嵌入改造煙道中，本項目無需額外增加其他附屬設(shè)備。為防止相變下段積灰，每臺相變下段設(shè)置1臺聲波吹灰器，聲波吹灰器裝置由DCS控制，采用手動或自動定時吹灰。

4.2.2 凝結(jié)水系統(tǒng)

安裝在煙道內(nèi)的相變換熱器與主凝結(jié)水成并聯(lián)布置，主機(jī)凝結(jié)水管道引自2號低壓加熱器出口電動閘閥前，經(jīng)過一臺布置在汽機(jī)房0米層的管道升壓泵升壓，通往相變換熱器處，在相變換熱器前分成2根DN200的支管，每根凝結(jié)水供水支管上設(shè)獨立的隔離閥、調(diào)節(jié)閥，通過調(diào)節(jié)閥后進(jìn)入相變換熱器本體與汽包內(nèi)水蒸氣進(jìn)行換熱，相變換熱器出口各支管通過隔離閥后合并成兩根DN250母管，返回3號低壓加熱器的入口凝結(jié)水管道。

復(fù)合相變換熱器余熱回收方案布置見圖4。

圖4 復(fù)合相變換熱器余熱回收方案布置

運行中復(fù)合相變換熱器內(nèi)循環(huán)吸收煙氣余熱后將排煙溫度從141℃降低至115℃，外循環(huán)吸收汽包殼程內(nèi)水蒸氣的凝結(jié)潛熱，將汽機(jī)#2低加出口76．7℃凝結(jié)水提升至93℃后回到#3低加入口，達(dá)到煙氣余熱再利用，減少汽輪機(jī)抽汽量，增加機(jī)組發(fā)電能力的目的。

4.3 復(fù)合相變換熱器壁溫控制方案

為了避免復(fù)合相變換熱器運行中出現(xiàn)低溫腐蝕，需要使壁面的最低溫度高于煙氣的露點溫度。結(jié)合邯鄲熱電廠實際燃煤情況，通過經(jīng)驗公式計算所得煙氣酸露點為95℃，因此設(shè)計時為了避免設(shè)備酸露腐蝕，將復(fù)合相變換熱器的最低壁面溫度設(shè)定在100℃。

為確保相變換熱器最低壁溫始終高于設(shè)定的100℃，運行中通過凝結(jié)水量調(diào)節(jié)，可以對受熱面最低壁溫實現(xiàn)閉環(huán)控制。壁溫控制分為手動/自動兩種控制方式，手動情況下可手動增減調(diào)節(jié)閥開度。實時監(jiān)測PV（當(dāng)前壁溫），PV與SV（目標(biāo)壁溫）進(jìn)入PID運算器，輸出0～100%閥門開度信號，控制電子式調(diào)節(jié)閥，從而調(diào)節(jié)進(jìn)水流量，改變壁面溫度（PV），建立一個PID閉環(huán)控制回路。PID控制策略為正作用，當(dāng)壁面溫度升高（即PV高于SV時），閥門開度應(yīng)調(diào)大一些，通過換熱器的水流量加大，帶走換熱器的熱量增多，致使壁面溫度下降，從而達(dá)到穩(wěn)定壁溫在設(shè)定值（SV）附近的目的，反之亦然。復(fù)合相變換熱器壁面溫度控制策略如圖5所示。

圖5 復(fù)合相變換熱器壁面溫度控制策略

5 經(jīng)濟(jì)效益分析

5.1 運行狀態(tài)

目前邯鄲熱電廠#11爐復(fù)合相變投入自動控制系統(tǒng)，控制調(diào)整相變下段上升管蒸汽溫度和出口煙溫在100(±5)℃和115(±5)℃。當(dāng)鍋爐運行工況有較大變化時，及時調(diào)整控制參數(shù)，以達(dá)到相變下段上升管蒸汽溫度偏離設(shè)定值最小，出口煙溫穩(wěn)定于最小值，即回收熱量最大化。

#11機(jī)組在鍋爐過熱蒸汽流量為640 t/h時鍋爐實際參數(shù)如下：

甲復(fù)合相變換熱器煙氣換熱器入口/出口煙氣溫度（℃）：146．3/118．3

乙復(fù)合相變換熱器煙氣換熱器入口/出口煙氣溫度（℃）：145．8/120．8

丙復(fù)合相變換熱器煙氣換熱器入口/出口煙氣溫度（℃）：132．3/117．1

丁復(fù)合相變換熱器煙氣換熱器入口/出口煙氣溫度（℃）：153．3/120．5

復(fù)合相變凝結(jié)水入口溫度：57．9℃

復(fù)合相變凝結(jié)水出口溫度：91．5℃

復(fù)合相變凝結(jié)水流量：205．3 t/h

復(fù)合相變阻力：220 Pa

升壓泵出口壓力：1．04 kPa

升壓泵電流：45．7 A

5.2 經(jīng)濟(jì)性計算

1）邯鄲熱電廠#11機(jī)組相變換熱器回收熱量(水側(cè)計算方法)

相變換熱器進(jìn)水總管流量為205．3 t/h，進(jìn)水溫度為57．9℃，經(jīng)相變換熱器加熱后水溫上升為91．5℃，相變換熱器實際回收熱量為：

式中：

Mw=205．3 t/h，為相變換熱器入口水流量；

H1=384．08 kJ/kg,相變換熱器出水焓值；

HO=243．32 kJ/kg相變換熱器進(jìn)水焓值。

2）JD2抽汽減少量G6

式中：

H6s=2 868．9 kJ/kg，為進(jìn)入JD2的抽汽焓值；

H6w=458．27 kJ/kg，為JD2疏水焓值。

3）JD2抽汽繼續(xù)做功量Q6

式中：Hs0=2 424．2 kJ/kg，為汽機(jī)排汽焓值。

4）煙道增加阻力消耗功率（兩側(cè)煙道合計）

煙氣阻力增加220 Pa，引風(fēng)機(jī)增加的能耗Py為：

式中：

5）增壓泵增加能耗：

6）年增加發(fā)電能力

HR—年利用小時數(shù)，取5 500 h；

7）相變換熱器年效益

a—稅前電價，取0．42 元/kWh。

根據(jù)以上實際運行參數(shù)與設(shè)計參數(shù)進(jìn)行比對，投用復(fù)合相變換熱器系統(tǒng)后煙氣溫降、凝結(jié)水溫升及回收熱量均達(dá)到了設(shè)計所要求的性能指標(biāo)。需要說明的是，煙氣在流經(jīng)換熱器后，其溫度降低，所以其體積流量也會變小。引風(fēng)機(jī)最終的出力應(yīng)該為增設(shè)換熱器設(shè)備本身所增加的阻力，與煙氣體積流量變小后所減小的阻力，相抵消后的結(jié)果，實際運行中也證實了引風(fēng)機(jī)電流出力并沒有明顯增大，本次計算并未計入因煙氣體積流量變小后所減小的阻力部分。

6 結(jié)論

復(fù)合相變換熱器煙氣余熱回收系統(tǒng)在邯鄲熱電廠#11鍋爐投入運行以來，鍋爐排煙溫度可由目前的平均 144．43 ℃降至 119．18 ℃，以年運行5 500 h、稅前電價為0．42元/kWh為例，每年鍋爐節(jié)約的經(jīng)濟(jì)效益可達(dá)313．27萬元，獲得了較好的經(jīng)濟(jì)效益；同時通過調(diào)整凝結(jié)水量，保持受熱面金屬壁面溫度處于較高的溫度水平，從根本上避免了露點腐蝕和由此發(fā)生的堵灰，有效提升了設(shè)備的運行安全性。