崔海鹏
(安徽电力股份有限公司淮南田家庵发电厂,安徽淮南 232007)
电厂锅炉排烟温度高原因及其改进措施
崔海鹏
(安徽电力股份有限公司淮南田家庵发电厂,安徽淮南 232007)
众所周知,煤是火电厂发电成本的主要部分,各电厂都在积极寻求降低煤耗的新技术、新方法。而锅炉排烟温度过高是引起锅炉效率降低、供电煤耗升高的重要原因。本文以淮南田家庵发电厂#5炉为研究对象,结合实际运行数据分析排烟温度过高的原因,针对原因提出了改进措施。并重点论述了安装低压省煤器的实施方案,论证了方案的可行性,以及实施后的效果。
锅炉 排烟温度 降低 低压省煤器
1 前言
1.1 课题研究的目的和意义
锅炉热损失由排烟热损失、机械不完全燃烧热损失、灰渣物理热损失、化学不完全燃烧热损失、散热损失组成，在锅炉的各项热损失中，锅炉排烟热损失是影响锅炉效率最大的一项，一般约为5%～12%，占锅炉热损失的60%～70%。影响排烟热损失的主要因素是排烟温度，一般情况下，排烟温度每增加10℃，排烟热损失增加0.5%～0.8%，相应多耗煤1.2%～2.4%[1]。降低排烟温度对于节能减排具有重要的实际意义。
1.2 国内外研究动态
国内外专家学者经过研究发现引起排烟温度升高的因素主要有漏风、掺冷风量多、受热面积灰、空预器入口空气温度高及受热面设计不合理等原因。并针对各电厂具体情况进行分析并采取了改进措施;某些学者对热管传热系数[2]、热管的工作性能及热管形式等进行了深入研究，并运用于工程实践中去;国内外部分专家对加装低压省煤器进行了深入研究[3]，取得了很好的效果。
1.3 课题研究内容
针对田家庵发电厂#5炉，结合实际运行数据分析排烟温度过高的原因。着重从尾部受热面优化方面分析，得出降低排烟温度的具体方案。并论证方案的可行性，以及实施后可获得的经济效益。
2 田家庵发电厂#5炉排烟温度高原因分析与整治措施
图1 低压省煤器并联系统
2.1 田家庵发电厂#5炉概况
田家庵发电厂#5炉由上海锅炉厂制造，采用亚临界压力、一次中间再热、控制循环汽包炉。#5炉投产以来，一直存在锅炉排烟温度过高的问题。设计最大排烟温度为131.11℃，但多数时候均超过此温度，尤其在夏季时，甚至超过180℃。过高的排烟温度降低了锅炉效率，增加了供电煤耗，给电厂经济性带来了不利影响。过高的排烟温度还对电除尘、引风机轴承、脱硫装置的安全运行带来了不利影响。
2.2 排烟温度高原因分析与改进措施
2.2.1 煤种变化引起排烟温度升高
田家庵发电厂#5炉设计煤种为山西混合煤，但实际运行时，煤炭主要来源于淮南矿务局及国投新集烟煤。由于实际燃用煤种与设计煤种相比，水份升高、灰分升高、挥发份降低、发热量降低，所以引起排烟温度升高，详细论述见文献[4]。现在电厂燃用煤种过多，有时还要掺烧煤泥，所以发热量常常无法保证，这些因素都导致了排烟温度升高。各电厂迫于成本压力，无法保证煤种不变化，所以此因素属于客观因素，不作为本论文研究方向。
2.2.2 尾部受热面换热能力不足,需改造尾部受热面
不同负荷工况下，预热器进口烟温均高于对应负荷下的设计值。根据热力计算书，在额定负荷下，预热器进口烟温应为354.4℃[5]，而实际则达到了365℃(表1)。其他负荷下，也存在同样的问题。解决受热面换热能力不足的问题可考虑进行受热面扩展或者增加受热面方案。
2.2.3 预热器出口热风温度偏低
预热器出口风温度较设计值偏低，如2014年10月20日17点38分，从电厂sis系统查得机组负荷为260MW，但预热器出口热风温度仅为290℃。按设计数据，在230MW时，预热器出口热风温度应为313.3℃。引起预热器出口热风温度偏低的原因主要包括:空气预热器传热元件堵灰、三向密封间隙不当造成漏风率增大、预热器吹灰器吹灰效果不佳、冬季温度较低，空预器进口温度偏低。主要应从以下几方面解决:加强对预热器吹灰器的维护，增强吹灰效果;利用机组大小修期间，对预热器换热元件进行高压水冲洗;将预热器三向密封间隙调整在合格范围之内，保证预热器漏风率在6%以下;冬季投入暖风器，以提高预热器进口温度。
由于MIF地图文件中获得的数据是位于地球椭球面上的经纬度坐标，所以需要转化成平面坐标数据，才能绘制地图。转换方法如下：
表1 不同负荷下预热器进口烟温
2.2.4 优化运行方式
运行人员应加强调整，保证机组优化运行。根据煤质变化优化制粉系统运行，当燃用发热量低的煤时，应使用下层制粉系统并且保持较细的煤粉细度，否则燃烧不充分，会使飞灰含碳量增加，燃烧不完全损失增大，从而导致排烟温度升高。当燃用发热量高的煤时，可以保证充分燃烧的情况下使用上层制粉系统。保证过量空气系数处于最优化运行;选择一次风与二次风的合适配比，合适的一二次风速。
3 田家庵发电厂#5炉加装低压省煤器方案
3.1 项目背景
田家庵发电厂#5炉排烟温度高出设计温度很多，相比较其他降低排烟温度措施，安装低压省煤器是最直接、最能大幅降低排烟温度的方法。另外对于无GGH的湿法脱硫系统，进入脱硫系统的烟气温度必然增加，这将降低脱硫效率。最佳的脱硫工作温度为烟气温度不得大于80～90℃，安装低压省煤器能更有效的将排烟温度降低到合适范围内。所以对于#5炉来说，安装低压省煤器是最好的直接降低排烟温度的方法。
3.2 低压省煤器系统简介
低压省煤器是利用锅炉排烟余热，节约能源的有效措施之一。低压省煤器可以根据现场具体情况决定装的锅炉尾部具体位置，可考虑安装在除尘器入口或者脱硫吸收塔的进口，其结构与一般省煤器相仿。工程实践中低压省煤器大多与主回水成并联布置(如图1)，其进口水取自汽轮机的低压回热系统，进入低压省煤器的凝结水吸收锅炉排烟热量后，在除氧器入口与主凝结水汇合。这种热力系统，低压省煤器的给水跨过若干级加热器，实现了排烟余热的梯级利用。
3.3 低压省煤器主要运行特性
某300MW机组低压省煤器的节能量-负荷特性的关系示于图2。通过该图可以看出，安装低压省煤器对于负荷率较低的机组在经济上更有利。
图2 低压省煤器节能量与过水流量曲线
图3 低压省煤器出口烟温、节能量与进口水温关系
3.3.2 节能量-水量特性
某300MW机组低压省煤器的节能量-水量特性如图2所示。
3.3.3 进水温度特性
图3是某1025t/h炉低压省煤器出口烟温、出口水温和节能量与进水温度的关系。图中低压省煤器的进口烟温均保持相等。由图可知运行中应恰当控制低压省煤器的出口烟温，过分追求排烟温度降低在经济上是不利的。低压省煤器的以上几个特性具有普遍性。但具体的函数关系则与热力系统的参数以及低压省煤器进口烟温等有关。必须经过变工况计算才能确定。
3.4 效果分析
为了更好的了解淮南田家庵发电厂加装低压省煤器后的效果，选取了炉型相同的石横电厂#2锅炉作为研究对象。该厂系上锅厂采用CE技术制造的1025t/h控制循环锅炉，与#5炉完全相同。由于锅炉排烟温度严重偏高，平均达到150℃，超出设计值近20℃，最高时达160℃，影响锅炉热效率约1.2个百分点，并威胁到电厂脱硫装置的安全运行。因此石横电厂在锅炉引风机出口至增压风机入口烟道内加装了低压省煤器受热面。其排烟温度由151℃降至138.5℃。
3.4.1 经济效益
根据有关规定，投入低压省煤器后，在计算锅炉效率时，锅炉排烟温度仍以空预器出口烟气温度为准，不能采用低压省煤器后的烟气温度来计算排烟损失，所以，锅炉效率不受低压省煤器投入和解列的影响。投入低压省煤器后，把汽机侧凝结水从低压省煤器吸收的热量视为余热利用。由于汽轮机低加回热系统从外部额外获取了这部分热量，新增了一定的做功能力，所以，汽轮机热耗率就会降低。石横电厂#2机组在300MW负荷下，投入低压省煤器后，汽轮机热耗率降低35.4kJ/kWh，折合为发电煤耗率可降低1.3g/kWh。
3.4.2 环境效益
(1)创造了锅炉脱硫系统长期连续安全运行的烟气温度条件;在节水的同时降低了净烟气中的含湿量，保护烟囱。(2)节省燃煤的同时，减少了粉尘，CO2和SO2，NOx等污染物的排放，环保效益显著。
4 结论与展望
通过本文的阐述，可以得出安装低压省煤器是解决目前电厂锅炉排烟温度高的最有效、最直接的方法。主要有以下优点:
(1)安装低压省煤器可以实现排烟温度的大幅度降低。有些电厂可以降低排烟温度20℃，最高的可以降低40℃甚至更高。这个优点是其他任何降低排烟温度的方法都不可能实现的。(2)对于锅炉燃烧和传热影响较小。由于低压省煤器布置于锅炉的最后一级受热面的后面，因此，它的传热行为对于锅炉的一切受热面的传热均不发生影响。因此既不会降低入炉热风温度而影响锅炉燃烧，也不会使空气预热器的传热量减少，从而反弹排烟温度的降低效果。(3)具有良好的煤种和季节适应性。锅炉的低压省煤器的出口烟气温度可以根据季节和煤质进行调节，以实现节约煤耗和防止低温腐蚀的综合要求。(4)具有良好的负荷适应性。低压省煤器的单位标煤节省量在锅炉低负荷运行时并不降低，仍然可以保持较高的运行经济性。这一点对于长期处于低负荷运行的机组是非常有利的。
[1]张保全,张利.锅炉排烟温度高的分析[J].华北电力技术,2009(24): 167.
[2]Y．W．Zhang,A．Faghri．Heat Transfer in a Pulsating Heat Pipe with Openend．Int．J．Heat Mass Transfer,2002,45(6):756-763.
[3]黄新元.锅炉加装低压省煤器改造技术研究[J].电力建设,2008 (3):98.
[4]丁立新.电厂锅炉原理[M].北京:中国电力出版社.
[5]上海锅炉厂.田家庵发电厂SG-1025/18.3-M837型锅炉热力计算书.上海锅炉厂,1995.
崔海鹏(1982—),男,河北石家庄人,工程硕士,工程师,从事锅炉检修技术管理工作。
