小型电站排烟及循环水余热利用系统设计探讨

2016-08-10刘媛

大科技 2016年2期

关键词：省煤器热网水流量

刘媛

（中冶长天国际工程有限责任公司湖南长沙 410007）

小型电站排烟及循环水余热利用系统设计探讨

刘媛

（中冶长天国际工程有限责任公司湖南长沙 410007）

为了节省能源，小型电站开始广泛使用烟气余热和循环水余热技术，对该系统进行优化设计，提高发电效率，减少煤资源的消耗和废气的排放，增加发电量，是节能环保的主要措施之一。本文分别从小型电站的排烟以循环水余热利用系统设计上面做初步探讨，仅供相关人士参考。

小型电站；排烟；循环水；余热利用；系统设计

1 引言

在小型电站中，锅炉的排烟和循环水的热损失占据了锅炉热损失的大半，而且对环境的污染情况也随着锅炉运行的时间而加大。如果能够在发电过程中，加大新技术和工艺的使用，降低对循环水进行循环利用，充分利用烟气余热，对于有效降低小型电站的煤资源的损耗、减少对环境的污染、增加发电量，无疑具有十分重要的意义。

2 烟气余热利用系统设计及经济性分析

本文以下述例子来做简单介绍，某机组配备燃煤锅炉，汽轮机为凝汽式汽轮机组。原系统设计中，电除尘器出口烟气的含尘量不大于100mg/Nm3，除尘器效率不低于99.88％。低温省煤器烟气余热回收系统如图1所示。

图1 低温省煤器烟气余热回收系统

2.1 低温省煤器入口的水温控制

控制低温省煤器水侧低温段腐蚀的主要方法是控制入口水的温度。控制低温省煤器入口水温，使管束的最低壁温高于水露点25℃（水露点温度43.78℃），以避开了低温腐蚀区。一般控制入口水温度不低于70℃。

根据该机组的实际工况，在冬季有抽汽供热的需求，所以选取了并联方式。结合汽机THA工况热平衡图中各低加入口凝结水温度，为了降低传热温差，提升设备运行的经济性，设计时，具体的取水方案为：当在额定工况下运行时，低温省煤器水侧从1号低加入口（纯凝工况设计温度33.61℃）和2号低加出口（纯凝工况设计温度85.98℃）取部分凝结水，混合水的温度为70℃，且自动控制混合水温度在70℃以上，经低温省煤器加热后，回3号低加出口（纯凝工况设计温度115℃），同时兼顾低温省煤器出口水温度大于3号低加出口温度，排挤更多的上一级低加抽汽。更主要的是随着机组负荷变化，对低温省煤器进水温度兼顾出水温度进行相应的调整。

2.2 低温省煤器出口烟气温度控制

设计低温省煤器入口烟气温度为150℃，出口温度为100℃；锅炉低温省煤器的凝结水流量可调，如此，即可控制低温省煤器出口烟温在设计范围内，使烟温高于95℃（烟气露点温度计算为95.05℃）。为此，采取的设计方案是通过凝结水流量控制低温省煤器出口烟气温度。在3号低加和4号低加之间的主凝结水管道上，新增加串联的流量调节阀和该调节阀的电动旁路阀。通过自动调节，控制进入低温省煤器的凝结水流量，保持低温省煤器出口的烟气温度在95℃以上，从而控制低温省煤器的腐蚀速率。

2.3 低温省煤器烟气压差控制

低温省煤器连接在空预器和电除尘之间，工况环境恶劣，烟气中的含尘量较大，且采用了H型焊接鳍片的高效换热管，设备积灰的可能性较大。积灰后低温省煤器的阻力增加，局部烟气的流速增加，增大了对换热设备的冲刷和磨损，增加了设备泄漏的几率。同时，上级受热面的吹灰或其他固体颗粒都将沉积在低温省煤器的鳍片中不易清除，因此需对低温省煤器的烟气差压进行连续监视，控制烟气差压不超过2000Pa。如不能对烟气侧差压进行有效控制，可能会引起机组降负荷甚至停机检修事故，因此需连续监视，掌握设备运行规律，确定合理的吹灰周期。

2.参与表演，丰富学生想象。在故事性强的文本学习中，教师要让学于生，让学生充当小演员，在文本的空白处、精彩处启发想象，发展学生的想象能力，提高学生的创新能力。如在学习人教部编本七下《骆驼祥子》一课教学中，教者以6名学生为一小组，合作完成一个故事。教师让学生研读课文，并进行组内分工，将文本改成课本剧。表演是一种创造性活动，学生只有深入研究人物语言、动作、神态，才能深层次把握人物的特征，才能使自己演得传神。在表演后，教师要评出最佳剧本、最佳创意、最佳演员，激发学生的活动热情。

2.4 锅炉低温省煤器保护

选定设计参数时，须考虑系统及设备长期运行的可靠性。低温省煤器应有防止腐蚀的壁温低保护、泄漏监控报警和温度报警装置，一旦发生壁温低、泄漏等故障情况，具备快速处理技术手段，根据具体情况，能有效隔离部分或全部系统。

2.5 低温省煤器实际运行改造控制效果

经过近1年的运行实践，低温省煤器运行良好，热工控制的凝结水温度和流量平稳，满足了低温省煤器的运行需要，除尘效果和节能降耗达到了预期效果。在额定负荷工况下，电除尘器出口的排放浓度由17.92mg/Nm3，降至11.68mg/Nm3；在75％额定负荷工况下，电除尘器出口的排放浓度由16.18mg/Nm3，降至12.43mg/Nm3。根据热力试验，得到低温省煤器投入后供电煤耗的降低值，在100％额定工况下为2.14g/kW·h，在75％额定工况下为1.52g/kW·h，在50％额定工况下为0.70g/kW·h。

3 循环水余热利用系统设计及经济性分析

本文以下述例子来做简单介绍，某小型电站循环水余热回收利用系统采用的是基于吸收式循环的热电联产集中供热技术，其工艺流程如图2所示。根据实际工程测试发现，影响热泵COP因素的主要参数，驱动蒸汽温度、热网水温度与热泵COP成反比关系，热源水温度/流量、热网水流量与热泵COP成正比关系。对COP影响程度依次为热网水温度→热源水温度→驱动蒸汽温度→热网水流量→热源水流量。设计控制方法的基本原则为在保证各数据参数、生产以及设备安全的情况下，提高热泵COP参数，尽量多地利用循环水的低品位热能，通过驱动蒸汽流量及热网水流量的变化来调节整个循环水余热回收系统。

3.1 热网水控制系统

热网水控制系统设计要求为调节管道内热网水压力满足热泵工作要求，为保证热网水出口温度，应精确地调节热网水流量。当热网水出口温度过高时，COP指数下降很快，当进入系统热网水较少时或热网水管道内压力较低时，会降低整个系统效率。基于上述控制原则，热网水控制系统充分发挥DCS对模拟量控制精确的特点，采用双闭环控制逻辑，利用PID算法调节电动调节阀门以达到精确控制热网水流量，利用变频器调节升压泵调节热网水压力。

图2 热电联产集中供热工艺流程示意图

驱动蒸汽调节系统的目的是根据循环水余热回收系统整体要求，将驱动蒸汽温度调节至某一个使余热回收系统性能指数最高的值且维持其稳定，这就要求调节系统调节速度快且稳定。余热回收系统利用1、2号机凝结水对1号机采暖抽汽进行冷凝。基于上述控制原则，驱动蒸汽温度调节系统采用DCS作为控制设备，PID作为控制算法，3个电动减温水调节阀进行联锁控制，无备用，使整个系统有较快的响应速度。

3.3 疏水液位控制系统

疏水液位控制系统的基本控制原则是在保证疏水罐液位安全的同时，将疏水直接送入低压加热器，在兼顾低加水位与疏水罐水位的同时调整疏水速度。疏水泵系统采用了1个电动调节阀门，3个变频疏水泵，采用二主一备的方法。两个运行变频器全部采用自动调频策略。

3.4 吸收式热泵

吸收式热泵控制系统主要包括两部份：①生产流程控制；②生产安全控制。负荷自动调节，自动对系统驱动热源输入量及溶液循环量进行跟踪调节，使机组高效、稳定、经济运行。根据热泵生产实际采用如图3的供热系统。溶液泵变频控制，根据机组负荷变化情况，由变频器进行无极调速，保证溶液循环量处于最佳循环状态，发生器液面稳定在最佳区域内。安全控制包括热泵内参数监视，设备故障监视等。以汽轮机抽汽为驱动能源Q1，驱动机内溴化锂溶剂循环做功，产生制冷效应，回收乏汽中的余热Q2。消耗的驱动蒸汽热量Q1与回收的乏汽余热量Q2一同加入到热网水中，即：热网得到的热量为Q1+Q2。

图3 吸收式热泵回收余热示意图

3.5 总体控制策略

在上述电厂实际生产过程中，因吸收式热泵本体采用PLC进行控制，泵组间无通讯无协调，常出现的状况为多台泵蒸气阀门全开，溶剂泵超负荷运转，而少数泵效率低下，发生器出口热网水温度也不相同，从节约能源和设备使用寿命上来看是极其不利的。利用DCS可将循环水余热回收利用系统中全部热泵设备作为一个整体进行控制，热泵调节统一在DPU内进行处理，可保证所有设备处于最优工况下。图4为系统总体控制框图，以热网水出水流量和驱动蒸汽调阀为被控量，以热网水出水口温度为反馈调节，吸收式热泵之间紧密通信。

3.6 经济性分析

本方案采用DCS一体化设计方案，该循环水余热回收利用系统通过72h试运行，经测试，本循环水余热回收利用系统控制策略实用性良好，设备保护能力完好，余热利用系统各参数均优于设计要求，在节约能耗方面效果显著，主要指标对比如表1。

图4 总控制系统结构框图

表1 循环水余热回收利用系统主要指标对比表

如表1所示，采用本控制系统可将系统总效能比提高至1．80，在相同热网水流量情况下可节省抽汽量35．14t/h。在控制设备投入方面，本系统采用与厂方原DCS系统相同的硬件设备，该硬件设备为国内先进控制系统，硬件可靠且价格要低于其他吸收式热泵采用的PLC控制设备。因与厂方原有系统硬件相同，故接入原有系统十分方便，无需对运行人员进行培训。另外，本系统历史功能完善，可同时查询分析历史数据，实时数据，为厂方继续优化生产流程提供了方便。