深冷低压省煤器在新建660 MW超超临界机组的应用

2016-12-06周仁米罗海华

综合智慧能源 2016年8期

关键词：深冷省煤器凝结水

周仁米，罗海华

（浙江浙能技术研究院有限公司，杭州　310052）

深冷低压省煤器在新建660 MW超超临界机组的应用

周仁米，罗海华

（浙江浙能技术研究院有限公司，杭州310052）

目前常规低压省煤器主要用来解决锅炉排烟温度超过设计排烟温度的问题，针对新建机组锅炉排烟温度正常的情况，采用深冷低压省煤器进一步利用锅炉烟汽余热，降低机组发电煤耗，降低进入脱硫岛烟汽温度，减少脱硫岛喷淋水用量，提高机组的经济性。

深冷低压省煤器；燃煤发电机组；超超临界机组

0　引言

我国电站锅炉设计燃煤含S量为1%～3%，电站锅炉设计排烟温度为120～140℃，排烟损失较大。此外，受尾部烟气脱硫塔工作温度（最佳工作温度为50℃左右）的限制，较高温度的烟气进入脱硫塔后必须喷水降温，浪费较高温度烟气的余热，同时也致使大量水汽随烟气从烟囱排出，造成水资源的浪费。

1　锅炉设备概况

某电厂二期扩建工程建设2×660 MW超超临界燃煤发电机组，同步建设烟气脱硫设施，选用上海锅炉厂生产的660 MW超超临界燃煤锅炉，保证效率为93.8%（额定工况），过热蒸汽出口流量为2009 t/h，过热蒸汽额定蒸汽压力为27.95 MPa，过热蒸汽额定温度为605℃，锅炉采用一次中间再热、平衡通风、固态排渣、露天布置、全钢架悬吊结构。

2　深冷低压省煤器的应用研究

2.1深冷低压省煤器的概念

传统低压省煤器将锅炉运行排烟温度降低到设计温度（120℃左右），深冷低压省煤器将锅炉正常设计排烟温度冷却到脱硫塔进口温度（90℃左右），深度利用锅炉排烟余热，减少低压加热器抽汽，提高汽轮机做功能力，同时较大幅度减少锅炉脱硫岛喷淋水的消耗［1］。

2.2深冷低压省煤器的连接方式优、缺点对比

深冷低压省煤器连入热力系统的方案主要有2种连接系统［2］。

（1）串联系统：深冷低压省煤器串联于凝结水系统中，从低压加热器NOj-1凝结水出口引出全部凝结水，进入串联在凝结水系统的深冷低压省煤器，锅炉烟气在深冷低压省煤器中加热凝结水，排挤低压加热器NOj抽汽，凝结水全部返回低压加热器NOj的凝结水入口，如图1所示。

图1　串联低压省煤器系统

（2）并联系统：深冷低压省煤器并联于凝结水系统中，如图2所示。从低压加热器NOj-1出口引出部分凝结水至深冷低压省煤器，部分凝结水在深冷低压省煤器被锅炉烟气加热后跳过低压加热器NOj，回入主凝结水系统低压加热器NOj+1的入口处。

串联系统进入深冷低压省煤器凝结水量较并联系统大，传热温差大，排烟余热利用程度较好，防止低压省煤器低压腐蚀能力较好，深冷低压省煤器所需空间面积也较小。并联系统进入到深冷低压省煤器的凝结水可跳过1个或2个低压加热器，所减少的水泵阻力足以补偿凝结水在深冷低压省煤器及其连接管道所增加的阻力，所以并联系统增加凝结水泵阻力较少，但排烟余热利用程度以及系统安全性较差。总体而言，串联系统的经济性和安全性更好，优、缺点对比见表1。

图2　并联低压省煤器系统

表1　低压省煤器串、并联系统优、缺点对比

2.3低压省煤器不同布置位置优、缺点对比

深冷低压省煤器可按以下2种方式布置。（1）在电除尘器的入口。将深冷低压省煤器布置在空气预热器和除尘器之间，将锅炉烟气温度降低至90℃左右，锅炉飞灰比电阻可从1012Ω·cm下降到1010Ω·cm，从而大幅度提高除尘器的除尘效率。但经过深冷低压省煤器后的烟气温度降到90℃左右，一般低于烟气酸露点，布置在深冷低压省煤器后面的除尘器、烟道、引风机、增压风机面临低温酸腐蚀风险。（2）在脱硫吸收塔的入口。锅炉烟气经过除尘器、引风机、增压风机之后，再到深冷低压省煤器，使深冷低压省煤器处于低尘区，减轻飞灰对深冷低压省煤器管壁的磨损；经过除尘器、引风机、增压风机后，锅炉烟气温度高于烟气酸露点，不会对上述设备造成腐蚀，提高了锅炉尾部设备及烟道的安全性［3］。

2.4最终方案设计

深冷低压省煤器设计参数见表2，低压省煤器采用串联运行，将深冷低压省煤器布置在脱硫吸收塔入口处。低压省煤器的水侧入口串联在#7低压加热器的出口管道上，凝结水回水到#6低压加热器入口。考虑到机组在50%额定工况运行时#7低压加热器出口的凝结水温度低于60℃，会引起低压省煤器腐蚀，低压省煤器设置凝结水管旁路，同时也作为低压省煤器事故检修隔离用［4］，热力系统如图3所示。

表2　深冷低压省煤器主要设计参数

图3　深冷低压省煤器在660 MW机组应用的热力系统

3　加装低压省煤器经济性分析

加装低压省煤器后，在额定工况运行时，加装低温省煤器前、后各级低压加热器运行参数比较见表3（高、中压缸进汽参数不变）。

从表3中可看到，加装低温省煤器后，除#7，#8低压加热器抽汽分别增加了0.39 kg/s和0.6 kg/s外，#5，#6低压加热器抽汽分别减少0.64 kg/s和8.4 kg/s，低压加热器少抽的蒸汽继续在汽轮机内做功。汽轮机热耗下降48 kJ/（kW·h），机组绝对效率提高0.23%，降低供电标准煤耗1.5g/（kW·h），每吨标准煤按620元计算，每年节约337.59万元。

深冷低压省煤器将锅炉排烟温度降低30℃进入脱硫岛，可节约脱硫岛用水约85 t/h。本期工程脱硫系统采用工业水，按每吨工业水0.55元，机组年利用小时数为5500计算，每年节水费用为25.71万元。烟气系统的阻力增加约580 Pa，由此增加的电耗600 kW，厂用电价按0.26元/（kW·h）计算，每年增加85.8万元风机运行电费。