660 MW超临界机组低温省煤器的经济性研究

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(山西大学，山西 太原 030000)

0 引言

我国燃煤电站锅炉的排烟温度一般在120～140 ℃，极个别甚至达到了160 ℃。较高的排烟温度不仅影响后续的脱硫系统，同时也会降低机组的经济性[1]。目前电厂多采用增设低温省煤器这一方法来解决上述问题[2-3]。当前对于低温省煤器的研究多集中在计算层面，仅考虑了低温省煤器的导热过程[4-5]。这种方法忽略了低温省煤器的整体效应，没有考虑低温省煤器对机组的影响[6]，其结论必定是不够精确的。为了将低温省煤器对系统的影响考虑在计算内，本文以机组的全工况仿真系统为基础，在该基础上进行仿真研究，然后通过计算能得出更加可靠的结论。

1 系统概况

锅炉型号为DG2025/25.4-Ⅱ6型，最大连续蒸发量为2 025 t/h，额定蒸发量为1 913 t/h，额定蒸汽温度为571 ℃，计算效率为94.01%。汽轮机为CLNZK660-24.2/566/566超临界、一次中间再热、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机。回热系统由3个高压加热器(高加)，3个低压加热器(低加)和1个除氧器构成。设计燃料来自万利煤炭分公司和金烽煤炭分公司，低位发热量18.41 MJ/kg。锅炉的设计排烟温度为123 ℃(修正后)，但由于煤种变化和其他客观原因，实际的排烟温度维持在130 ℃左右。为了进一步利用排烟余热和降低机组标准煤耗，在机组检修期间电厂对尾部烟道进行了增设低温省煤器的改造。

2 低温省煤器及其仿真系统

2.1 低温省煤器仿真系统

本次研究所用的仿真系统是基于OTS通用仿真环境下开发而得，画面侧采用InTouch工业自动化组态软件进行组态，使得整个工业过程中的信息能够快速相互传递。在InTouch软件中，整个系统可分为就地侧和DCS侧，分别代表设备侧和控制操作侧。系统又可分为锅炉子系统、汽机子系统、电气子系统和公用子系统，而低温省煤器系统属于锅炉子系统和汽机子系统的一部分。仿真系统如图1所示。

图1 低温省煤器仿真系统

2.2 低温省煤器的布置方式

低温省煤器布置在除尘器之前的烟道内，机组双烟道内并排布置4台低温省煤器，采用H型翅片管，换热管的材料为ND钢，采用双管圈、顺列、逆流布置。在迎烟侧管组采用加装假管，起防磨保护作用。由图1可知锅炉低温省煤器的取水点为7号低压加热器入口，通过升压泵升压，进入锅炉低温省煤器吸热后，回至6号低加入口，与7号低压系统并联连接。进水阀控制进水流量，自循环阀控制进水温度。两者综合调节使低温省煤器在有限腐蚀范围内安全运行。

3 节能计算方法

低温省煤器的节能原理为减少低加系统的抽汽，使其返回汽轮机再做功。由于低温省煤器的引入热源相当于外来热源，故其对整个锅炉受热面的影响可以忽略不计。有关能耗节省的计算方法为适用于局部热力计算的等效焓降法[7-8]，节能效益用标煤节省量衡量。

等效焓降法基本公式为

ΔH=qwηj

(1)

式中 ΔH——1 kg蒸汽增加的等效焓降;

qw——外界的输入热量;

ηj——该设备的抽汽效率,设备的固定参数，其公式的求解就是对于qw的求解。

目前求解qw最公认的准确方法是根据数值模拟法来求，但这种求法比较复杂[9]。还有一些是根据建立低温省煤器受热以及烟气放热的热力方程来求解[10]，但这种方法很容易计算出数学上的奇值。笔者曾对某低温省煤器建立热力学方程，然后采用MATLAB软件求解，结果出现如图2的不合理解集。

图2 解热力学方程所得不合理解集

图2中x轴为分水系数，y轴为1 kg蒸汽增加的等效焓降(kJ/kg)。显然对于一个确定的分水系数其等效焓降是唯一的，但图中确对应多个值，且在x=0.33左右图形出现了奇点。由此可见完全采用热力学方程求解还存在一定的不足。有的研究人员采用试算迭代的方法来求解[11]，这种方式可能会得出无物理意义的数学解，并且该方法有陷入计算死区的风险。

为此，本文采用660 MW机组全工况仿真系统来求解所需参数。该系统能反映内部参数的耦合关系，不拘泥于单设备的热力分析。通过多个模型的相互连接，使单个设备的参数变化能够准确的反映在整个系统的其他设备上。因此通过仿真系统求出的解不仅反映了该设备的热力参数变化，还代表了其他设备相互影响的结果。这种结果更加全面、精确。

4 低温省煤器的仿真研究

4.1 投入低温省煤器对系统能耗的影响

低温省煤器的投入对系统会产生一定的影响，这种影响主要集中在水侧和烟气侧。水侧的流程增加，其阻力也必定增加[12]。当机组满负荷运行时，原有的凝结水泵没有多余的升压余量，因此低温省煤器系统自带两个升压泵，新增的水泵增加了辅机的能耗。就烟气侧来说，低温省煤器布置在引风机之前的烟道中，增加了烟气的流动阻力[13]，导致引风机的能耗升高。除此之外，低温省煤器的投入使得7号低加的抽汽减少，汽轮机排汽量增加，导致凝汽器真空发生变化，通过计算可以发现这种变化对汽机效率的影响很小[14]。为了更加真实的反应低温省煤器的经济性，本文对因凝汽器真空变化而引起的能耗增加也做了考虑。

4.2 相关设备运行参数

为避免单独计算低温省煤器而产生的片面性，本次研究在仿真系统下进行。启动机组仿真系统后，分别将系统稳定运行在660 MW、500 MW和330 MW这三种典型工况下。通过系统运行界面记录不同工况下引风机、机组背压和排汽焓值。并在各个工况下投入低温省煤器，然后再次记下引风机、机组背压、排汽焓值以及低温省煤器增压水泵的参数。投入低温省煤器前后系统相关参数如表1所示，低温省煤器的运行参数如表2所示。

表1 系统参数变化表

表2 低温省煤器运行参数

表2中水侧和烟侧的温度均为多个测点的平均温度，进水流量为电厂规程允许的最大进水流量。

5 计算结果及分析

由表1可以发现负荷的高低决定了辅机负荷的增加量。当系统负荷达到330 MW时增压泵的电流为132 A。但当系统满负荷660 MW时，电流达到了200 A。机组负荷的增加导致凝结水量和进入低温省煤器的水量增加，相应的辅机能耗也会随之增加。引风机的电流增加量从330 MW的13 A增加到660 MW的19 A,这是因为工况越高，烟气的流量和流速越高，由此产生的流动阻力也就越大。由于排挤抽汽的量相对与主排汽量而言很小，故负荷的高低对排汽焓值增加量的影响很小，其固定在1.5 kJ·kg-1左右。根据表1可以计算得到辅机的能耗增加量，如表3所示。

表3 不同工况下的辅机能耗增加量

表2反映了不同工况下低温省煤器的运行情况，根据表中的数据可以计算出排挤抽汽对机组主蒸汽等效焓降的影响。为客观表现增设低温省煤器后机组蒸汽等效焓降的增加量，本文将辅机能耗的增加量也改写为等效焓增量即辅机消耗的等效焓降，改写方法如公式(2)所示。

能耗改写等效焓增公式

(2)

式中 ΔP——能耗的变化量/kJ·h-1;

D——对应工况下的主蒸汽流量/kg·h-1。

综合表1表2数据，计算出机组等效焓降量，如表4所示。其中辅机部分为增压泵和引风机增加能耗的等效焓增之和。从表4中可以看出加装低温省煤器后机组的标准发电煤耗会得到一定地步的降低，最高降低量为满负荷时的1.55 g/kW·h。但随着机组工况的降低，标煤节省量会降低。50%工况330 MW时的标煤节省量只有1.17 g/kW·h。具体分析表4中数据可以发现当工况降低时，低温省煤器的等效焓降也是降低的，但辅机消耗的等效焓降却是上升的。这是由于低温省煤器管道存在时，不论工况如何，烟道和水侧管道都会存在一定的基本阻力。当机组低工况运行时主蒸汽流量也相对较低，而辅机克服低温省煤器烟气侧和水侧的基本阻力能耗不变，因此辅机消耗的等效焓降相对有所提高。整个热力系统的实际等效焓降为低温省煤器的等效焓降减去排汽焓升以及辅机消耗的等效焓降。倘若单纯计算低温省煤器的节能效益，不考虑其对系统其他部分的影响，最终的计算结果将会比实际情况高出近50%。其节能收益在三个典型工况分别达到了2.29 g/kW·h、2.06 g/kW·h、1.93 g/kW·h。

表4 设备等效焓变及节能效益

6 结论

(1)加装低温省煤器能够减少低压缸抽汽，使其返回汽轮机做功，提高了机组的经济性。但与此同时会增加汽轮机排汽压力降低汽轮机效率，并且提高机组的辅机额降低能耗降低了机组的经济性。通过计算分析可以得出，低温省煤器对机组经济性的提高作用要大于其对机组经济性的降低作用，因此增设低温省煤器能够提高机组效率，降低发电标准煤耗。

(2)由于低温省煤器的存在，机组在烟气侧和水侧都存在一定的基本阻力。当机组低工况运行时，其辅机对应的等效焓降会升高，降低了低温省煤器带来的正效益。同时，高工况时水侧与烟气侧温差较大，利于传热，可提高低温省煤器的节能效果。因此在最高进水量的前提下，该电厂的低温省煤器在高工况下的运行效益要高于其在低工况下的运行效益。

(3)单纯计算低温省煤器的节能效益将会严重高估其经济效益，为电厂相关部门的核算与规划产生误导。因此以全工况的仿真系统为平台的低温省煤器的经济性核算更加准确，并为考察低温省煤器实际节能效益提供一种可行的方法。

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