给水置换式省煤器系统在电站锅炉中的应用

崇培安， 丁士发， 李剑宁

(上海发电设备成套设计研究院有限责任公司，上海 200240)

江苏某燃煤发电机组的锅炉是上海锅炉厂生产的SG-2000/25.4-M8849型超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，为单炉膛、尾部单烟道、一次中间再热、四角切圆燃烧、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构Π型锅炉和露天布置的燃煤锅炉，其设计煤种为神府煤，改造煤质接近设计煤质。

锅炉省煤器布置于锅炉的后烟井低温再热器下面，有3组采用光管蛇形管，顺序排列，与烟气呈逆流布置。管子规格为直径50.8 mm、壁厚7.89 mm，其材料为SA-210 C，共167片受热面，每片受热面由3根并联蛇形管组成，总计有501根管子。横向节距为112 mm，纵向节距为101.6 mm。省煤器由吊杆和管夹支吊分别承载于3只省煤器中间集箱下，分3列悬吊，每列再通过省煤器中间集箱上的55 根悬吊管悬吊承载，悬吊管规格为直径63.5 mm、壁厚13.22 mm，其材料为SA-210C，共165 根，悬吊管内的介质来自省煤器。

根据GB 13223―2011 《火电厂大气污染排放标准》，除满足特定条件的电厂外，所有燃煤锅炉氮氧化物排放质量浓度不超过100 mg/m3。为达到此排放指标，除进行炉内低氮燃烧器的改造外，电厂须安装烟气脱硝装置，如选择性催化还原(SCR)装置。通常SCR装置的最佳反应温度范围为300～420 ℃，对于特定装置，催化剂的设计温度范围稍有变化(该电厂取295 ℃)。当锅炉低负荷运行时，SCR入口烟气温度会低于安全运行要求的下限值，脱硝设备无法安全正常投运，这与国家和地方标准以及当前形势下灵活性深度调峰的要求产生矛盾，会影响机组的正常运行[1-2]。

1 给水置换式省煤器系统

为使燃煤机组在低负荷下脱硝设备SCR装置能安全投运，在目前催化剂温度窗口的基础上须将SCR入口烟气温度提高至脱硝设备SCR能安全投运的烟气温度范围内，而SCR入口烟气温度几乎与省煤器出口烟气温度相等。省煤器是锅炉受热面中烟气温度降低幅度最大的受热面之一，可以通过降低省煤器本体吸热量来提高省煤器出口烟气温度，同时也可减小对锅炉其他受热面的影响。

如图1所示，给水置换式省煤器系统包含两部分管路：第一部分从高压加热器出口后的给水管引1条简单旁路管道至水冷壁入口前的下降管，在其中布置调节阀和关断阀等；第二部分在省煤器出口后的下降管与省煤器入口前的给水管上增设再循环管路，在其中布置关断阀、调节阀和再循环泵等。

当需小幅度提高SCR入口烟气温度时，可打开第1条管路，关闭第2条管路，通过第1条管路将部分工质水直接引至下降管中，减小流经省煤器的工质水质量流量，从而减少省煤器从烟气中吸收的热量。当需大幅度提高SCR入口烟气温度时，同时打开第1条和第2条管路，第1条管路将温度相对较低的工质水直接引流到下降管，第2条简单旁路将省煤器出口温度相对较高的热水通过再循环泵引至省煤器入口，提高省煤器入口工质水的温度，减小省煤器的传热温压，减少省煤器的吸热量。

图1 给水置换式省煤器系统简图

2 传热模型及运行安全控制

2.1 传热模型

省煤器布置在锅炉尾部，属于典型的对流换热受热面。传热基本方程为：

Q=KAΔTm

(1)

或

(2)

式中:Q为传热量，kJ/kg；K为传热系数，W/(m2·K)；A为传热面积，m2；ΔTm为传热温压，K。

由式(1)和式(2)可知，要强化传热过程主要是增大推动力和减小热阻，即增大ΔTm、A和K。

锅炉省煤器由高温烟气与工质水进行逆流换热，省煤器换热受传热温压、传热系数和传热面积这3个方面的影响。在已建机组中，传热面积已经确定，由于省煤器吸热工质为水，水在管内的传热系数较大，管外烟气传热系数变化较小，导致省煤器传热系数变化较小，因此在省煤器进行传热时传热温压对省煤器换热的影响较大。由于省煤器本体入口烟气温度已经确定，因此改变省煤器入口工质水温度会对省煤器换热产生较大影响[3]。

高温烟气与工质水进行热交换时，考虑一定保热系数φ的散热，根据能量守恒原理，高温烟气放出的热量Qh等于工质水吸收的热量Qc，即Qh=Qc。

Qh=φ(h′-h″+Δαh0)-Qπ

(3)

式中：Qh为烟气侧传热量，kJ/kg；h′为省煤器入口处烟气焓，kJ/kg；h″为省煤器出口处烟气焓，kJ/kg；Δα为漏风系数；h0为冷风焓，kJ/kg；Qπ为串联或并联的附加受热面吸热量，kJ/kg。

(4)

传热温压ΔTm为：

(5)

省煤器外侧高温流体与内侧工质水通过管壁传热，是由高温烟气流体对管壁表面污垢对流、管壁外表面污垢热传导、管壁金属热传导、管壁内侧污垢热传导和管壁内侧污垢对工质水的对流构成的串联传热过程，利用串联热阻的关系，即可导出传热系数K的计算式。

(6)

式中：K1为烟气对管壁的传热系数，W/(m2·K)；K2为管壁对工质水的传热系数，W/(m2·K)；δM为金属管壁的厚度，m；λM为金属管壁的导热系数，W/(m·K)；δ3为管壁外表面污垢的厚度，m；λ3为管壁外表面污垢的导热系数，W/(m·K)；δB为管壁内表面污垢的厚度，m；λB为管壁内表面污垢的导热系数，W/(m·K)。

(7)

由式(6)和式(7)可知，省煤器总热阻由热阻大侧的对流传热控制，即2个对流传热系数相差较大时，需增大较小传热系数的值。在省煤器传热中，省煤器内侧工质水比管壁传热系数大，因此烟气侧传热系数和污垢系数对省煤器传热的影响较大[4]。由式(3)～式(5)和式(7)联合迭代求解可得到省煤器的换热参数。

2.2 运行安全控制

省煤器用于有效冷却锅炉烟气，降低锅炉排烟温度。该机组省煤器由省煤器本体和省煤器悬吊管组成，其本体由水平布置的蛇形管组成，悬吊管受尾部受热面的载荷，属于承载件。

从设计角度来说，为了防止省煤器工质水质量流量分配不均，一般要求省煤器在全负荷内工质水的平均流速应大于0.3 m/s。此外，还需考虑几个方面：

(1)当省煤器本体出现汽化时，汽泡吸附在水平蛇形管内壁，当水速较低时汽泡难以被带走，使得省煤器管壁局部温度过高。

(2)省煤器悬吊管在转向室内受高温烟气冲刷，当省煤器悬吊管出现汽化时，会影响悬吊管内壁的传热，导致悬吊管管壁温度升高，由于悬吊管属于承载件，因而会影响悬吊管的寿命。

(3)省煤器出现汽化甚至干烧时，再次进水会造成很大的噪声和震动，并产生疲劳应力，影响省煤器寿命。

从上述方面考虑，对于非沸腾省煤器，在全负荷下应避免省煤器出现汽化。

省煤器本体管长一般较长，各管阻力相差不大，省煤器各管工质水质量流量分配相对比较均匀，省煤器设计温升为30～50 K(超临界机组)，考虑烟气侧偏差以及省煤器吸热的不均匀性，设置省煤器悬吊管出口温度有10 K的过冷度，可保证整个省煤器不出现汽化，保证省煤器的安全运行[5]。

3 给水置换式省煤器系统传热分析

3.1 简单旁路的传热分析

当仅使用给水置换式省煤器系统第1条简单旁路时，部分工质水通过简单旁路直接进入下降管，减小流经省煤器工质水的质量流量，减少省煤器的吸热量，达到提高SCR入口温度的目的。

利用简单旁路方案提高SCR入口烟气温度的传热原理是通过减小工质水质量流量来减少省煤器的换热量，随着简单旁路中流经的工质水质量流量增大，流过原省煤器的工质水质量流量减小，原省煤器中工质水的焓升增大，省煤器出口悬吊管中工质水的欠焓值减小，可能导致省煤器中工质水发生汽化。为避免省煤器中工质水发生汽化，应控制简单旁路中工质水的质量流量，因此限制了该方案中烟气温度的提升效果，如图2和图3所示。

由图2和图3可知，随着简单旁路中流经的工质水质量流量增大，原省煤器出口工质水过冷度减小。当原省煤器出口工质水过冷度达到10 K左右，应停止增大简单旁路工质水的质量流量，以保证原省煤器的安全运行。简单旁路计算效果见表1，其中THA表示热耗率验收工况，BMCR表示锅炉最大连续蒸发量运行工况。

图2 机组在300 MW负荷下简单旁路投运后的换热分析

Fig.2 Heat transfer analysis of the unit at 300 MW after the simple bypass system coming into use

图3 机组在250 MW负荷下简单旁路投运后的换热分析

Fig.3 Heat transfer analysis of the unit at 250 MW after the simple bypass system coming into use

表1 简单旁路计算效果

由表1可知，在保证省煤器安全的情况下，即省煤器悬吊管出口工质水保持10 K的过冷度，在50%负荷下SCR入口烟气温度(即省煤器出口烟气温度)提高了10 K，改造后在50%负荷以上时，系统可以维持SCR入口烟气温度在313 ℃以上，在30%负荷下SCR入口烟气温度提高了9 K。在高负荷下不需要开启系统时，锅炉效率不会降低，在低负荷下需提高SCR入口烟气温度时，排烟温度提高，锅炉效率降低。

3.2 给水置换式省煤器系统的传热分析

当机组运行负荷较低，利用简单旁路改造方案提高SCR入口烟气温度不再满足需求时，通过增设再循环泵将省煤器出口温度相对较高的热水打回至原省煤器入口，并与原温度相对较低的工质水掺混，提高省煤器入口工质水的温度，减小省煤器传热温压，减少省煤器的换热量，从而提高SCR入口烟气温度。

在300 MW负荷下流经省煤器的工质水质量流量不变时，工质水温度对省煤器出口烟气温度和省煤器过冷度的影响如图4所示。在250 MW负荷下流经省煤器的工质水质量流量不变时，工质水温度对省煤器出口烟气温度和省煤器过冷度的影响如图5所示。

图4 在300 MW负荷下给水置换式省煤器投运后的换热分析

Fig.4 Heat transfer analysis of the unit at 300 MW after the economizer system with feedwater redistribution coming into use

图5 在250 MW负荷下给水置换式省煤器投运后的换热分析

Fig.5 Heat transfer analysis of the unit at 250 MW after the economizer system with feedwater redistribution coming into use

由图4和图5可知，随着工质水温度的提高，省煤器出口温度有较大幅度的提高，在满足省煤器出口10 K过冷度的同时，省煤器出口烟气温度可提高至315 ℃，满足脱硝设备安全投运的烟气温度要求。

由表2可知，在保证省煤器安全的情况下，负荷高于30%BMCR时，可维持SCR入口烟气温度高于315 ℃。在大于50%THA负荷下不需要开启系统时，锅炉效率不会降低，在低负荷下需提高SCR入口烟气温度时，排烟温度提高，锅炉效率降低[6]。

表2 给水置换式省煤器系统计算效果

4 应 用

为解决机组在灵活性深度调峰改造下脱硝设备不能投运的问题，该电厂采用了给水置换式省煤器系统。如图6和图7所示，改造后机组在高于180 MW负荷的工况下，SCR入口烟气温度均可达到315 ℃。

图6 在280 MW负荷下给水置换式省煤器投运后的运行情况

Fig.6 Operation status of the unit at 280 MW after the economizer system with feedwater redistribution coming into use

图7 在180 MW负荷下给水置换式省煤器投运后的运行情况

Fig.7 Operation status of the unit at 180 MW after the economizer system with feedwater redistribution coming into use

给水置换式省煤器系统在该机组宽负荷脱硝改造中的成功应用，为类似情况的机组提供了解决问题的方向。

5 结 论

(1)当锅炉SCR入口烟气温度较低且不能安全投运脱硝设备时，采用给水置换式省煤器系统可以有效提高SCR入口烟气温度。

(2)在给水置换式省煤器系统中通过工质水侧调节SCR入口烟气温度，SCR入口烟气温度最大可提高30 K，且系统调节灵敏，流量控制精准，不影响锅炉受热面性能，SCR入口烟气温度均匀。

(3)将给水置换式省煤器运用于江苏某电厂超临界机组后，在高于180 MW的负荷下可保证SCR脱硝系统安全投运，成功解决机组在灵活性深度调峰改造下脱硝设备不能投运的问题。