150 MW机组增设低温省煤器效果评价

王 操， 彭义林， 田新民

(湖北省电力勘测设计院有限公司， 武汉 430000)

锅炉的排烟热损失是电厂运行中的一项重要热损失，电厂锅炉设计排烟温度通常为120～150 ℃，排烟热损失占整个锅炉设计热损失的60%～70%[1-2]；此外，在实际运行中，国内外很多火力发电厂的排烟温度甚至超过设计值很多。为了减小排烟热损失、提高电厂经济性，有必要对低温省煤器进行改造[3-5]。

某150 MW电厂锅炉排烟温度在冬季时接近130 ℃，在夏季时最高可达到146 ℃以上，不仅排烟热损失大，而且会导致湿法脱硫系统偏离设计工况运行。因此，笔者对在电除尘器前增设低温省煤器后机组的运行状况进行了研究，以降低锅炉排烟温度、提高机组热效率，同时提高电除尘效率、节约脱硫塔的水耗。

1 机组概述

1.1 锅炉设备

该燃煤电厂有2台150 MW机组，锅炉为自然循环单汽包、高温超高压、单炉膛、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、П形布置煤粉锅炉。煤质分析见表1，计算得到该工程的烟气酸露点温度为102 ℃、水露点温度为47 ℃[6]。

表1 煤质分析

1.2 汽轮机低压加热器系统

机组的汽轮机为C150-12.8/555/0.5超高压抽汽凝汽式汽轮机。汽轮机低压加热器系统的设计参数见表2，其中：TMCR工况为汽轮机最大连续额定工况；THA工况为热耗验收工况；MCR工况为最大连续额定工况；1号、2号、3号、4号低压加热器分别记为JD1、JD2、JD3、JD4。

表2 低压加热器系统设计参数

2 设计方案

工程采用传统的单级低温省煤器，将其布置在电除尘器前。为了防止低温省煤器本体及后面的电除尘器、引风机、烟道发生低温腐蚀，将排烟温度设置在酸露点以上[7]，排烟温度选择108 ℃。低温省煤器在热力系统中的连接方式直接影响到机组的经济性及运行的安全可靠性，低温省煤器连接到热力系统的方式可分为串联和并联。并联方式可通过调节抽取凝结水的流量来保证烟气出口温度和凝结水回水温度，相较于串联方式，更适宜变工况运行[8]，该工程采用并联方式。

该工程低温省煤器的最佳接入点在JD1和JD2之间，选择进入低压换热器的凝结水进水温度为69.1 ℃，回到低压加热系统的回水温度为112.5 ℃。低温省煤器入口水温在水露点温度(25 ℃)以上能有效防止低温腐蚀[8-9]，设置凝结水再循环以实现冷热水混合功能，使低温省煤器的入口水温度控制在72 ℃以上。烟气余热利用热力流程图见图1。

图1 烟气余热利用系统热力流程图

3 运行效果

3.1 低温省煤器参数

该工程低温省煤器的设计参数见表3，试验测得的数据见表4。在汽轮机主汽阀全开工况，低温省煤器运行时左侧和右侧的进、出口平均压差分别为410 Pa、390 Pa，实测烟气温降分别为21.3 K、20.5 K，比原锅炉设计排烟温度128.7 ℃有较大幅度降低。低温省煤器的进、出口压差平均值较小，可能是由于投运时间较短，积灰较少。为防止电除尘器、引风机等设备发生低温腐蚀，在实际运行中需通过混水调节功能控制烟气温降。在试验中，低温省煤器投入后出口烟气温度控制在108 ℃以上，达到了设计值，低温省煤器的其他运行参数也达到了设计值。

表3 低温省煤器设计参数

表4 低温省煤器运行参数

3.2 热耗率

在电厂阀门全开工况，考虑引风机阻力增加、水泵功率增加等因素，机组投入低温省煤器可降低热耗率约为70.20 kJ/(kW·h)(见表5)，折合降低标准煤耗约为2.39 g/(kW·h)。

表5 低温省煤器运行对热耗率的影响 kJ/(kW·h)

3.3 电除尘器运行参数

低温省煤器在未运行、运行时，电除尘器出口(脱硫塔入口)粉尘平均质量浓度分别为34.50 mg/m3、18.98 mg/m3(见表6)。低温省煤器的运行会使飞灰比电阻增大，电除尘器出口粉尘平均质量浓度降低约45%。

表6 电除尘器运行参数

4 结语

笔者对该电厂锅炉低温省煤器进行改造，并对改造后的运行效果进行了评价，投入低温省煤器后，机组的热耗率降低了约70.2 kJ/(kW·h)；同时，电除尘器入口温度由128.7 ℃降低至108 ℃，电除尘器出口粉尘平均质量浓度降低约45%，增设低温省煤器技术有着良好的应用效果和推广价值。