超超临界660MW机组中的低低温省煤器探讨

超超临界660MW机组中的低低温省煤器探讨

王焱敏熊钟黄金妹

（国家电投江西电力有限公司景德镇发电厂江西景德镇333000）

摘要：本文主要以某超超临界机组为例，通过现场测量机组发电机端电功率、厂用电、主蒸汽压力和温度、高压缸排汽压力和温度、热再热蒸汽压力和温度、最终给水温度、中压缸排汽压力和温度、低压缸排汽压力、主凝结水流量等实时数据，经过热力计算，得出加装低低温省煤器对机组各经济指标的综合影响。

关键词：超超临界；660MW机组；低低温省煤器

目前，大型电站锅炉的热效率已经达到90%以上，锅炉排烟热损失占全部热损失的1/2以上，锅炉烟气蕴藏着巨大的余热资源。燃煤锅炉的排烟温度一般在120～130℃，循环流化床锅炉的排烟温度可以超过150℃。研究表明：烟气温度每降低20℃，锅炉效率可以提高1%，相应地可以降低煤耗约1g/kWh。因此，降低燃煤机组排烟温度，可以有效提高锅炉效率，从而达到降低煤耗的目的，提高机组经济性。

1系统概况

1.1机组概述

发电厂660MW扩建工程机组汽轮机为N660－25/600/600型（高中压合缸）超超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、双背压凝汽式汽轮机凝汽器冷却水系统采用冷却塔循环冷却方式。循环水系统配套2台循环水泵、1座自然通风冷却塔；凝结水系统配套2台100%容量的凝结水泵（1运1备）；凝汽器抽空气系统配套3台水环式真空泵，机组正常运行时，2台运行，1台备用。

烟气系统的流程：锅炉炉膛产生烟气－脱硝SCR反应器－空气预热器－除尘器－引风机－脱硫吸收塔－烟囱。每台锅炉配2台福建龙净环保有限公司生产的双室四电场静电除尘器；脱硫系统为无旁路设计，取消了增压风机，每台锅炉配备2台50%容量的动叶可调轴流式引风机。

1.2低低温省煤器

在原电除尘烟气进口烟道上布置低低温省煤器装置。低低温省煤器装置的介质引自凝结水系统，采取低加回热系统和烟气余热装置并联的方式，具体安装位置如图1所示。

通过阀门1和阀门2控制低低温省煤器入口凝结水温度在70～80℃，通过阀门3控制低低温省煤器排烟温度在90～100℃。最终经过阀门1、阀门2和阀门3的调整保证在利用烟气余热的同时防止发生低温腐蚀。

低低温省煤器装置采用顺（错）列管排逆流布置。每套低低温省煤器装置配置有效的检漏措施；换热器进行分组设计，当出现泄漏时能够有效地进行隔离。当其中1个分区出现泄漏，能退出该区低低温省煤器装置运行，不影响其他区低低温省煤器装置的正常运行。

2试验条件、工况及参数测量

2.1试验条件

①试验时机组为单元制运行，汽轮机通流部分无结垢、损伤；调速系统无卡涩、晃动，调节汽门开关试验正常，满足设计要求；机组能带满负荷稳定运行，并能长期连续运行；热力系统主、辅机设备齐全，工作正常，无异常泄漏；真空系统严密性良好；加热器全部正常投入，疏水系统正常运行。②试验期间凝汽器停止补水，锅炉停止吹灰及疏放水，一切与试验无关的汽水阀门均关闭严密，试验系统不明泄漏量小于额定主蒸汽流量的0.3%。③为保证试验的准确性、安全性、负荷调至某一工况时，要求负荷稳定，不受电网周波干扰的影响。④试验时要求主蒸汽和再热蒸汽参数维持额定值且稳定。

2.2试验工况

试验分别是在低低温省煤器装置投入和退出状态下测量660MW、540MW、480MW和380MW共4个工况下进行的。

2.3参数测量

主要试验测点为：发电机端电功率、厂用电、主蒸汽压力和温度、高压缸排汽压力和温度、热再热蒸汽压力和温度、最终给水温度、中压缸排汽压力和温度、低压缸排汽压力、主凝结水流量等。对试验结果影响较大的重要测点，如主蒸汽温度、高压缸排汽温度、热再热蒸汽温度、中压缸排汽温度、最终给水温度、低压缸排汽压力等采用多重测点布置。

3试验热力性能计算

1）根据储水容器储水量的变化和试验期间测出的明漏量求系统的不明漏量值：ΔG=Gcl+Gdl－Gcpl－Gfpl，式中：ΔG─系统不明泄漏量；Gcl─热井水位降当量流量；Gdl─除氧器水位降当量流量；Gcpl─结水泵泄漏量；Gfpl─给水泵泄漏量。

2）主给水流量的计算：Gfw=Gcw+Gdl+Gex（1～4）－Grhs+Gseal，式中：Gfw─主给水流量；Gcw—凝结水流量；Gex（1～4）—1～4段抽汽流量；Gdl─除氧器水位降当量流量（水位下降为正）；Grhs─再热器减温水流量；Gseal─给水泵密封水流量。

3）主蒸汽流量的计算：Gms=Gfw－ΔG，式中：Gfw—主给水量。

4）冷再热蒸汽流量计算：Gcrh=Gms－Grl－Gex（1～2）－Gsf，式中：Gcrh—冷再热蒸汽量；Grl—高压门杆漏汽量；Gex（1～2）—1～2段抽汽量；Gsf—高压轴封漏量。

5）热再热蒸汽流量的计算：Ghrh=Gcrh+Grhs，式中：Ghrh—热再热蒸汽量；Gcrh—冷再热蒸汽量；Grhs—再热器减温水流量。

6）热耗率的计算：热耗率为蒸汽在锅炉的吸热量和发电机出力之比：HRt=［Gms▪Ims－Gfw▪Ifw+Ghrh▪Ihrh－Gcrh▪Icrh－Grhs▪Irhs］/P，式中：HRt—试验热耗率I各流量对应的焓；P发电机输出功率。

4试验结果及分析

4.1引风机电耗

从相关图中可知，由于增设低低温省煤器后，一方面增加了尾部烟道的阻力，使引风机电耗增加；另一方面经过低低温省煤器换热后烟气温度得到明显降低，减少了烟气容积流量，使引风机电耗降低。两者综合之后可以看出加装低低温省煤器后引风机电耗显著下降。

4.2水侧吸热量

加装了低低温省煤器，凝结水温度得到了提高，从相关图中可知在机组在660MW、540MW、480MW、380MW工况下，水侧吸热量分别为28118.60kJ/s、21879.0kJ/s、17749.23kJ/s、13281.26kJ/s。

4.3电除尘入口烟温

从相关图中可知低低温省煤器投入后电除尘器入口烟温均控制在98℃左右，较低低温省煤器投入前烟温显著下降，有效降低机组排烟损失，提高锅炉效率，同时提升电除尘效率。这是因为烟温降低，烟气量减少，使得烟尘比电阻降低至108～1010Ω•cm，电场风速同时得到了降低，还使得击穿电压提高，所以电除尘电耗降低，效率提升。

4.4机组热耗

从相关图中可知，在机组在660MW、540MW、480MW、380MW工况下，低低温省煤器装置投运工况较退出工况，机组热耗降低39.68kJ/kWh、41.02kJ/kWh、40.57kJ/kWh、38.32kJ/kWh，平均降低约为39.90kJ/kWh。这是因为增设低低温省煤器后，相当于增加了一个提供低品位加热器。通过排烟余热加热凝结水，减少5和6段抽气量，这部分抽气可以继续在汽轮机内做功，从而降低了机组的热耗率，提高了汽轮机的经济性。还可以看出，机组负荷在540MW左右时，通过增设低低温省煤器，机组热耗降低较其他负荷较多，这是因为540MW负荷段是机组效率最高的负荷段。

结语

综上所述，机组在加装低低温省煤器后，机组热耗平均降低39.90kJ/kWh，厂用电率平均降低0.12%，供电煤耗平均降低1.92g/kWh。有效降低了排烟温度，提高了锅炉效率，节能效果显著。

参考文献：

[1]杨飞.660MW超超临界机组引增合一改造的应用及性能分析[J].工程技术：引文版，2016（10）.

[2]张靖.660MW超超临界机组烟气余热利用技术[J].低碳世界，2013（9x）.

作者简介：

王焱敏（1990.02.20），性别：男；籍贯：江西省乐平市；民族：汉；学历：本科、学士；职称：助理工程师；职务：技术员；研究方向：电厂自动控制