关于锅炉低温省煤器改造技术分析

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1、关于锅炉低温省煤器改造技术分析(内蒙古电力勘测设计院有限责任公司010020)摘要：针对目前锅炉普遍存在排烟温度偏高、排烟热损失偏大、风机功耗大等问题，对锅炉低温省煤器进行改造工作性、经济性。关键词：低温省煤器；锅炉；应用1概述某电厂1、2号锅炉采用上海锅炉有限公司生产的型号为SG-420/13.7-M778,超高压、一次中间再热、双钢架全悬吊式、π形布置、管式空气预热器、固态排濟、四角切圆燃烧、自然循环、汽煤粉炉。设计锅炉蒸发量为420t/h,过热器出口蒸汽压力13.73MPa(g),过热器出口蒸汽温度540°C,空气预热器进风温度20°C,排烟温度140°C。2锅炉

2、低温省煤器改造的必要性目前的火电机组主要的热损失有两项，一是汽轮机系统的排汽冷凝热损失，从热力循环上看，对凝汽式机组而言，这项热损失是无法避免的；二是锅炉的热损失。尽管随着科技的发展及电力事业的进步，电站锅炉的经济性得到很大提高，但国内外许多电站锅炉依然存在排烟温度偏高、排烟热损失偏大、风机功耗大等普遍性问题，严重影响锅炉运行经济性。其中的排烟热损失是锅炉各项热损失中最大的一项，一般约5%-12%，占锅炉热损失的60%-70%。影响排烟热损失的主要因素是排烟温度，一般情况下，排烟温度每增加10°C,排烟热损失增0.6%-1.0%,相应多耗煤1.2%-2.4%。若以燃用热值为2

3、0000k」/kg煤的420t/h高压锅炉为例，则每年多消耗近万吨动力用煤。我国许多电站锅炉的排烟温度高于设计值，约比设计值高20-50°C。3锅炉加装低温省煤器方案3.1低温换热器的总体布置本工程为改造项0,场地利用受到一定限制，主要工艺生产装置和辅助设施集中布置。力争与脱硫工程同步建设、运行。本工程低温换热器装置的布置位置为脱硫增压风机出U与吸收塔入1_1间。本期改造根据场地条件进行布置。具体布置，见图1来自电厂低加系统的凝结水进入安装在脱硫增压风机和吸收塔之间烟道中的换热器中，将进入吸收塔的烟气温度降低约50°C,凝结水温度提升大约35°C后返冋电厂低压加热器系统。3.

4、2低温换热器的运行可靠性分析3.2.1烟气露点及低温换热器冷端金属壁温的确定设计煤种：全水分含量15.6%；全硫含量1.4%；收到基灰分含量9.1%；收到基低位热值22.43MJ/kg；校核煤种：全水分含量13.6%;全硫含量1.73%;收到基灰分含量17.03%;收到基低位热值20.44Mj/kg。本工程初步确定烟气低温腐蚀的露点温度为83°C。低温换热器冷端金属壁温控制在90°C。理论上讲，烟气在温度高于酸露点吋，不会发生烟气结露的问题。在工程执行中进一步研究确定烟气露点温度，并设置循环冋热加热的方式灵活调整低温换热器入口水温。3.2.2换热器传热管金属壁温的运行控制低温

5、换热器的实际运行金属壁温取决于烟气温度、冷凝水温度、烟气侧传热系数、水侧传热系数、传热管型式等因素。控制思路是：在机组满负荷工况，翅片传热管金属管壁温度设计取值为90°C;在机组部分负荷运行工况，采用烟气热量冋收装置传热管壁温自动控制系统，保证在各种运行工况，翅片传热管金属管壁温度不低于90°C。当机组负荷降低吋，第2级低加冷凝水进UI温度相应降低，由于控制低温腐蚀的要求，低温换热器的翅片传热管金属壁温不允许降低，所以要考虑从低温换热器出口抽取凝结水采取热水再循环方式，在机组负荷较低吋提高低温换热器的进水温度。再循环冋路的控制原理：当低温换热器的进水温度低吋，开启再循环泵，调

6、节热量冋收装置的进水流量使其进水温度提高。从而保证机组各种负荷工况下,低温换热器传热管的最低金属壁温都能高于90°C。3.2.3换热器传热管防堵灰措施锅炉烟气中的灰不仅会污染传热管表面，影响传热效率，严重吋还会堵塞烟气流动通道，增大烟气流动阻力，甚至影响安全运行，不得不停机清灰。(1)将低温换热器全部布置于电除尘器后，由于烟气介质清洁，可有效防止换热器的堵灰和磨损。(2)当传热管金属温度高于烟气酸露点温度吋，传热管上不会造成水结露，传热管上的积灰为干灰。此吋可采用脉冲激波吹灰器定吋吹灰；在换热器结构设计上不会出现大量积灰源，同时保证吹灰器能吹到所冇的管束，不留吹灰死角；保证传

7、热管积灰程度在可以允许的范围内、使烟气流动阻力的增大幅度和传热能力的降低幅度都在允许范围内。3.2.4排挤低加抽汽对经济性的影响有观点认为，把烟气余热输入冋热系统中会排挤部分抽汽，导致热力循环效率降低；并且排挤的部分抽汽会增加凝汽器的排汽量使汽轮机真空奋所降低。这两点是对于低温换热器能否节能的主要疑问之所在。实际上，增设低温换热器后，大量烟气余热进入回热系统，这是在没有增加锅炉燃料量的前提下，获得的额外热量，必以一定的效率转变为电功。这个新增功量要远大于排挤抽汽和汽机真空微降所引起的功量损失，所以机组经