低温省煤器加装位置对发电机组的影响

时间：2024-07-28

齐玄

（河南省电力勘测设计院，郑州 450007）

1 背景

对燃煤发电机组而言，排烟损失是锅炉热损失中最大的一项。大中型电站锅炉在正常运行时，排烟损失占到锅炉燃料输入热量的4%～8%；而排烟温度每降低15℃～25℃，就可提高锅炉效率1%左右。

随着国家对节能日益重视，尤其是国家发改委等三部委《关于印发〔煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）〕的通知》（发改能源[2014]2093号）的出台，行业越来越重视由于排烟温度高而造成的能源浪费问题。大量电厂已经开始利用烟气余热回收装置，使烟气的温度再降低20℃～50℃，并取得了一定的成效。

本文通过对某2×600MW机组加装低温省煤器进行烟气余热回收利用改造项目的研究论述，简要指出了煤种对燃煤电厂加装低温省煤器位置选择的影响。

2 位置选择

根据目前电厂加装低温省煤器的情况，设备一般布置于三个地方：静电除尘器前、除尘器后引风机前、引风机后脱硫塔前。

2.1 引风机后脱硫塔前区域的技术特点

（1）最大化的利用烟气温降

低温省煤器布置在引风机后至脱硫装置前，可充分利用引风机温升。

由于目前大多电厂采用三合一风机，一般为双级动叶可调轴流式引风机，风机转速较高（1490r/min）。烟气经过引风机有明显的温升，实际可达到10℃～15℃。即使考虑到除尘器的漏风，引风机后的烟气温度还是比除尘器入口烟气温度要高。由于脱硫塔入口最佳的烟气温度约为80℃，此温度一般低于烟气的酸露点，吸收塔需要进行防腐处理。在对吸收塔入口烟道处理的同时，可以将低温省煤器后的烟气温度降低到90℃左右，最大化的提高烟气余热利用。该方案比低温省煤器布置在除尘器前的方案可多利用烟气余热。

（2）最小的管道磨损

经过除尘器收尘，烟气余热回收装置的工作环境含尘少，对换热管道的磨损较小，运行风险大为降低。

（3）最大量地节约脱硫用水

结合感潮河段沿江引水闸过闸流量自动控制的策略分析及自身工程情况，高港节制闸基于监控系统，运用系统组态，编写自动控制程序，实现了过闸流量的自动控制。

对于湿法脱硫，由于脱硫装置入口烟温降低，蒸发水分少，可节约脱硫用水。

（4）引风机功耗增加

加装低温省煤器后，烟风系统阻力增加约400Pa，引风机的功耗将增加3%～4%。

2.2 静电除尘器前区域的技术特点

（1）提高除尘器的除尘效率

低温省煤器布置于静电除尘器前，一般可将烟温降低到烟气酸露点左右。由于温度的降低，烟气体积减少，对除尘器的效率有好的影响。另外，由于温度的下降，一些煤种的灰比电阻也会显著下降（有些可降低两个数量级），除尘器的除尘效率会大幅增加。

（2）引风机功耗略有减少

加装低温省煤器，由于烟气量减少，烟风系统阻力会降低，即使考虑低温省煤器400Pa的阻力，整个烟风系统的阻力也会略微减少。

（3）节约脱硫用水

对于湿法脱硫，可节约一定量的脱硫用水。

（4）下游设备的腐蚀问题

由于烟气温度降低到酸露点附近，鉴于机组燃用的煤种变化较大，且考虑到除尘器的漏风，可能会出现下游烟气温度大大低于烟气酸露点的情况。因此，应密切关注下游设备（如静电除尘器），特别是引风机及烟道的腐蚀问题。

（5）设备的磨损较严重

除尘器前烟气中的含尘量较高，低温省煤器设计应充分考虑管道磨损情况。已经出现有些机组的低温省煤器的管道被磨穿的情况，造成设备故障。

2.3 位置选择

低温省煤器应该依据项目的具体情况，特别是燃用的煤种情况，选择合适的安装位置。

如燃用灰分较高且灰比电阻变化不大的煤种，建议低温省煤器布置于引风机后脱硫塔前的区域内，可充分利用烟气余热，达到节能的目的

如燃用灰分较低、含硫量较低且灰比电阻比较大的煤种，建议低温省煤器可布置于静电除尘器前面，既可利用烟气余热，有一定的节能效果，也可以提高除尘器的除尘效率，达到一定的环保效果。

3 某项目改造过程

3.1 项目概况

该项目现有两台600MW级燃煤发电机组，锅炉为某公司生产的DG-1900/25.4-II1型超临界变压直流炉，工程于2008年投入商业运行。锅炉原设计的排烟温度为122℃。由于目前燃用的煤种和原设计煤种差别较大，目前排烟温度在135℃左右。

采用由浙江某环保科技股份有限公司生产的双室四电场静电除尘器，烟气流通面积2×470.4m2，保证除尘效率≥99.65%，原电场均设置有高频电源。原设计除尘器出口粉尘浓度≤50mg/Nm3，但由于实际煤种偏离设计值较大，且由于设备运行时间较长，除尘器的效率下降，出口实际的排放浓度在100mg/Nm3左右。

项目采用石灰石湿法脱硫系统，一炉一塔方案，系统设置有增压风机和烟气换热器（GGH）。燃用的实际煤种为混煤，由烟煤和贫煤进行掺混。混合后的实际煤种热值约为4636kcal/kg，干燥无灰基挥发分Vdaf =23.94%，收到基灰分Aar = 32.17%。80℃时灰比电阻为9.5×1011Ω·cm，100℃时为4.2×1012Ω·cm，120℃时为7.1×1012Ω·cm。

3.2 改造过程

该工程2013年底进行烟气余热系统利用改造，出于提高除尘器的除尘效率、降低除尘器出口粉尘浓度的目的，在静电除尘器的入口加装了低温省煤器。由于脱硫系统设置有GGH，低温省煤器设计的烟气温度从135℃降低到105℃。

从8号低加进口抽取凝结水，引入烟气余热回收装置，利用烟气的余热加热凝结水，被加热后的凝结水引回，进入6号低加入口。可以降低标煤耗1.5g/kWh。

改造项目于2014年1月完成，总工期约50天。2014年2月，电厂委托省级电力试验研究院对除尘器进行监测，并出具了试验报告。

3.3 试验结果

（1）低温省煤器投入时

机组在597MW负荷，低温省煤器投入时，电除尘器在停运一个电场（A除尘器右室四电场由于故障停运）、其余电厂全投供电区情况下运行，A、B电除尘器除尘效率分别为99.628%、99.638%，实际处理烟气量分别为145.87×104m3/h、143.76×104m3/h，漏风率分别为2.17%、2.09%，实际烟风系统阻力分别为205Pa、190Pa。

电除尘器正常投运时，A、B电除尘器折算最高烟尘排放浓度分别为97.29mg/Nm3、95.51mg/Nm3。

（2）低温省煤器未投入时

机组在594MW负荷，低温省煤器退出时，电除尘器在停运一个电场（A除尘器右室四电场由于故障停运）、其余电厂全投供电区情况下运行，A、B电除尘器除尘效率分别为99.619%、99.632%，实际处理烟气量分别为151.25×104m3/h、149.96×104m3/h，漏风率分别为2.18%、2.10%，实际烟风系统阻力分别为215Pa、200Pa。

电除尘器正常投运时，A、B电除尘折算最高烟尘排放浓度分别为102.63mg/Nm3、99.10mg/Nm3。

（3）试验结论

试验结果表明，加装低温省煤器后，除尘器效率、除尘器出口粉尘浓度等指标均有改善，A、B电除尘出口粉尘排放浓度分别降低了5.34mg/Nm3、3.59mg/Nm3，效果不明显。