東方電廠2號機組低溫省煤器改造綜述

蔣清福　劉斌

摘? 要：在降本增效大環境下，電廠需要大量摻燒非設計煤種，東方電廠常年摻燒印尼煤，因該煤全水分較大，導致鍋爐排煙溫度偏離設計值較大，為了充分實現機組深度節能減排，綜合考慮在電袋除塵前串聯布置4組低溫省煤器，這一方面將高溫排煙損失有效收回，同時因為煙溫降低，有效提高了電袋除塵的除塵效果，本文旨在對該技術路線進行詳細介紹，并結合工程實際進行校核計算，同時評估其節能減排效果。

關鍵詞：低溫省煤器排煙溫度配煤摻燒節能減排

1實施背景

東方電廠2號機組配套哈爾濱鍋爐廠制造的型號為HG-1100/25.40/571/569的超臨界參數變壓運行螺旋管圈直流爐，單爐膛、一次再熱、采用前后墻對沖燃燒方式、平衡通風、露天布置、固態排渣、全鋼構架、全懸吊結構Π型鍋爐。東方電廠地處遠離煤炭能源基地的海南島，在燃料供給上倘若長期采取計劃內購，則會直接增加燃料成本，特別在前幾年煤炭供給吃緊，價格攀升的現狀下，電廠燃煤供給很難得到可靠保證，考慮到企業降本增效和提高燃料供給的抗風險能力，東方電廠燃料采購的多樣性顯得尤其重要，其不得不采取計劃外購與計劃內購相結合的燃料采購模式。海南島面向南海，在國內煤和進口煤的采購上，該廠選擇國內平朔煤和煤價相對便宜的印尼煤、菲律賓煤。表1平朔煤、印尼煤及菲律賓煤的工業分析。

進口煤水分大，導致煙氣攜帶大量汽化潛熱高的水汽，雖然對空預器的換熱片進行了最大限度的技改，但是空預器的換熱能力有限，排煙溫度較摻燒前仍舊偏高，同時煙氣量大也直接促使引風機電耗攀升。因此，有效解決這一難題成為該廠迫切需要解決的問題。

2技術路線介紹

通過論證采取在空預器至電袋除塵入口煙道安裝低溫省煤器，擬將煙氣溫度從約146℃降低到90℃后進入除塵器，低溫省煤器與原有煙氣余熱器（換熱器布置在引風機和脫硫塔之間）利用裝置串聯聯接。低溫省煤器系統示意圖見圖2。

低溫省煤器的凝結水引自8號低加的入口和7號低加的出口混合至72℃作為取水點，最終回水至5號低加入口。凝結水系統設計壓力按4.0MPa。低溫省煤器的每段煙道的低溫省煤器的管路上設置一臺調節閥，凝結水流量可以由調節閥組進行靈活調節。原煙氣余熱利用裝置、新增低溫省煤器分別設置一路旁路系統，增加流量調節閥，可實現自動調節。系統滿足低溫省煤器在各工況的運行要求，包括每個低溫省煤器出口煙溫、凝結水進出口的水溫和水量的控制要求。

3工藝描述

低溫省煤器熱力系統運行控制主要分為水溫控制、煙溫控制兩個方面：

3.1 水溫控制

低溫省煤器系統入口水溫控制由8低加入口引水調節閥開度實現。通過調節8低加入口引水調節閥的開度，改變從8低加入口引水流量，從而使冷卻器系統入口混水溫度達到設定值72℃，保證系統的經濟性。8低加入口調閥設置自動及手動調節轉換按鈕，當處于自動位置時，8低加入口調閥通過PID控制調節開度，當混水溫度大于72℃時增大調節閥開度，加大8低加入口引水流量，從而降低混水溫度并使之趨向于72℃，反之則減小調節閥開度，減小8低加入口引水流量，從而升高混水溫度并使之趨向于72℃。

3.2煙溫控制

低溫省煤器分流旁路調節閥（與汽機低加主管道并聯的調節閥）用來調節冷卻器系統入水口的流量。此閥門的控制依據低溫省煤器出口煙溫信號，保證低溫省煤器出口煙溫在90℃左右。

該調節閥設置手動/自動切換按鈕，當調節閥處于手動位置時，閥門開度通過手動調節滑塊或者按鈕等來調節;當處于自動位置時，閥門開度與煙氣出口溫度信號進行PID控制器調節，使煙氣出口溫度始終不低于90℃。具體調節過程為：當出口煙氣溫度高于90℃時，減小分流旁路調節閥開度，增大低溫省煤器入口水量，從而使冷卻器系統熱交換增加，從而達到降低煙溫的目的，反之則增大分流旁路調節閥開度，減小低溫省煤器入口水量，從而使冷卻器系統熱交換減少，從而達到升高煙溫的目的。

當旁路分流調節閥開度為100%，并且冷卻器系統煙溫持續低于90℃時，系統會自動提升低溫省煤器入口混水溫度值，以增加系統的安全性。

4低溫省煤器系統自動控制邏輯

4.1熱水循環泵：

系統循環泵設置手動/自動調節按鈕，當處于手動位置時，循環泵的頻率通過DCS畫面手動來調節;當處于自動位置時，循環泵的頻率與低溫省煤器入口溫度信號進行PID控制器調節，通過調節進入低溫省煤器系統的再循環水量，使低溫省煤器混水溫度達到72℃（溫度采用三取均，其中有一個壞點時，溫度采取二取均，兩個及以上壞點，系統不能投自動）。熱水循環泵控制邏輯圖見圖3。

4.2 #8低加入口電動調節閥

系統#8低加電動調節門設置手動/自動調節按鈕，當處于手動位置時，電動調節門通過DCS畫面手動來調節;當處于自動位置時，#8低加入口電動調節門的開度與低溫省煤器入口溫度信號進行PID控制器調節，通過調節#8低加入口水量，使低溫省煤器混水溫度達到72℃（溫度采用三取均，其中有一個壞點時，溫度采取二取均，兩個及以上壞點，系統不能投自動）。低省入口上水溫度制邏輯見圖4。

系統#6與#7低加電動調節門設置手動/自動調節按鈕，當處于手動位置時，電動調節門通過DCS畫面手動來調節;當處于自動位置時，#6與#7低加電動調節門的開度與低溫省煤器出口煙氣溫度信號進行PID控制器調節，通過調節進入低溫省煤器系統的水量，使低溫省煤器出口煙溫達到90℃（溫度采用每個煙道出口煙溫三取均，有一個壞點采用二取均。然后六個煙道溫度最小值作為調節參考值。任意一個煙道出現出口煙溫兩個壞點或兩個以上壞點，系統不能投入自動）。低省出口煙氣溫度制邏輯圖見圖5。

5節能減排分析

5.1脫硫塔減少水耗計算

機組排煙溫度降低，會減少脫硫塔噴霧降溫水耗，脫硫塔節水效益統計見表3。

5.2節煤效益計算

5.2.1額定工況節煤量計算

汽機側凝結水取水方案：額定工況運行時，低溫省煤器系統水側同時從8號低加出口和7號低加出口取部分凝結水，經低溫省煤器加熱后回6號低加出口。

額定工況從8號低加入口取水191t/h，溫度39.1℃，從7號低加出口取水465t/h，溫度85.5℃，混合至72℃，總共656t/h，經低溫省煤器加熱至106℃后匯入6號低加出口。

根據凝結水取水方案可知，因低溫省煤器回水溫度高于6號低加入口水溫會排擠6號低加部分抽汽。從8號低加出口取部分凝結水，會排擠7號低加部分抽汽，該系統為逐級自流。

因此，煙氣余熱利用方案的節約發電煤耗計算如下：

5.2.2引風機增加能耗

低溫省煤器布置在除塵器前，THA負荷引風機處煙氣溫度由原來的146℃降到90℃，煙氣體積流量減少13.37%。因此，煙氣體積流量減少而騰出引風機出力4500*0.1337=601Pa（其中，4500Pa為引風機THA工況出力）。設計THA工況運行時，低溫省煤器阻力為400Pa，因此加裝低溫省煤器后增加引風機負擔為400-600=-200Pa，即加裝低溫省煤器后，可以騰出引風機出力200Pa。

低溫省煤器布置在電袋除塵前，由于煙氣溫度降低而引起體積流量減小，經計算引風機出力不會增加，因此改造后引風機能耗不會增加。

機組在THA下，加裝煙氣冷卻器余熱回收系統后，一臺機組的節煤效益如下表3。

6結論

本工程實施后，通過運行檢驗該系統能夠實現保持低省出口煙溫110℃運行（考慮存在除塵布袋損傷風險，未按照設計溫度運行）;通過試驗驗證發現投用低省后發電煤耗降低1.02g/kwh （標煤），基本接近預期效果，綜合評估該工程節能減排成效顯著。

第一作者簡介：蔣清福（1981-），男，貴州大方，本科，助理工程師，從事火電廠集控運行管理、分析和方式優化工作。海南省東方市工業大道華能東方電廠，572600，570574854@qq.com，15008080883。

第二作者簡介：劉斌（1986-），男，江蘇泰州，本科，工程師，從事火電廠集控運行管理、分析和方式優化工作。海南省東方市工業大道華能東方電廠，572600，1004808331@qq.com，15091933969。