刍议电站锅炉尾部受热面综合优化设计

摘要: 本文以常规电站锅炉尾部受热面布置方案为基础，简要介绍了常规余热利用系统布置的特点，提出一种新型电站锅炉尾部受热面优化布置方案，并结合典型1 000MW机组具体分析了这种新型受热面布置方案的热力性能和节能潜力。

关键词：电站锅炉；优化设计；尾部受热面

中图分类号：S611文献标识码： A

前言

下文在详细分析传统电站锅炉尾部受热面和常规低温省煤器布置方案的基础上，提出一种新型电站锅炉尾部受热面优化布置方案: 把空气预热器分级布置，在分隔烟道内布置省煤器和高温空气预热器，在主烟道内，布置两级空气预热器，在两级空气预热器之间加装低温省煤器。

一、燃煤电站尾部受热面常规布置及热力学分析

在燃煤电站锅炉炉膛内，煤粉气流与热空气一同进入炉膛内进行燃烧，产生的烟气在炉膛内经辐射、对流换热后，经锅炉水平烟道，进入锅炉尾部受热面。在锅炉尾部受热面中，烟气放热、温度降低，受热面内的工质温度升高，完成尾部烟气的换热过程。通常，在尾部烟道内布置有低温过热器，低温再热器、省煤器和空气预热器。具体流程如图1所示，烟气首先经过位于分隔烟道的两侧的低温过热器和低温再热器，分别加热水冷壁出口的微过热蒸汽和再热冷端蒸汽；然后进入布置在尾部主烟道内的省煤器，加热锅炉给水至水冷壁入口温度；省煤器排烟进入空气预热器，把环境温度空气加热到炉膛燃烧所需热风温度。最终，换热后的烟气经脱硫系统排向环境大气。

图1 常规电站尾部受热面布置

二、燃煤电站尾部受热面常规布置存在不足

本文选取某典型1000MW超超临界燃煤机组作为研究对象，该机组采用 N1000-26.25/600/600型超临界中间再热凝汽式汽轮机和SG-3093/27.46-M533超超临界压力直流锅炉；锅炉炉燃用设计煤种实际燃煤量为409.9t/h，锅炉热效率94.08% (按低位发热量计算)，排烟温度130℃。汽轮机的热力特性数据和锅炉尾部受热面烟气热力参数分别见表 1 和表 2 所示。

表1 汽轮机回热系统主要参数

表2 尾部受热面主要烟气热力参数

由表2 可知，锅炉尾部受热面热源和冷源换热温差均较大。在低温过热器和低温再热器中平均换热温差可达70～120℃，而省煤器中烟气和给水的换热换热对数温差也高达116℃。而由于在低温过热器和低温再热器中，过热蒸汽和再热蒸汽的传热系数较低，而为了保证过热蒸汽和再热蒸汽的运行参数稳定，并受一定工程约束条件的限制，需要较大的温差来实现烟气和过热蒸汽、再热蒸汽的换热。而在省煤器和空气预热器中，一方面，烟气和回热给水进行换热，水侧换热系数较高，在保证换热安全性的同时，可尝试降低换热温差，减少省煤器的换热火用损失；另一方面，由于空气预热器进口烟气温度为省煤器排烟温度，案例电站中为378℃，与空气预热器出口空气温度355℃温差仅为23℃，基本达到工程设计极限。因此，在常规电站尾部受热面中，空气预热器出口热风温度受到入口烟气温度的限制，尤其在运行条件恶劣或低负荷运行条件下，入口烟气温度降低而导致热风温度下降，直接影响入炉煤粉气流的稳定燃烧，对燃煤电站的安全和经济运行均产生不利影响。而在空气预热器的空气入口处，处于环境温度下的空气(通常25℃甚至更低)和烟气(通常120～130℃甚至更高) 温差可达100℃以上，由此带来空气预热器传热火用损失较大，因此烟气―空气换热系统也有待完善。

三、新型电站锅炉尾部受热面优化布置

1.锅炉尾部排烟余热利用

在常规锅炉尾部受热面系统中，空气预热器出口烟气直接排向环境大气，造成锅炉排烟温度损失，而火电机组一般排烟温度在120～140℃，甚至更高，烟气余热的回收利用对电站机组的节能意义重大。在火电厂烟气余热回收利用中，运用最广泛的就是在空气预热器后的烟气通道中加装低温省煤器，利用烟气余热加热凝结水，节省部分抽汽到后续汽轮机内做功，从而在主蒸汽流量不变的情况下，增大电站系统总出功，提高系统效率。而在具体的工程实践中，低温省煤器的烟气入口温度往往是固定的，而出口温度又受材料承受烟气腐蚀能力的限制。德国科隆 Niederaussem1000MW 级褐煤发电机组采用旁路烟道内加装低温省煤器的方法，把排烟温把排烟温度从160℃降至100℃。在国内，上海外高桥电站通过在脱硫塔前加装烟气冷却器成功将烟气温度降至85℃。在本案例中，锅炉排烟温度为130℃，考虑到锅炉煤种、尾部烟道材料及酸露点腐蚀等因素，并结合上海外高桥电站的工程实践，本文低温省煤器允许的最低出口烟温均设定85℃。图2给出了烟气余热利用电站尾部受热面布置系统图。通过分析可知，在常规的烟气余热利用系统中，低温省煤器布置在空气预热器出口之后。可降低烟气温度 25～35℃，烟气余热用来加热加热回热系统凝结水，减少回热抽汽，给电厂带来一定的节能收益。然而，在本案例电站中，空气预热器出口的烟气温度仅有130℃，并结合表1数据分析，为保证一定的节点温差( 工程上一般需要10℃以上的最小温差) ，该系统中烟气余热最高能用于加热 8号回热加热器出口凝结水，替代第7级回热抽汽，7号回热抽汽蒸汽参数低，做功能力差，进而导致常规余热利用布置方案节能效果不佳。

2.新型电站锅炉尾部受热面优化布置

综合以上分析，本文提出基于余热利用的新型电站锅炉尾部受热面优化布置，如图3所示。

可见，在新型电站锅炉尾部受热面优化布置方案中，空气预热器采用分级布置，分别为高温空气预热器、主空气预热器和低温空气预热器。烟气经低温过热器和低温再热器换热后，同时进入在尾部分隔烟道内并联布置的省煤器与高温空气预热器，分隔烟道出口烟气进入尾部主烟道，烟气依次经过主空气预热器、低温省煤器和低温空气预热器，经脱硫后的烟气排向环境大气。环境温度空气依次经过三级空气预热器加热后，进入炉膛参与煤粉燃烧。表3给出了新型电站锅炉尾部受热面优化布置主要受热面温度参数。(由于低温过热器和低温再热器参数相同，此处不作为研究对象) 。

表3新型电站锅炉尾部受热面优化布置主要受热面温度参数

从表3可以看出，一方面，在新型电站锅炉尾部受热面优化布置中，高温空气预热器布置在分隔烟道内，其入口烟气温度达490℃，出口空气温度不受入口烟气换热限制，因此在新型优化布置中热风温度比常规布置提高近20℃，既强化了煤粉气流燃烧，又节约了部分加热热风所需的燃料。而低温省煤器布置在两级空气预热器之间，工作温度范围为160～130℃，根据表1中电站回热系统的主要参数，低温省煤器最高可布置在5、6号回热加热器之间，节省5号回热系统抽汽。而通过尾部受热面优化布置，省煤器和空气预热器的换热温差都有所下降，在工程约束的条件下，降低了换热火用损失，优化了省煤器和空气预热器的换热过程。

结语

(1)常规电站尾部受热面布置中由于省煤器出口烟气温度低，限制了空气预热器热风出口温度，造成机组在运行恶劣条件下热风温度降低低，既影响了煤粉气流稳定燃烧，又不利于机组的经济运行。在常规电站尾部受热面布置中，空气预热器出口排烟若直接排入环境会造成排烟损失，因此烟气余热的回收与利用对电站锅炉的经济运行有重要意义。

(2)利用锅炉尾部烟气放热量加热凝结水，替代汽轮机抽汽，是烟气余热利用的主要方式。常规余热利用电站尾部受热面布置中，低温省煤器入口烟气来源于空气预热器出口，温度较低，只能加热较低温度凝结水，节省较低压力抽汽，节能效果受到制约，在规定低温省煤器换热温差10℃以上时，一般采用常规余热利用方案的供电煤耗下降在2g/(kW・h) 以内。

(3) 本文提出的新型锅炉尾部受热面布置方案，在锅炉尾部分隔烟道内，布置有省煤器和高温空气预热器，在尾部主烟道内，布置有主空气预热器和低温空气预热器，并在两级空气预热器间布置低温省煤器。在新型受热面布置方案中，一方面由于高温空气预热器入口烟气温度较高，热风温度较常规受热面布置方案中升高近20℃，既加强了煤粉气流的燃烧稳定性，又减少了用来加热空气所需的燃料。另一方面，低温省煤器工作温度较高，可使较高温度烟气加热凝结水，节省较高级汽轮机抽汽，汽轮机组效率提高明显。其综合节煤量可达4.6 g/( kW・h)，节能潜力巨大。

参考文献:

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