加装低温省煤器降低排烟温度技术改造

摘 要：湖北西塞山发电有限公司在引风机与脱硫塔之间加装低温省煤器，将凝结水引入进行加热，实现了降低排烟温度、回收烟气余热的目的，文章对这一技术改造进行了分析。

关键词：节能降耗;排烟温度;余热回收

中图分类号：TK223.33 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2014）36-0007-02

1 问题的提出

近几年来，节能降耗、低碳环保是各个生产领域研究的重要课题。湖北西塞山发电有限公司I期两台330 WM锅炉为武锅生产的亚临界WGZ 1004/18.34-1型自然循环炉，在实施了微油点火、低氮燃烧、脱硫脱硝等一系列环保改造之后，降低排烟温度、实现热量回收这一技术改造被提上了议事日程。

排烟损失是锅炉运行中最重要的一项热损失，一般约为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 ℃，排烟热损失增加0.6%～1%，相应多耗煤1.2%～2.4%。若以燃用热值2 000 kJ/kg煤的410 t/h高压锅炉为例，则每年多消耗近万吨动力力煤，我国火力发电厂的很多锅炉排烟温度都超过设计值，约比设计值高20～50 ℃。所以，降低排烟温度对于节约燃料和降低污染具有重要的实际意义，实践中以降低排烟温度为目的锅炉技术改造较多。为了降低排烟温度，减少排烟损失，提高电厂的运行经济性，可考虑在烟道上加装低温省煤器。低温省煤器的具体方案为：凝结水在低温省煤器内吸收排烟热量，降低排烟温度，自身被加热、升高温度后再返回汽轮机低压加热器系统，代替部分低压加热器的作用。在发电量不变的情况下，可节约机组的能耗。同时，由于进入脱硫塔的烟温下降，还可以节约脱硫工艺水的消耗量。西塞山公司相关人员在进行了调查研究和可行性分析之后，尝试利用机组“引增合一（即加大引风机功率，取消脱硫增压风机）”改造的机会，在引风机后原增压风机的位置安装低温省煤器，利用烟气余热加热给水，成功实现了降低排烟温度、回收烟气余热的目的。

2 改造方案的实施

湖北西塞山电厂#2机组低温省煤器改造工程在两侧引风机连通后的烟道上布置低温省器。低温省煤器的水来自凝结水，依靠凝结水自循环运行，来自#7低加入口处与#6低加出口处引出的凝结水经过混合后进入低温省煤器，经省煤器换热后通过回水管路流入#5低加入口，回至凝结水主系统。系统流程如图1所示，虚框中的部分为改造新加设备。

运行时，低温省煤器系统将取部分凝结水，与凝结水系统并联。系统从#6低加出口取水。高负荷时，系统通过#7低加入口引水调节阀开度来调节低温省煤器入口混水温度，通过调节分流旁路电动调节阀开度，来控制进水流量，进而调节控制排烟温度。凝结水经过低温省煤器系统加热后，回至#5低加入口。整套系统包含两个自动控制逻辑、进出口差压检测和吹灰系统及相关报警设置。

2.1 低温省煤器混水水温自动控制逻辑

#7低加至省煤器系统引水电动调节阀设置手动/自动调节按钮，当处于手动位置时，电动调节阀开度通过DCS画面手动来调节;当处于自动位置时，电动调节阀的开度与低温省煤器混水温度信号进行PID控制器调节，使低温省煤器混水温度（图1中T4）始终处于65 ℃。该调节阀可采用控制逻辑如图2所示。

投入条件：①低温省煤器混水水温T4测量正常（2个混水温度测点无坏点且偏差≤10 ℃）。②#7低加至省煤器系统引水电动调节阀无故障。

退出条件：①（退出自动调节，切换为手动调节）。②低温省煤器混水水温测量异常（坏点或温度偏差>10 ℃）。③#7低加至省煤器系统引水电动调节阀故障。④#7低加至省煤器系统引水电动调节阀指令反馈偏差过大（5%）。

2.2 低温省煤器分流旁路电动调节阀自动控制逻辑

分流旁路调节阀设置手动/自动切换按钮，当处于手动位置时，调节阀的开度通过DCS画面手动来调节;当处于自动位置时，调节阀的开度与低温省煤器出口烟温信号进行PID控制器调节，使低温省煤器出口烟温（图1中T5）始终处于90 ℃。该调节阀可采用控制逻辑如图3所示。

退出条件：（退出自动调节，切换为手动调节）

①低温省煤器出口烟温T5测量异常（坏点或温度偏差

>10 ℃）。②低温省煤器分流旁路电动调节阀故障。③低温省煤器分流旁路电动调节阀指令与反馈偏差大（5%）。

2.3 低温省煤器进出口差压的监视及吹灰系统

低温省煤器处于烟道尾部，烟温较低，烟气中携带的灰、水蒸气容易在受热面沉积，造成低温省煤器堵灰，因此应当加强对低温省煤器进出口差压ΔP的监视，并在省煤器上安装了六台吹灰器进行吹灰。

吹灰器控制：

使用压缩空气作为吹灰介质，吹灰变频器带动吹灰电机运行。启动吹灰器时，电磁阀通电动作使压缩空气进入吹灰器，同时电机运行， “切割”压缩空气形成声波吹灰。变频器可调节电气转速，调节吹灰频率。

吹灰系统可以手动单吹，也可以程控吹灰：

①当某一换热面压差ΔP大于700 Pa时，DCS设置异常报警，提醒需要进行吹灰，运行人员可以手动单独对该组烟道吹灰器进行吹灰，不设连锁。②声波吹灰器DCS控制方式选择“投入顺控”时，吹灰系统进入程控状态，按照1～6的顺序自动进行吹灰。每台吹灰器单次工作时间为120 s，每吹扫一次至少间隔240 s，即一台吹灰器吹扫完毕4 min后，自动启动下一台吹灰器进行吹扫。

2.4 报警设置

系统设置软光字报警（描述为低温省煤器系统异常），报警逻辑设置为（相或）：

①烟气冷却器差压高报警（未进行吹灰时差压>700 Pa报警，吹灰时冷却器进出口烟气差压高报警屏蔽）。②低温省煤器入口混水温度10 ℃时报警）。④低温省煤器出口烟气温度测点故障或者偏差大（2个测点任一个故障或者两者偏差>10 ℃时报警）。⑤任一烟气冷却器烟气出口温度5%。⑦低温省煤器分流旁路电动调节阀指令与反馈偏差>5%。⑧吹灰器故障（吹灰器热继电器跳断或电磁阀继电器没有动作，电磁阀没有通电，运行信号没有发出均可判断为吹灰器故障）。

3 改造后的效果

此次低温省煤器改造安装完成后，西塞山公司热工人员对本次改造新加的两个自动控制逻辑进行了整定。因从低加取水，通过管道将凝结水从机侧输送到引风机后烟道，整个管路较长，系统惯性大，响应较慢，因此采用PI调节。经过对Kp、Ti的反复试验、调整、实时曲线的分析，最终达到了预期效果。

低温省煤器改造并调试完成后投运效果比较理想。通过改造前后相关参数的对比分析如下：

实施低温省煤器改造前曲线如图4所示，#1机组2013年10月10日13：41～14：40的一段历史曲线，从图中选取的时刻可以看到，负荷在330 WM左右，排烟温度（改造前即为引风机出口烟温）为120 ℃，#7低加入口水温为43 ℃，#5低加入口水温为85 ℃，温升约42 ℃。

实施低温省煤器改造后曲线如图5所示，#1机组2014年10月9日07：08～08：07的一段历史曲线，从图中选取的时刻可以看到，负荷在330 WM左右，低温省煤器入口烟温（即为引风机出口烟温）为133 ℃，低温省煤器出口烟温（即改造后的排烟温度）为97 ℃，#7低加入口水温为39 ℃，#5低加入口水温为93 ℃，温升约54 ℃。

可以看出改造后排烟温度降低了约30 ℃，#7～#5低加的加热温度提升了约15 ℃。改造达到了降低排烟温度、实现余热回收的目的。

比较传统的高温省煤器和低温省煤器，与高压省煤器改造相比，低温省煤器在电厂节能减排方面有其独到的优点：

①大幅度降低排烟温度，获得显著的节能经济效益。可降低排烟温度30 ℃～35 ℃，甚至更多。而改造高压省煤器则根本无法做到这一点。②大大降低脱硫系统的水耗。加装低温省煤器后，由于大幅降低了排烟温度，可大大减少脱硫系统的喷水降温喷水量，实现脱硫系统的深度节能。③具有良好的煤种和季节适应性，低温省煤器出口烟温可以根据不同季节和煤质（主要是含硫量）进行调节，以实现节能和防腐蚀的综合要求。而且具有良好的负荷适应性。④把锅炉的余热利用与汽轮机的低加系统巧妙地结合起来。由于低温省煤器布置于引风机的后面，它的传热行为对于锅炉的一切受热面的传热均不发生关系，既不会降低入炉热风温度，也不会使空气预热器的传热量减少，对锅炉燃烧和传热不会产生任何不利影响。⑤充分利用锅炉本体以外的场地空间，布置所需要的受热面，并留有足够的检修空间，检修方便。⑥系统属静态设备，无动力装置，所以本身能耗极低。

参考文献：

[1] 杨世铭，陶文铨.传热学（第四版）[M].北京：高等教育出版社，2010.