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可乐2烟气余热回收利用系统在电站锅炉的应用

发布时间:2021-01-09 11:11 点击数:

某发电分公司现有2台440t/h循环流化床锅炉(CFB),2台135MW机组,采用单元控制方式。DCS采用新华控制系统,DEH系统采用FOXPORO控制系统。一次风、二次风、负压、给煤、机炉协调控制均为手动操作。采用管式空预器加热一次冷风和二次冷风,环保设施采用炉内干法、炉外湿法相结合的脱硫方式。其中锅炉设计效率89.56%,设计排烟温度135℃。

  1项目实施目的

  排烟热损失是锅炉各项热损失中最大的一项,一般为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,排烟温度每增加10℃,排烟热损失增加1.0%,每年多消耗数千吨动力用煤。该电厂实际排烟温度在130~140℃之间,烟气在进入湿法脱硫塔时,温度不得超过50℃,否则将对吸收塔上部设备造成损坏,因此需要大量的水来进行冷却。如何利用烟气余热,提高能源利用效率,减少冷却烟气的耗水量,成为一个亟待解决的问题。而采用烟气余热回收系统,既能提高锅炉燃烧的热效率的利用,又能减少污染物的排放,同时还可以大大节省湿法脱硫冷却烟气的用水量,产生巨大的经济效益。

  2项目实施

  针对电厂锅炉尾部烟道空间狭小,防磨、防腐蚀要求较高,引风机的压头裕量不大、一二次风阻力增大等实际情况,该电厂采用热媒水式烟气余热回收利用系统,受热面形式为螺旋肋片复合扩展表面蛇形管,并且采用镍铬渗层零间隙阻换热管,以实现在有限空间内最大限度降低排烟温度并保证可靠运行。采用该系统,入炉热风温度将提高,且排烟温度可以根据季节和煤质进行调节。为了防止因为烟温降低,烟道内结露引起煤灰与结露水混合板结,该项目用工业水作为热交换介质。为防止SO3在低温下与水结合,腐蚀电除尘,电除尘随烟气余热技改同步技改。

  项目工艺流程如图1所示。

  图1 项目工艺流程

  烟气余热回收系统主要包括烟气降温系统、空气加热系统和热媒水循环稳压系统三个子系统,主要设备为烟气降温换热器、一二次风加热器、循环泵和稳压罐。空气侧流程为:冷风经一、二次风机(两侧各1台)加压后进入一、二次风加热器(两侧各1台)吸收热媒水带来的热量,温度由11℃升高到135℃,然后进入空预器。烟气侧流程为:空预器出口烟气(200℃)经过烟气降温换热器后温度降低到104℃左右进入除尘器,烟气放出热量被热媒水吸收。热媒水侧流程为:热媒水在烟气换热器中吸热,温度升高到150℃,随后进一、二次风暖风器放热,温度降低到75℃,然后通过循环泵升压重新进入烟气降温换热器吸热,形成循环。在循环泵入口设置氮气稳压罐,为系统提供稳定背压,防止汽化。

  3设备控制方式

  3.1调节阀

  该电厂烟气余热回收系统设两台热水旁路温度调节阀,分别控制A、B侧烟气换热器入口冷渣水温度。调节阀控制有手动和自动模式,手动模式时,可手动输入任意阀门开度;自动模式时,A、B侧控制阀分别以A、B侧换热器入口冷渣水温度为调节对象,采用PID调节,将冷渣水控制在73℃左右。

  3.2稳压罐要求

  稳压罐设有压力检测点、液位检测点、氮气入口电磁阀和补水入口电动阀。稳压罐需要进行压力和水位控制。压力通过氮气入口电磁阀进行控制,水位通过补水入口电动阀进行控制。压力控制:可自动和手动控制氮气入口电磁阀,手动时,可任意打开和关闭;自动时,压力设定值根据需要设置,运行压力低于设定值-0.05MPa时,打开氮气入口电磁阀,压力高于设定值+0.05MPa时,关闭氮气入口电磁阀,压力设定值不能低于1.6MPa或高于2.0MPa。水位控制:可自动和手动控制补水入口电动阀,手动时,可任意打开和关闭;自动时,根据需要设置水位设定值,水位压力低于设定值-200mm时,打开补水入口电动阀,水位高于设定值+200mm时,关闭补水入口电动阀,水位设定值不能低于1300mm或高于2300mm。

  3.3循环泵

  系统配有3台循环泵,分别为循环泵A、循环泵B、循环泵C,其中A和C配变频系统,B采用工频电源,为备用泵。循环泵控制有手动和自动模式,手动模式下,可手动进行水泵启动、停止和备用;自动模式下,循环泵A频率根据烟气换热器A出口烟气温度进行调节,循环泵C频率根据烟气换热器B出口烟气温度进行调节。当泵A跳闸且B处于备用时,开启循环泵A、B出口冷渣水电动门,启动B泵,B泵的已启动信号联停C泵。当泵C跳闸且B处于备用时,开启循环泵A、B出口冷渣水电动门,启动泵B,B泵的已启动信号联停A泵。

  变频器可进行自动和手动控制。手动模式下,可手动输入任意频率。自动模式下,循环泵A变频根据烟气换热器A出口温度和换热器A入口冷渣水温度进行调节。调节方式:

  (1)判断烟气换热器A出口温度是否大于95℃,如大于95℃则变频输出首先减小1%。

  (2)取当前温度Tn。

  (3)10min过后取当前温度Tn+1。

  (4)判断Tn+1减Tn是正还是负。如果是正数,变频输出之前时刻变频方向相反(前时刻变频输出增加1%,则当前时刻减小1%;前时刻变频输出减小1%,则当前时刻增加1%);如果是负数,变频输出之前时刻变频方向相同。如前时刻变频输出减小1%则当前时刻减小1%。)。(综上如果温度上升变频输出来回增减1%。如果温度下降变频输出保持原方向一直增或一直减)。同理,只要判断换热器A入口冷渣水温度低于68℃,变频输出就增大1%,每2min判断一次,直到换热器A入口冷渣水温度高于68℃。

  循环泵C变频根据烟气换热器B出口温度和换热器B入口冷渣水温度进行调节。调节方式与循环泵A相同。

  4关键技术问题的解决

  (1)低温腐蚀问题。锅炉尾部存在低温腐蚀问题,余热回收器布置在空预器之后,经过余热回收,温度锅炉尾部更低,低温腐蚀问题更加严重。该电厂燃煤含硫量较高,如果排烟温度在85℃以下结露会非常严重。所以,将系统排烟温度设计在100℃。另外,采用镍铬渗层零间隙阻换热管,其翅片采用含镊、铬、磷等的合金,耐酸腐蚀效果良好。

  (2)烟道系统阻力增大问题。经实际比较,烟气余热系统安装后烟道压力升高20-30Pa,空预器出口压力在-2650Pa左右,增加的烟道阻力对锅炉影响很小,引风机裕量完全可以克服这一烟道阻力,增加烟气余热回收系统对烟系统阻力没有影响。

  (3)余热回收管内壁结垢问题。为防止余热回收管内壁结垢,采用热媒水式烟气余热回收利用系统,即以水为介质,烟气加热水,再用加热后的水加热冷空气,通过中间介质传热来利用烟气余热,即使余热系统有泄漏等问题也不会影响到机组的安全、稳定运行。另外,管道内壁结垢一般发生在蒸发区,该系统温度较低,且水为大规模蒸发,结垢问题并不严重。后期可根据结垢的严重程度,对换热管内壁进行酸洗。

  5项目实施效果

  5.1设备运行方面

  经过半年的运行,该系统运行平稳,没有发生余热回收管泄漏等缺陷,系统自动投运良好,各泵组运行正常。同步技改的电除尘装置没有降低除尘效率。

  5.2经济性方面。

  项目实施后,邀请四川电力科学院对项目实施效果进行了锅炉效率实验,工况一为项目实施前数据,工况二为项目实施后数据。结果如表1所示。

  表1 锅炉效率实验结果

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