300MW等級機組降煙溫余熱利用系統運行優化研究

文_王騫 于鵬杰 史月濤

1 華電國際鄒縣發電廠 2 山東大學能源與動力工程學院

燃煤發電是我國電力生產的主要形式。但燃煤電站鍋爐普遍存在排煙溫度高，排煙損失大，換熱布置不合理，低溫段煙氣余熱利用與汽輪機回熱系統參數匹配不協調等問題，若充分利用這部分余熱，可以進一步提高電廠熱效率。其中，煙氣余熱利用是提高火電廠熱效率有效方式之一。目前，燃煤電站煙氣余熱利用最直接的方式是增加尾部換熱設備。常規余熱利用方式空預器出口布置低溫省煤器加熱凝結水，但其節能效果有限；在空氣預熱器旁路煙道中設置低溫省煤器能夠高效利用煙氣余熱，但旁路煙道系統會影響煙氣的分流從而影響空氣預熱器換熱，導致一系列運行問題；新型余熱利用將換熱器分級布置，以實現能量的梯級利用。

深度降煙溫余熱利用系統能夠有效利用鍋爐出口高溫煙氣的熱量，以高、低能級形式加熱汽輪機凝結水和鍋爐送風，有效梯級利用能源，降低熱電廠的熱耗，提高能源利用率。本文為了測定深度降煙溫系統投運后的綜合節能效果，節能減排、提高機組效率，將煙道尾部換熱器分級布置，對某電廠3號機組進行深度降煙溫系統性能試驗。并通過商業仿真軟件EBSILON建立模型，將模型進行變工況流程模擬，得到的模擬結果與試驗結果進一步比較分析，以得到不同工況深度降煙溫系統的最佳取水溫度和最佳取水量，為現場運行提供指導。

1 機組概況

某電廠3號機組為335MW燃煤機組，鍋爐為上海鍋爐廠生產的SG-1025/17.44-M844亞臨界壓力中間一次再熱控制循環汽包爐，單爐膛π型露天布置，高強度螺栓全鋼架懸吊結構，爐前布置三臺沈陽水泵廠引進德國KSB技術制造的低壓頭鍋爐循環泵，爐后尾部布置二臺三分倉容克式空氣預熱器，直徑為10.3m，轉子回轉式一、二次風分隔布置，一次風分隔角度為50°。

汽輪機組為C320-16.7/0.8/538/538型亞臨界、一次中間再熱、雙缸雙排汽、單軸、抽汽凝汽式汽輪機，背壓為5.39kPa，機組設有八段抽汽分別供給三臺高壓加熱器、一臺除氧器和四臺低壓加熱器。機組配套的凝汽器為N-17000-2型，單殼體、對分雙流程表面式凝汽器, 最大循環水流量為34176 t/h。

2 深度降煙溫余熱利用裝置

深度降煙溫余熱利用裝置是利用鍋爐尾部煙氣余熱加熱凝結水和鍋爐送風。深度降煙溫余熱利用系統在設計THA工況下大大降低脫硫塔進口煙溫，能級提升裝置高能級段布置在電除塵器前水平煙道內，低能級段布置在脫硫塔入口煙道內，冷端保護裝置布置在一、二次風機出口風道內。高、低能級熱力系統示意圖如圖1所示。

圖1 高、低能級熱力系統

高能級段與主凝結水系統成并聯布置，入口管道設計有增壓泵，其進口水取自8號低加入口和7號低加出口，經高能級段吸收煙氣余熱后，返回至5號低加入口。

低能級段與主凝結水系統成并聯布置，入口管道設計有增壓泵，其進口水取自8號低加入口和7號低加出口，經低能級段吸收煙氣余熱后，進入冷端保護裝置，加熱鍋爐送風，回水至8號低加入口。冷端保護裝置出口回水支管設計有調節閥用于自動調節各風道風溫偏差。低能級段進口水溫通過8號低加入口調節閥自動調節。

3 試驗及建模

某電廠3號335MW機組煙氣余熱利用優化試驗完成了3號機組深度降煙溫系統在不同負荷工況下的對比試驗。試驗標準與依據如下：

①GB/T 8117.1-2008 汽輪機熱力性能驗收試驗規程第1部分：方法A 大型凝汽式汽輪機高準確度試驗。②水和水蒸汽性質計算采用國際公式化委員會1967年工業用IFC水和水蒸汽狀態方程。③設計、制造技術文件、資料，以及相關的合同文件。

試驗結果如表1所示。因現場條件限制，低能級無法退出，并保持低能級出口煙溫在（85.5±4）℃波動范圍內。

表1 3號335MW機組煙氣余熱利用試驗工況匯總表

根據電廠設計資料，基于電站模擬軟件EBSILON分別搭建鍋爐和汽輪機模型，分別模擬這兩個模塊在設計工況下的運行狀態，運行無誤后調整個別參數，最終將模擬結果與設計資料進行比對驗證。驗證完成后，將鍋爐與汽輪機模型耦合，運行成功后在鍋爐尾部煙道加入深度降煙溫系統，繼續調整參數，直至運行結果在誤差允許范圍內。并根據設計資料，將模型進行變工況模擬。搭建的系統圖如圖2所示。

圖2 深度降煙溫余熱利用系統圖

4 模型模擬運行工況下各參數影響規律

分別在模型中模擬240MW、280MW和320MW三個負荷下高能級水溫和水量對系統的影響規律，前提分別為保證另一個量不變。

將試驗工況及模擬運行工況的熱耗率作為對比指標，其指標的計算公式如下：

式中q-機組熱耗率，kJ/(kW·h)；Q主汽-主蒸汽熱量，kW；Pe-汽輪機發電功率，kW。

下面為高能級取水水溫、取水水量的變化規律。

4.1 高能級取水水溫變化規律

模型模擬高能級取水水溫影響熱耗率規律如圖3（含試驗數據）所示。水溫從55℃變到80℃，每隔5℃做一次模擬。

圖3 高能級取水溫度影響規律

高能級取水水溫對熱耗、煤耗的影響如圖所示，模型模擬運行工況值與試驗值較好吻合，240MW時，在試驗取水水量為300t/h、430t/h，以及280MW和320MW在試驗取水水量下，高能級試驗取水水溫對熱耗的影響模擬值與試驗值相對誤差均在2%內，驗證了模型的準確性。

由模擬運行工況可得，這4組取水水溫影響規律為：隨著取水水溫的不斷升高，熱耗率不斷減小。

試驗工況與模型模擬工況的高能級取水水溫影響規律一致，高能級取水水量不變的情況下，隨取水溫度升高，不斷降低，并且排擠五段、六段、七段、八段抽汽，減小的抽汽量會在汽輪機中繼續做功，使得發電量Pe升高，所以機組熱耗率隨取水溫度升高降低，最優點在圖中各工況最低點。

4.2 高能級取水水量變化規律

240MW、280MW、320MW模型模擬高能級取水水量影響熱耗率規律如圖4（含試驗數據）所示。240MW模型水量從100 t/h變到500 t/h，280MW模型水量從200t/h變到600t/h，320MW模型水量從160t/h變到620t/h，每隔20t/h做一次模擬。

圖4 高能級取水水量影響規律

高能級取水水量對熱耗的影響如圖所示，模型模擬運行工況值與試驗值較好吻合，240MW取水溫度為55℃、65℃、75℃時，280MW取水溫度為52℃時，以及320MW取水溫度為57℃、66.5℃、75℃時，高能級試驗取水水量對熱耗的影響模擬值與試驗值相對誤差均在2%內，驗證了模型的準確性。

由模擬運行工況可得，這4組取水水量影響規律為，隨著取水水量的增加，熱耗率呈現先降低后升高的趨勢，同一取水溫度下，取水水量存在一個最佳值使得熱耗率最低；并且當電廠負荷為240MW時，隨著取水溫度的升高，每個溫度下的最佳取水水量也呈現增加趨勢，最佳取水水量對應的熱耗率不斷降低。

試驗工況與模型模擬工況的高能級取水水溫影響規律一致，高能級取水溫度不變的情況下，隨著取水流量的升高，經過與煙氣換熱后的溫度不斷降低，排擠汽輪機低壓缸中六段、七段及八段抽汽，增加五段抽汽，導致原因是隨高能級取水量的增加，先降低后升高，發電量Pe先升高后降低，因而存在一個取水水量的最佳值使得熱耗率最低。當取水水量超過最佳水量后，五段抽汽不斷增加，蒸汽在汽輪機中的做功量不斷減少，使得熱耗率不斷升高。最優點在圖中最低點。

5 結語

3號335MW機組尾部煙道增設高、低能級后，通過比較分析試驗結果和模擬運行工況結果，得出高能級取水水溫、取水水量的變化規律。當取水水量一定時，隨著取水水溫的不斷升高，熱耗率不斷減小；當取水水溫一定時，隨著取水水量的增加，熱耗率呈現先降低后升高的趨勢，同一取水溫度下，取水水量存在一個最佳值使得熱耗最低。試驗工況下的最優點如下：240MW取水水量300t/h、430t/h，280MW取水水量615t/h，320MW取水水量610t/h的最佳取水溫度均為80℃。240MW，取水溫度為55℃、65℃、75℃時，最佳取水流量分別為200t/h、260 t/h、300 t/h；280MW，取水溫度52℃時，最佳水量為260t/h；320MW，取水溫度為57℃、66.5℃、75℃時，最佳水量分別為220 t/h、240 t/h、280 t/h。