再热蒸汽加热热一次风优化研究_丛日成.pdf

第 39 卷第 4 期电站系统工程Vol.39 No.42023 年 7 月PowerSystemEngineering39文章编号：1005-006X(2023)04-0039-03再热蒸汽加热热一次风优化研究*丛日成1,2关风一1,2冷杰1,2程远1付钰惠1张旭3潘宏刚3（1.辽宁东科电力有限公司，2.国网辽宁省电力有限公司电力科学研究院，3.沈阳工程学院）摘要：针对锅炉燃用高水分、高灰分煤种时热一次风温度偏低、高温再热蒸汽超温的问题，提出了 3 种利用再热蒸汽加热热一次风方案。根据抽汽位置的不同，加热蒸汽可分为低温再热蒸汽、低温再热器出口再热蒸汽和高温再热蒸汽。定量地分析了 3 种方案改造后的机组热经济性、改造初投资和设备占地面积。结果表明，抽取再热蒸汽加热一次风对于降低机组的煤耗具有显著的作用，并且抽取再热蒸汽的温度越低、负荷越高，机组的煤耗率降低得越多。关键词：一次风；温度；再热蒸汽；标准煤耗率中图分类号：TK227文献标识码：BResearch on Optimization of using Reheated Steam to Heat Hot Primary AirCONG Ri-cheng1,2,GUAN Feng-yi1,2,LENG Jie1,2,et al.(1.Liaoning Dongke Electric Power Co.,Ltd.Shenyang,2.Electric Power Research Institute ofState Grid Liaoning Electric Power Co.,3.Shenyang Institute of Engineering)Abstract：Focusing on the issue of low hot primary air temperature when burning high-water and high-ash coals,threeschemes for using reheated steam to heat hot primary air is proposed.By the different stream extraction positions,thesteam may be high-temperature reheated steam,reheated steam after low-temperature reheater,or low-temperaturereheated steam.The economics,investment and land print of the three schemes are quantitatively analyzed.Resultsshowed that reheated steam was apparently benefitable to reducing the standard coal consumption rate when heating theprimary air.Moreover,the lower the temperature of extracted reheated steam,the higher the unit load,more benefit canbe achieved.Key words:primary air;temperature;reheated steam;standard coal consumption rate我国大部分电站锅炉运行中的实际用煤与设计煤种偏差较大。实际用煤水分大、灰分高、热值低，机组在输出相同有功功率时煤量大幅增加，一次风的需求量也相应提高。过大的煤量和过高的水分造成锅炉运行中空气预热器出口的热一次风温度偏低，磨煤机的干燥出力不足。一次风温偏低使得煤粉着火延迟，燃尽困难，机械未燃烧损失增大，标准煤耗率增加。此外，煤粉的延迟着火抬高了炉膛火焰中心，使得高温烟气在炉膛内的停留时间减少，炉膛出口烟温升高，过热蒸汽和再热蒸汽温度升高。过热蒸汽温度升高增加了过热蒸汽的减温水喷入量，造成了机组效率下降。再热蒸汽温度的升高使得机组不得不投入再热蒸汽的事故喷水，增加了参与低循环热效率的汽水工质比例，使得机组效率大幅下降。暖风器是最常见的一次风加热装置13。暖风器位于一次风机入口，利用辅助蒸汽加热一次风，能有效地保证热一次风温度在冬季条件下也能够达收稿日期：2022-11-09丛日成(1987-)，男，高级工程师。辽宁沈阳，110179*中国博士后科学基金(2019M661125)；辽宁省教育厅科学研究经费项目(JL-2003)资助到设定值，同时能够避免空预器低温端因排烟温度过低导致的低温腐蚀。然而，当煤中含水量过大时，暖风器的加热效果并不能够满足要求。针对该问题，文献4，5在空预器一次风口出管道处配置了蒸汽加热装置，如图 1 所示。该装置有效地解决了中速磨煤机在面对高水分褐煤时制粉系统干燥出力不足的情况，增强了制粉系统对煤种的适应性。图 1热一次风侧布置蒸汽加热器示意图然而，上述改造中的加热蒸汽来自于机组的辅助蒸汽，而辅助蒸汽可能来自于本机组汽轮机的 4段抽汽、2 段抽汽，其他机组或是共用的启动锅炉，并没有解决再热蒸汽温度偏高的问题。40电站系统工程2023 年第 39 卷为解决热一次风温度偏低及再热蒸汽温度偏高的问题，许多锅炉进行了利用高温再热蒸汽加热一次风的技术改造。国内某 660 MW 超临界煤粉锅炉进行了高温再热蒸汽加热一次风的改造，解决了困扰多年的制粉系统干燥出力不足，水冷壁局部结焦的问题6。文献7针对机组启动和低负荷时一次风温度偏低的问题，提出了抽取高温再热蒸汽加热一次风的具体方案：冷态启动时，从临炉抽取 1.52%2%的高温再热蒸汽，可将空气由 20 加热到 350以上；低负荷时，从本炉抽取 1.11%1.87%的高温再热蒸汽，可将空气由 200 加热到 350 以上，高温再热蒸汽的消耗量小，一次风的加热效果明显。然而，高温再热蒸汽额定温度通常大于 540，加热后的热一次风温度通常不超过 400，如此大的换热温差降低了机组的热经济性。专利8提出了利用低温再热器出口再热蒸汽加热一次风的方法，有效地解决了加热端差过大导致的损过大问题。目前，利用再热蒸汽加热热一次风的研究都停留在具体的个别实例上，缺少定量精确的计算和系统全面的比较。针对这个问题，本文建立了不同模式的再热蒸汽加热热一次风的数学模型，对每种模式进行了定量计算和性能分析，进而确定最佳的改造方式，为后续的类似改造提供科学依据和数据支撑。1抽汽方案配置本文以某 300 MW 机组为基础，建立了不同方案的再热蒸汽加热热一次风系统，对不同方案进行技术论证和可行性研究。该机组各工况下的主要参数见表 1。表 1某 300 MW 机组不同工况下的运行参数负荷/MW主汽压力/MPa主汽温度/主汽流量/th-1再热压力/MPa再热冷段温度/再热热段温度/低再出口温度/热一次风温度/30016.753810133.835254245230124014.25368173.133654143630718012.95276202.3314532412324本机组采用的煤种为高水分、高灰分、低发热量的褐煤，产自内蒙，其收到基组分如表 2 所示。表 2煤的收到基组分及低位发热量碳Car/%氢Har/%氧 Oar/%氮Nar/%硫 Sar/%水分War/%灰分Aar/%低位发热量Qar,net/kJkg-134.72.378.020.870.829.7323.5112190该煤种低位发热量只有 12190 kJ/kg，在输出相同有功功率的条件下所需的煤量较大，故一次风量相应增大，造成一次风温普遍偏低，额定负荷时只有 301 左右，而设计值为 345，加之煤中的水分偏高，故制粉系统的干燥出力不足。在磨煤机入口冷风门全关的条件下，磨煤机的出口一次风温度才达到 60 左右，较设计值（75）低 15，造成风粉在炉膛内部的点火延迟，火焰中心上抬，炉膛出口烟气温度升高，过热蒸汽和再热蒸汽超温。如表 1 所示，在 300 MW 负荷时，再热蒸汽的事故喷水调门开度为 83%，高温再热蒸汽的温度才能维持在 5385 的范围之内；当负荷为 240 MW 时，再热蒸汽的事故喷水调门开度为 12%，高温再热蒸汽的温度才能维持在 5385 的范围之内。因此，供电煤耗率较高，在额定机组负荷时为 309 g/kWh。本文利用再热蒸汽加热热一次风来提高热一次风温度，结构示意图如 1 所示，其中加热蒸汽取自锅炉的再热蒸汽。当机组负荷大于或等于 240 MW时，由于空预器出口的热一次风温度较低，低于低温再热蒸汽温度，即高压缸排汽温度，所以加热蒸汽可取自低温再热蒸汽；当机组负荷小于 240 MW时，空预器出口热一次风温度高于低温再热蒸汽温度，此时不能用低温再热蒸汽加热热一次风。具体抽汽加热方案见表 3。表 3再热蒸汽抽汽位置负荷高温再热蒸汽低温再热器出口低温再热蒸汽300 MW240 MW180 MW2数学建模蒸汽加热器为管壳式换热器，蒸汽在管内流动，烟气在管外侧流动。由于空预器出口热一次风温度大约为 300，高于再热蒸汽压力对应的饱和温度（大于 200），故换热过程中没有相变。管内侧和外侧的传热方程式（1）和（2）9,10：0.141 30.8,0.027RePrsssss tNu(1)0.250.360.8,0.030907RePryyyyy tNu(2)式中：下标 s 和 y 分别代表蒸汽侧和烟气侧参数；Nu、Re 和 Pr 分别为蒸汽侧和烟气侧的努塞尔数、雷诺数和普朗特数；为工质的动力黏度，Pas。求出努塞尔数后，可确定流体与管壁的表面传热系数，见式（3）：Nuhd(3)式中：h 为流体与管壁的表面传热系数，kW/(m2)；为流体的导热系，kW/(m)；d 为特征长度，m。由流体与管壁的表面传热系数即可确定烟气与蒸汽的换热量，见式（4）：wQAh tt(4)第 4 期丛日成等：再热蒸汽加热热一次风优化研究41式中：Q 为烟气与蒸汽的换热量，kW；A 为换热面积，m2；t 为烟气或蒸汽的温度，；tw为管壁温度，。对于供电标准煤耗率，本文采用等效热降进行计算。在已知未投入蒸汽加热器时的供电标准煤耗率后，可由式（5）和式（6）确定变化后的供电标准煤耗率。=100iHHH(5)=ib b(6)式中：i为汽轮机相对内效率的相对变化率，%；H 为等效热降的变化，kJ/kg；H 为等效热降，kJ/kg；b 为供电煤耗率的相对变化率，%；b 为供电煤耗的相对变化率，g/kWh。3结果分析当负荷大于或等于 240 MW 时，计算边界条件为：高温再热器出口热再热蒸汽温度 538、空气预热器出口热一次风温度 330；当负荷小于 240MW 时，计算边界条件为：高温再热器出口热再热蒸汽温度 532，空气预热器出口热一次风温度330。根据计算公式及边界条件，确定各再热汽抽汽方案的供电标准煤耗的相对变化率，见表 4。表 4300 MW 负荷下各方案的性能比较负荷/MW高温再热蒸汽低温再热器出口低温再热蒸汽300-0.13-0.24-0.45240-0.11-0.19-0.321800.11-0.14-图 2 列出了各抽汽方案下的机组煤耗变化率。图 2300 MW 负荷下各方案的煤耗比较由图 2 可得出以下趋势：负荷越高，供电标准煤耗率越低；负荷不变时，再热蒸汽的抽汽温度越低，供电标准煤耗率越低。对于趋势，负荷越高，总煤量越大，一次风总量越大，一次风温越低，故再热蒸汽的加热效果越明显，供电标准煤耗率越低。此外，由于负荷越高，为维持再热蒸汽不超温，故事喷水量越大，因而，负荷越高，事故喷水量的减少量越多，故供电标准煤耗率降低得越多。对于 180 MW 负荷，由于此时的高温再热蒸汽温度低于设计值，事故喷水流量为 0，而此时抽取高温再热蒸汽加热热一次风，煤耗率反而增加。对于趋势，负荷一定时，再热蒸汽的抽汽温度越低，加热端差越小，换热过程的不可逆损越小，故供电标准煤耗率越低。此外，事故喷水一般位于低温再热器的入口，再热蒸汽抽汽位置越靠近入口段，对于减少事故喷水量的效果越明显。此外，再热蒸汽抽汽位置还对蒸汽加热器的换热面积有着显著的影响。抽汽的温度越低，换热端差越大，所需的换热面积越大。对于抽取低温再热蒸汽的方案，蒸汽加热器的换热面积是抽取高温再热蒸汽的 32 倍，是抽汽低温再热器出口再热蒸汽的13 倍。因此，结合改造的初投资和设备的占地面积，抽取低温再热蒸汽并不合理。4结论(1)抽取再热蒸汽加热热一次风对于降低机组的煤耗具有显著的作用，负荷越高，煤耗降低越明显。(2)对于不同的再热蒸汽抽取方案，抽取的再热蒸汽温度越低，煤耗降低越明显，但所需的换热面积显著增大。(3)结合机组的煤耗、改造的初投资和设备的占地面积，抽取低温再热器出口再热蒸汽的方案比较合理。参考文献1贾希存,汪明宇.锅炉一次风暖风器节能改造实践J.冶金动力,2018,(7):4245.DOI:10.13589/ki.yjdl.2018.07.015.2孙德利,罗洪新,刘有江.300 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