9E燃机余热锅炉深度节能技术研究

张志凯

中国建材国际工程集团有限公司 上海 200063

摘要：某300MW燃气-蒸汽联合循环机组配置有两台MS9001-E型燃气轮机和两台余热锅炉（HRSG），9E型燃机设计燃料为重油，考虑到重油中较高的硫份会导致受热面酸腐蚀等问题，余热锅炉采用单压汽水系统带除氧蒸发器，设计排烟温度170℃。两台9E型燃机改烧天然气后，余热锅炉排烟温度与改造前相当，基本在155～165℃，相比设计以天然气为燃料的9F型、9H型燃气轮机配套余热锅炉的排烟温度（90℃），存在较大的余热利用空间。基于此，本篇文章对9E燃机余热锅炉深度节能技术进行研究，以供参考。

关键词：9E燃机；余热锅炉；深度节能技术；应用分析

引言

新能源的大规模并网及电网用电负荷峰谷差的加大，造成电网的调峰压力越来越大，迫切需要火电机组大比例地参与电网的深度调峰。在此过程中，火电机组的负荷率大幅下降，许多火电机组被迫长时间运行在低负荷和偏离常规负荷的工况下，使得机组很难适应满负荷设计工况与常规设计工况下设定的燃烧优化调节方案。与此同时，在机组低负荷和频繁变负荷运行过程中锅炉显现出水动力循环变差，炉内燃烧不稳定，污染物排放浓度升高等问题。另外，当机组运行负荷降低时，现有的自动控制系统很难有良好的控制效果，而电网对机组AGC的考核却愈发严格，迫于此情况，运行人员不得不大规模手动参与调节。然而，受限于调节经验的不足，手动调节通常也很难达到令人满意的效果。为此需要对锅炉低负荷及变负荷工况进行燃烧优化，使炉内的温度场、动力场分布均匀、合理，进而提高锅炉的燃烧性能，减少污染物气体的排放，更好地保障机组出力和电网考核。开展锅炉的燃烧优化是火最基本、最烦琐的一项工作，但却有着重要的意义。通过对锅炉的燃烧过程进行调整，合理配置进入炉内的燃料量和风量，可以使炉内的燃料燃烧更加高效，机炉协调更加迅速，确保锅炉运行的高效稳定。同时，燃烧优化调整还可以降低锅炉的热偏差，减少水冷壁爆管和炉内结渣，确保锅炉运行的安全性。稳定的着火热源可使锅炉蒸发量满足基本需求，主蒸汽压力、主蒸汽温度稳定，机组的出力满足外界负荷的需要。

1锅炉实现节能降耗的意义

就目前中国能源消费而言，主要问题包括：a)在消费群体不断扩大、消费规模不断扩大的社会背景下，能源消费总量不断增加，供需缺口不断扩大；b)实际能效普遍偏低，能量损失现象严重。为改善这种状况，锅炉房应引进节能降耗技术。电能是中国重要的能源之一，它在中国经济发展中发挥着基础性作用。随着中国经济的发展，电力市场对电力的需求越来越大。在这样的社会背景下，企业要想更好地生存，增加企业效益，就需要充分利用节能降耗科技。虽然所产生的电能确实对推动国家经济社会发展、改善民众生活起到了促进作用，但与此同时，排放的污水却影响着人民的健康。随着中国经济社会的发展，“先污染后治理”早已无法满足中国经济社会的发展需求。所以，在中国未来的经济发展过程中，还需要有全新的发展理念来引领，以进一步更新和完善环境，让真正做到节能降耗。

2锅炉运行中出现的问题及分析

2.1飞灰与底渣含碳量高

某数据表明，该厂燃用煤的特性为劣质烟煤，若当煤的挥发分含量较高时，固定碳含量便会降低，使煤反应活性增强；反之挥发分含量较低时，则使固定碳含量增加，反应活性降低，煤炭的燃烧较为滞后，煤炭在炉内停留时间较短时，或前墙给煤口与中间排渣口距离较短，很容易因煤炭量过多，燃烧速度较慢而从排渣口排出，使底渣含碳量增加。二是风煤配比及一、二次风配比不合理。从燃烧角度考虑，在燃用劣质烟煤时应考虑其在炉膛内在气固两相流的作用下实现充分燃烧，产生阶跃燃烧过程，如果一次风用量过大时，烟气飞灰中未燃颗粒成分就较多，炉膛稀相区产生扬析份额率就越大，同时伴随烟气流速的增大使旋风分离器超出最佳分离效率工作区而使其捕捉能力下降，细小等级飞灰逃逸率增加，使得飞灰可燃物增加。以上综合因素是造成底渣和飞灰含碳量较高的重要原因。

2.2锅炉特征量监测不可靠

由于CFB锅炉的流态化特性，在其炉膛内安装了风量、压力、温度等在线检测装置。但在实际运行过程中，出现同一截面测量的压力、温度、风量等测点偏差较大，其测量误差已远远超出元件本身的设计测量误差值，且部分测点数值呈直线上升状态最终显示为坏点等问题，很容易对运行造成误判。究其原因，一是检测装置安装位置受环境影响，容易出现堵塞情况，使吹堵装置的运行效果降低，甚至失效；二是为了满足耐磨要求，导致温度测定不够灵敏，无法及时展示参数变化；三是管道设计未提前预留管段，使监测数据不可靠。

39E燃机余热锅炉深度节能技术应用分析

3.1做余热回收处理

1)通过关闭蒸汽疏水阀，使水蒸气不流出，从而利用汽化潜温。2)通过利用软水泵来对高压锅炉进行加温，使余电蒸汽中的热能被高温锅炉所收集，将之加以循环利用，从而能够最大限度地减少热能损失，达到对低温余电蒸汽循环利用的效果，并可以有效减少热污染，保护环境。同时为了集中降低热量损失率，主要探究的方向有两个，即控制漏风率和定期除尘。因为锅炉所对应的总风量要求不同，所以送风量要随着锅炉的实际负载变化而适当调节，并且还要定期检查锅炉的温度水槽。另外，还要定时清除锅炉内的粉尘、水垢，特别是产热位置，因为粉尘堆积得越厚，达到目标温度时所需要热能就越多，也就越难达到节能降耗的目的。

3.2方案简介

3.2.1低压汽水系统方案

方案1将原系统热力除氧改为化学或真空除氧方式，布置低温加热器用于加热经除氧后的冷凝水；同时将低压系统整体布置在高压省煤器后，低压系统给水由低温加热器提供。该方案可充分利用160～230℃温度区间的中低温烟气逐步生产低压蒸汽，并最终进入汽轮机低压缸做功发电，排烟余热回收的能力取决于设定的低压蒸汽参数。

3.2.2低温余热发电方案

方案2设计在余热锅炉尾部布置烟气余热回收器，利用水作为换热介质，换热介质水从烟气侧吸热后，成为ORC膨胀发电装置的驱动热源，并最终实现低温余热发电。该方案同样直接利用低温排烟余热，烟气余热回收器中的介质水流量和温度直接决定最终排烟温度。

结束语

设计研究了两种深度节能技术方案，可实现余热锅炉烟气的深度余热利用，改造后排烟温度均可降至90℃左右，均具有不同程度的节能效益。分析和计算的结论如下：①节点温差直接影响余热锅炉排烟温度数值，方案设计时应重点分析节点温差的限制影响。②低压汽水系统方案有效解决了原有单压汽水系统节点温差对中温烟气余热利用的限制，可实现较高品位烟气的梯级利用，排烟温度降至90℃时，不增加天然气耗量的情况下单台机组可增加发电功率约2.8MW，6a即可回收项目投资。③低温余热发电方案直接利用低温排烟余热，但烟气余热回收的发电效率低于低压汽水系统方案，排烟温度降至90℃时，ORC螺杆膨胀机组发电功率约2.5MW，项目投资回收期约8.6a。

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