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4经济性分析
4.1对热力系统效率的改善
投入低温省煤器,最大收益状态为所有汽轮机低压缸凝结水进入低温省煤器。在燃用设计煤种时,BMCR(机组输出功率P=630×1.1=693MW),低温省煤器内部水压按1.67Mpa计算,进出水焓分别为232.41kJ/kg和328.91kJ/kg。标准煤低位发热量为29310kJ/kg。上述条件下,回收的热量为:Q=F×(i”-i’)=370.285×3600×(328.91-232.41)=1.286×108kJ/h=35.72MW,考虑从汽机到低温省煤器间输送热量损失5%,每满负荷运行小时节煤ΔBj=0.95×Q/29310=0.95×1.286×108/29310=4168.2kg/h,折算为锅炉煤耗为ΔC=ΔBj/P=4168.2×1000/693000=6.015g/kwh。对加热冷凝水来说,汽轮机低压缸少抽汽部分可以继续做功,对应上述回收热能的蒸汽在汽机低压缸做功效率仅为11.78%(按照汽机热平衡图对比计算得到),发电机组可以多发电35.72×0.95×11.78%=3.997MW,汽机热耗从7419kJ/kwh降为7378kJ/kwh,发电效率从48.52%提高到48.79%,提高0.27%,考虑锅炉效率94%,发电标准煤耗从269.30g/kwh降为267.81g/kwh,降低1.49g/kwh。每小时节约标煤为1032.53kg/h。
4.2系统多耗能部分
多耗能部分包括:(1)低温省煤器的流通阻力;(2)凝结水泵电耗。输送(克服阻力)功率为:W=m×ΔP/(ρ×η)/1000kw,(m:质量流速,kg/s,ΔP:流通阻力,Pa,ρ:水密度:986kg/m3,η:风机(泵)的效率,下面计算取泵为η=0.90,引风机为η=0.80)。输送水的功率:w1=370.285×0.2×106/(986×0.90)/1000=83.45kw烟气阻力多耗功为:(烟气密度0.956kg/m3,阻力1.0kPa)w2=750.6×1000/(0.956×0.80)/1000=981.42kw考虑电厂效率(按42%),上述耗用电功率折算为锅炉热输入量算法为:w/0.42,折算为每小时煤耗的计算方法为:w/0.42×3600/29310(kg/h)。
4.3净收益计算
对于净收益计算,按照加热低压缸凝结水,回收的热量全部用于发电方式来统计。在不投暖风器时:每小时净节煤量为:1032.53-(w1+w2)/0.42×3600/29310=1032.53-311.41=721.12kg/h。考虑机组年运行7000h,折算为满负荷运行5000h,其中开暖风器运行2000h,年节煤量为:721.12/1000×5000=3605.6吨(标准煤),按每吨标准煤费用500元计算,为180.28万元/年,降低发电煤耗3605.6×106/(5000×693000)=1.10g/kwh。
5运行经验
5.1低温省煤器投入危险点
(1)投入低温省煤器初期,系统管道残存杂质污染凝结水水质,致使给水铁离子超标,影响给水及蒸汽品质。
(2)系统运行后低温省煤器系统内残存的杂物进入除氧器,堵塞汽前泵入口滤网,致使汽前泵、汽泵不能正常工作(汽前泵入口滤网差压仅有压力开关,无模拟量显示)。
(3)低温省煤器系统内残存的杂物进入除氧器,堵塞汽前泵下降管入口滤网(除氧器内部,无法监视),可能造成停机。
措施:在凝结水系统冲洗时,带低温省煤器大流量冲洗。(如图二所示标红线部分)
图二低温省煤器冲洗流程
5.2低温省煤器运行危险点
(1)低温省煤器低温腐蚀。
措施:点火前及烟温低时,及时退出低温省煤器。
(2)低温省煤器管束超压。
2014年10月17日,我司就发生了一起因运行中配合检修处理“4B3低温省煤器管道漏点”缺陷时操作不当,退出低温省煤器时没有进行必要的泄压措施(其他组低温省煤器进、回水电动门关闭,对应放水、放空气未打开,造成B2、A1、A3、A4组低温省煤器憋压,DCS显示最高6.72MPa),后期试投发现B2组低温省煤器漏水。
措施:锅炉停炉前,系统退出需有相应的防超压措施。
5.3低温省煤器系统参数控制
考虑到对脱硫系统的影响及对烟道的低温腐蚀,根据不同负荷下实验数据标明,通过改变低温省煤器入口水温,控制低温省煤器出口烟温在95℃左右较为合适。故我公司低温省煤器参数控制如下:低温省煤器入口水温:≥63℃;低温省煤器出口排烟温度:95±2℃。
6结论
低温省煤器之所以能够在火力发电厂中得到广泛的应用,其最重要的原因就在于低温省煤器具有较高的经济性和环保性。通过对低温省煤器的合理安装和利用,将会为火力发电厂带来巨大的经济效益。面对当前世界能源储量的不断下降以及售电、发电模式的改变,低温省煤器将会在火力发电厂中得到更多的应用,并且在相关的技术上也将得到不断地弥补和改进,发挥出更大的功效。
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