0引言
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
6 结语
(1)加装烟气余热回收系统后锅炉总体热效率有所提高
(2)投入烟气余热回收系统后锅炉热效率提高1.75， 供电煤耗降低5g/kwh。
原标题：烟气余热回收利用系统在电站锅炉的应用
