新型双介质混流恒温智能换热技术在煤气发电设备上的应用

王仲明，张 鹏

（马钢股份有限公司热电总厂，安徽马鞍山 243000）

1 前言

马钢热电总厂三台NG—220/9.8—Q2型全烧高炉煤气锅炉投运以来，解决了公司煤气放散和环保污染危害，但实际运行中存在排烟温度高达168℃以上，烟气排放能源损失大的问题。为降低排烟温度，提高煤气发电的经济效率，热电总厂与相关厂家合作，依托该厂煤气发电母管制热力系统的布局优势和复合智能换热应用技术、变频流量控制技术，进行系统性的研发和创新，建立了一套新型双介质混流恒温智能换热系统，以降低排烟温度、余热充分利用为目的，成功地实现煤气发电热力系统排烟余热能量回收，排烟温度有效且稳定地控制在130℃，单炉年增利400万元以上。

2 技术研发背景

2.1 原设计情况

NG—220/9.8—Q2型全烧高炉煤气锅炉在设计上，为了实现“热煤气”燃烧，提高锅炉效率，在锅炉尾部烟道设计了利用尾部烟气余热加热煤气的“分体式煤气热管换热器”，系统设计锅炉最大连续负荷下煤气加热至183℃以上，其出口处管壁烟温设计150℃，因此在锅炉最大连续负荷下最终排烟温度设计控制在156℃以上，锅炉设计热效率为88.53%。

表1 分体煤气热管换热器不同工况下设计参数

2.2 锅炉运行情况

近年来，由于煤气锅炉在长期运行中，掺入了较多的回收焦炉煤气与转炉煤气，特别是焦炉煤气中含有“苯萘”等成分，大量积聚在煤气热管换热器和空气预热器管壁上，降低了换热效果。

因高炉故障、烟气脱硫装置故障等原因，经常性的出现低负荷运行，导致烟气量减少，排烟温度降低，烟气中大量的含硫成分凝结在各类换热器管壁上，一方面造成酸性腐蚀穿孔，损失换热介质，同时也导致粘性物质沉积，影响换热效果。另外，由于“分体式煤气热管换热器”运行中极易发生由于热管管束泄漏及热管顶部排气阀泄漏造成的热管工作介质损失，又使换热效果下降较多。

综合上述原因直接导致了锅炉排烟温度夏季高达185℃以上，全年锅炉排烟温度实际平均值168.2℃，远高于设计值。测算对应的热量损失相当于燃料热量的8%～12%。约占锅炉总热损失的80%甚至更高。理论上排烟温度每升高10℃，排烟热损失增加0.6%～1%，发电煤耗增加2 g/kWh左右，因此造成的能量损失巨大。由于此类型锅炉排烟温度较高，采用燃烧优化来降低排烟温度的幅度和手段非常有限，因而烟气的余热仍有较大利用空间。

2.3 国内调研情况

目前国内部分使用厂家针对这一现象已从不同角度开始进行研究，以回收这一系统能量损失。例如采用增加尾部“低压省煤器”和建立尾部“复合相变换热器汽水态循环”等工艺进行节能改造，均取得了一定的成效。但在实际运用中，前者由于不能很好的应对锅炉排烟温度与烟气酸露点温度的相互制约性，导致了设备损坏而不能正常运行。后者因投资及设备占地面积较大，不仅与热力系统关联操作复杂，在热力系统循环布局的应用上还存在增加汽机系统冷端效率损失的问题，所以未能很好的推广使用。

2.4 现场热力系统状况

热电总厂老区布置六炉四机母管制热力系统，为三台220 t/h煤粉炉和三台220 t/h煤气炉、三台60MW抽凝机组及一台50MW纯凝机组，正常为五炉四机运行。机组总装机容量230MW，年发电量17.4～18.2亿kWh，年均小时供热量155 t/h以上(1.27MPa/312℃)。其热力系统因供热量及发电量较大，高压除氧器和汽轮机组低压加热器负荷较重，长期处于大流量的补水运行状态。近年来由于煤炭质量持续下滑，煤粉炉运行处于亏损状态，为降低亏损，一方面开展了“峰谷平”运行方式的调整，另一方面有意识的降低了煤粉炉的负荷接带，而公司的供热量仍然持续加大，这样直接导致发电负荷处于较低状态运行，使得汽机低压加热器实际运行效果不佳，而补水流量增大，更使得除氧器系统的水温不足、水位分配不均，不仅使锅炉系统因给水温度低而降低效率，同时也使得汽机系统被迫加大除氧器二段抽汽流量来保证给水温度，无形中降低了蒸汽的使用效率，也影响了机组发电量。本项技术研发即针对如何利用母管制热力系统的特点，以既能充分回收烟气余热，又能有效避免增加汽机冷端损失，缓解低压给水水温水量不足这一矛盾为背景展开，具有重要的节能降耗意义。

3 马钢的技术研发情况

3.1 确定研发思路

马钢热电总厂煤气锅炉因设计了煤气热管加热器，以致省煤器和空气预热器的布置受到空间的限制，所以实施上述工艺改造也存在局限性。在实地参考了这些技术应用的情况后，决定另辟蹊径，提出新的，更适合现场情况的研发思路：即以现场原有锅炉风烟系统不做根本性改动为基本原则，以马钢热电总厂母管制煤气发电热力系统优化布置为研发基础，提出“双介质混流换热设计理念”，通过“双介质混流恒温调控”、“分体式智能余热交换”和“变频流量控制”等技术的合理运用，确保将低温结露和腐蚀具有关键性影响的最低金属壁面温度和排烟温度置于“可控可调、相对稳定”的闭环控制，实现系统的“混流恒温”与“智能余热交换”的自调节能力，最终建立一套能始终保证新增分体式换热器金属壁面温度处于酸露点以上、继续实现热煤气燃烧、深度降低锅炉排烟温度、可变工况运行的“新型双介质混流恒温智能换热系统”。

3.2 确定新增热力系统及基本工作原理

根据该厂汽机锅炉母管制热力系统布局，确定在汽机侧增设“双介质混流恒温器”和“变频流量控制系统”，在锅炉侧煤气加热器出口烟道截面不做改动的基础上增设“分体式智能余热交换器”。再通过本次设计的管道、压力传感器、温度传感器、减压阀、安全阀、排汽阀、给水流量测量装置、烟气成分分析仪以及各电动调节阀门、单向阀等设备，以变频水泵作为系统动力源，将机侧凝结水系统、除盐水系统、高压除氧器系统与本系统设备构成一个相互关联的整体。其中炉侧充分利用分体式烟道换热器其介质与烟气逆向流动，换热能力具有“量级性提高”的传热学特性，最大限度的回收烟气余热。机侧双介质混流恒温器换热工作介质设计为不同参数的两系统水源接入。其一路取自某一汽机凝泵出口或除盐水系统，为低温补水；另一路取自汽机低压加热器出水母管，为高温补水。通过PLC控制系统根据炉侧分体式烟道换热器金属壁温数据、出水温度及流量、高压除氧器水位及温度、烟气成分分析等数据，进行闭环变流量恒压调节水泵流量，恒温控制混流器及分体式烟道换热器出水温度，从而进行各高压除氧器高温补水，以平衡各除氧器水位，降低除氧器低温补水流量，继而最终实现变工况运行下，有效控制炉侧金属壁面温度在115℃以上，尾部烟气温度相对稳定于130℃。

3.3 机侧冷端系统的配套技改措施

一般认为，锅炉烟气余热利用后会减少机组回热系统部分抽汽，导致热力循环效率降低，并且排挤的部分抽汽会增加凝汽器的排气使汽轮机真空有所降低，这两点是此装置是否实现节能的主要疑问。实际上，在增加该装置后，大量烟气余热进入回热系统，这是在没有增加锅炉燃烧量的前提下获得的额外热量，并以一定的效率转变为电功。同时减少了除氧器加热抽汽量，理论上热系统这些所减少的机组抽汽量，可以在汽轮机内继续膨胀做功，提高低压部分的内效率，这些新增功量远大于排挤抽汽和汽机真空微降所引起的功率损失，所以对机组经济性是有所提高的。

为配合该系统的运行，确保机侧降低系统冷端能量损失，我们在机组热力系统的冷端设备系统上通过增设机组低加出口调节阀、实施循环水泵最佳流量技改；凝结水泵变频技改；射抽系统节能技改等措施，在系统整体节能布局上，有力的支撑了该系统的研发。

3.4 新系统主要参数设计

锅炉蒸发量：110～220 t/h

烟气流量：200000～290000 m3/h

烟气酸露点：101.3℃

双介质恒温混流器入口水温:（35～40）/（109～135）℃

双介质恒温混流器最大入口流量:40～150 t/h

双介质恒温混流器出口水温:102～112℃

变频泵出口流量范围:115～190 t/h

变频泵出口压力:2.2 MPa

变频泵出口水温:105～115℃

智能换热器最低壁面温度:115℃

智能换热器进口烟温范围:155～175℃

智能换热器出口烟温:130℃智能换热器出口水温:124℃

智能换热器出口水压:2.0 MPa

智能换热器出口流量:115～190 t/h

烟气阻力增加:350 Pa

3.5 重要参数设计说明

3.5.1 烟气酸露点、智能换热器壁温及烟侧、水侧进出口温度

对于锅炉内部干燥的换热器管壁面，在一定的烟气流速的冲刷下是不易积灰的。但如果管壁温度低于烟气露点，壁面结露粘附飞灰，容易产生低温腐蚀，为了充分利用排烟余热，较大幅度降低锅炉排烟温度，同时为了使尾部烟道换热装置受热面不至于太大，选择合适的烟气酸露点尤其重要。根据煤气锅炉设计说明书内容，该锅炉燃料为高炉煤气、焦炉煤气和转炉煤气的混合煤气体，各燃气成分如表2。

表2 三种煤气成分表

锅炉燃料中高炉煤气：焦炉煤气：转炉煤气混合体积比为：35:1.5:3.5。因焦炉煤气含硫量对烟气酸露点影响较大，以焦炉煤气硫化氢含量（1g/m3）数据为例进行燃料分析，按日本“电力工业中心研究所”计算方法，烟气酸露点为：101.3℃，若将尾部换热面的壁温控制在稍高于烟气的露点温度，可以完全防止露点腐蚀的发生。一般取金属表面温度比露点温度高5～10℃。针对上述计算值，最终确定运行中新增换热器最低壁温控制在115℃以上，进水温度控制在102℃以上，出水温度124℃以上，出口烟温130℃以下。

3.5.2 智能换热器工作介质流量

以上述两个控制值为计算依据，根据锅炉允许工况点110%～55%为适应运行工况，计算锅炉变负荷工况下烟气流量，对该系统实现可运行的介质流量进行量化计算，确定变工况下换热器115～190 t/h为运行适应流量。在汽机热力系统中设置2台75kW变频水泵（一用一备），水泵扬程设计65 m，由变频控制柜控制。在锅炉工况改变时通过“恒温调控”和“变频流量控制”，确保分体式烟道换热器进口水温始终高于烟气露点，通过换热器给水流量的变化适应排烟温度变化，最大限度地降低排烟温度。

3.5.3 智能换热器工作介质压力

本系统为确保换热器的高效传热特性，设计系统介质工作压力为阶梯状传递。系统高温补充水0.8 MPa，低温补充水0.4 MPa；变频泵出口压力 2.2 MPa，换热器出口压力2.0 MPa。并设计若干排气阀，通过适时排放不凝结气体以解决换热器可能出现的老化及汽水两相流沸腾现象，延长设备运行寿命。

3.6 控制系统原理及控制功能

3.6.1 全自控调节原理

锅炉负荷的变化以及冬夏环境温度的变化都将使换热器最低壁面温度和排烟温度同步变化，为可靠解决低温腐蚀问题，在避免受热面结露积灰的前提下，选择一个略高于烟气露点温度的水温作为换热装置的进水点，使装置的金属壁温始终高于烟气露点温度水平，通过调节阀自动调节接入换热器的低温补充水来控制最低壁温和排烟温度，从而适应锅炉负荷和气温季节性的变化。同时通过改变控制系统的壁面温度设定值，在较大范围内改变换热器壁面温度，以适应燃料成分变动引起的烟气酸露点的变化。此系统有PLC控制器全自动控制，根据自控程序调节系统给水调节阀门控制出水温度。

3.6.2 全自控调节系统功能

(1)根据双介质恒温混流器出水温度调节除盐水调节阀门开度和凝结水阀门开度。

(2)根据系统排烟温度调节变频水泵流量。(3)监测系统除盐水温度、压力。(4)监测系统凝结水温度、压力。(5)监测系统水泵运行状态、故障状态、远程启停、水泵转换及出水压力、水流开关状态。

(6)通过双介质恒温混流器控制系统恒定保持尾部烟道换热装置的冷却换热温度，变频系统自动跟踪系统压力控制冷却换热流量。

3.7 安装位置确定

考虑到尾部烟道总体尺寸已固定即低温省煤器出口烟道截面不做改动，烟道换热器安装在锅炉水平尾部烟道中，并处于引风机之前，在改造时烟道内新增管排采取顺列布置，并通过增加尾部烟道受热面积等措施来提高吸热量，保证排烟温度有效降低。同时根据设备自身的要求，混流器安装在汽机给水层，变频泵及控制柜安装在5#炉水平烟道下方。安装过程中保证烟道同上层平台、炉墙以及建筑墙壁之间足够的安装距离。PLC控制器安装在5#炉电子间，通过通讯电缆连接和DCS机房中的工作站PC通讯，并在DCS机房配置工作站，通过PC图形界面监控系统运行情况。

3.8 工艺流程改造图

工艺流程改造见图1。图内虚线区域为新增主要设备。

3.9 系统安全性设计

实际运行中智能换热器壁温最低控制值可根据现场烟气成分分析仪及烟风温度的变化，通过控制系统及时地进行跟踪调整参数，以保证受热面不结露的前提下实现安全运行。同时在设计中对此装置设置了热力保护系统，在整个热力系统发生故障时安全阀动作进行泄压并切断供水。为确保不影响锅炉主设备的安全在线运行，设计时考虑在异常工况下，烟道内换热器可以维持干烧工况。

4 成果应用情况

4.1 发电煤耗节省量测算

智能换热装置于2010年11月16日投运，运行至今未发生异常情况，5#炉排烟温度得到了明显降低，恒定保持在130℃左右，达到了设计要求。为了具体测算此套装置带来的经济性，2011年12月安徽特检院对此装置的投运效果进行了测试，见表3，通过现场数据分析，折算效率提高3.38%。按年运行小时6000 h计算，装置应用折算节约标煤量4501.3 t。此值虽未将系统改进后引风机上升的功耗以及新增变频升压泵功耗计算在内，但剔除这部分影响后，带来的效益还是明显的。

表3 改造前后技术经济指标测算

4.2 其他技术应用比较

2011年为提高煤气热管换热器换热效率，我们应用高频冲洗技术对4#、6#炉热管换热管进行了清洗，清洗后锅炉排烟温度也都得到了改善，但运行一段时间后排烟温度开始回升，主要是由于工作环境不良所致，而5#炉在应用智能换热系统后排烟温度恒定保持在130℃。应用情况见表4。

表4 不同技术应用下排烟温度差异表

5 结论

做为一种“设计原理”理念变更，高效可靠的原创性节能技术，是相关设计理念上的一次创新，为大幅度回收烟气低温余热提供了可能，但作为节能方向的一种探索，仍有需要我们进一步调研的课题。

（1）深度降低排烟温度30～40℃，有效回收低温热能降低烟气热损失。通过换热器的调节能力适应锅炉各种工况点变化，使金属受热面最低壁面温度处于绝对可控可调状态，保证最大热能回收。

（2）该系统设计不同于一般省煤器和回收排烟热量的热管换热器，将锅炉的余热利用与汽轮机的回热系统巧妙地结合起来，应用不同压力温度介质混流作为系统冷却介质，也屏蔽了利用汽轮机低加系统中不同温度点引出水源换热带来运行方式调整繁琐以及水温不稳定特点。

（3）具有良好的负荷适应性。不受季节性和锅炉、机组工况影响，由于智能控制系统保持混流器出口水温恒定，有效地保证了烟道换热器出口烟温降低并远离烟气酸露点温度，以实现节约煤耗和防止低温腐蚀的综合要求。

（4）在保证换热器具有高效传热特性的同时，通过适时排放不凝结气体有效解决换热器可能出现的老化问题，大大延长设备的使用寿命。

（5）由于此套系统应用是一种新的理念实践，目前还未了解到类似案列，对整个热力系统影响的了解还存在有一定局限性，需要在今后实践中继续摸索总结。