CN114135853A - 一种提高低压省煤器出口烟温方法及系统 - Google Patents

一种提高低压省煤器出口烟温方法及系统 Download PDF

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Abstract

本发明公开一种提高低压省煤器出口烟温方法及系统，本方法在燃气—蒸汽联合循环发电系统的循环回路中设置用于对天然气进行预热的性能加热器，所述性能加热器的加热工质为从中压省煤器中出来的中压给水，所述性能加热器的炉侧回水阀与低压省煤器的入水口连接，控制提高所述炉侧回水阀的开度，使得所述性能加热器给水流量提高，所述低压省煤器的入水口水温提高至50℃以上，且经过预热的天然气温度为200±3℃。本发明的提高低压省煤器出口烟温方法将性能加热器的炉侧回水阀与低压省煤器的入水口连接，将预热天然气后的的中压给水与凝结水混合，无需通过再循环提高低压省煤器入水口水温，省去再循环泵的使用和能耗，降低发电成本。

Description

一种提高低压省煤器出口烟温方法及系统
技术领域
本发明涉及燃气节能技术领域，具体涉及一种提高低压省煤器出口烟温方法及系统。
背景技术
燃气—蒸汽联合循环发电系统是目前常用的循环发电系统，具有能源利用率高的优点，机组中设有燃气轮机和蒸汽轮机，除了通过燃气直接发电外，还会利用燃气的余热加热余热锅炉中的水，形成蒸汽推动蒸汽轮机发电。为了充分的将余热的热能转化为电能，余热锅炉中一般设有高压、中压、低压三组余热吸收装置，燃气轮机出来的烟气经过三组余热吸收装置充分吸收余热之后才会通过烟囱排入大气。由于空气中含有二氧化硫，烟气中含有水，在一定温度条件下容易发生反应产生具有腐蚀性的酸性物质，而当排出的烟气温度低于露点温度时附着在低压余热吸收装置的低压省煤器上，造成低压省煤器受热面的低温腐蚀，产生安全隐患。现有的做法是用再循环泵使从低压省煤器中出来的水在低压省煤器中再次循环，以提高低压省煤器的进口水温，使低压省煤器出口的烟气温度高于露点温度。然而再循环泵的耗电量较高，长此以往也会消耗不少的能源，不符合节能减排的要求。
发明内容
针对上述提到的现有技术中的利用再循环回路使低压省煤器出口的烟气温度高于露点温度的方法耗能过高的问题，提供一种高余热锅炉低压省煤器出口烟温的方法以及能够实现这一方法的燃气—蒸汽联合循环发电系统。
本发明解决其技术问题采用的技术方案是：一种提高低压省煤器出口烟温方法，在燃气—蒸汽联合循环发电系统的循环回路中设置用于对天然气进行预热的性能加热器，所述性能加热器的加热工质为从中压省煤器中出来的中压给水，所述性能加热器的炉侧回水阀与低压省煤器的入水口连接，控制提高所述炉侧回水阀的开度，使得所述性能加热器给水流量提高，所述低压省煤器的入水口水温提高至50℃以上，且经过预热的天然气温度为200±3℃。
本发明解决其技术问题采用的技术方案进一步还包括：
如上所述的一种提高低压省煤器出口烟温方法，所述炉侧回水阀的开度为18％-22％，所述性能加热器给水流量不低于23t/h。
如上所述的一种提高低压省煤器出口烟温方法，所述中压给水从中压省煤器后、中压给水阀门之前的循环回路中抽取。
如上所述的一种提高低压省煤器出口烟温方法，所述燃气—蒸汽联合发电系统中燃气轮机的排烟温度不低于550℃。
如上所述的一种提高低压省煤器出口烟温方法，所述燃气—蒸汽联合循环发电系统的机组负荷不低于270MW。
如上所述的一种提高低压省煤器出口烟温方法，所述低压省煤器的入水口水温不低于52℃，所述炉侧回水阀的开度为18％-19.8％，预热的天然气温度为200～201℃。
一种提高低压省煤器出口烟温的系统，设有中压省煤器、低压省煤器，设有用于对天然气进行预热的性能加热器，所述性能加热器的加热工质为从中压省煤器中出来的中压给水，所述性能加热器设有出水的炉侧回水阀，所述炉侧回水阀与低压省煤器的入水口连接。
本发明的有益效果是：本发明的提高低压省煤器出口烟温方法将性能加热器的炉侧回水阀与低压省煤器的入水口连接，将预热天然气后的的中压给水与凝结水混合，提高凝结水的温度，使低压省煤器的入水口水温提高至50℃以上，无需通过再循环提高低压省煤器的入水口水温，省去了再循环泵的使用和能耗，能显著的节省燃气—蒸汽联合循环发电系统自身的耗电量，进一步节能减排，降低发电成本。
下面将结合附图和具体实施方式对本发明做进一步说明。
附图说明
图1为本发明的提高低压省煤器出口烟温方法实施例中低压省煤器给水结构框图；
图中，1、性能加热器，11、炉侧回水阀，2、凝汽器，3、中压省煤器，4、低压蒸发器，5、余热锅炉，6、低压省煤器，7、再循环泵，8、低压气包，9、烟囱。
具体实施方式
本实施例为本发明优选实施方式，其他凡其原理和基本结构与本实施例相同或近似的，均在本发明保护范围之内。
一、提高低压省煤器出口烟温方法的提出
本发明的提高低压省煤器出口烟温方法主要应用于燃气—蒸汽联合循环发电系统，也可以根据需要应用在其他设有低压省煤器的系统中，本实施例的低压省煤器给水结构参照图1所示，图中为了展示，仅画出与实施例的提高低压省煤器出口烟温方法相关的燃气—蒸汽联合循环发电系统组件。本实施例中，以天然燃气为燃料，为了稳定天然气的燃烧，天然气进入燃烧室前，利用性能加热器1将天然气的温度升高到约200℃，再通入燃烧室中与压缩空气混合燃烧。为了节省能源，利用余热，性能加热器1的加热工质为从中压省煤器3中出来的中压给水，中压给水的温度较高，更符合预热天然气的热交换需要。中压给水加热天燃气之后从性能加热器炉1的侧回水阀中出来会根据温度的高低从两条不同的回水路径回到低压省煤器6中，当回水温度较高时，如机组负荷达到250MW时，中压给水直接回水到低压省煤器6的入口；当机组负荷较低，回水水温较低时，中压给水就回水至凝汽器，进一步冷却后再利用。水流进入低压省煤器6吸收在余热锅炉5中烟气的热量，温度提升，再经过低压气包8分离出已经汽化的部分，再进入低压蒸发器4，再次变成蒸汽推动蒸汽轮机。
为了控制性能加热器1中中压给水的流动速度，使得加热工质能够充分的预热天然气，性能加热器1设有炉侧回水阀11，中压给水泵将中压省煤器3中出来的中压给水输送到性能加热器1中，预热天然气后，中压给水从炉侧回水阀11中流出，对炉侧回水阀11的开度、性能加热器1的给水流量、天然气的温度以及中压给水泵的电流进行数据采集，得到表一。
表一
Figure BDA0003336351250000041
为了保证循环发电系统的安全运行，将预热天然气的温度控制在200±3℃，优选的预热天然气温度为200～201℃，从表一中可以看出，在不同的机组负荷下，改变性能加热器1炉侧回水阀11的开度，提升性能加热器1给水流量，造成中压给水泵耗电量的提升比不大，可以将这一特征利用在节能减排上；中压给水泵的电流未达到额定值，因此炉侧回水阀11的开度和性能加热器1给水流量有较大的调整裕度。
同时对利用再循环回路的燃气—蒸汽联合循环发电系统的低压省煤器6进出水温度、进出烟气温度以及再循环泵7的耗电量进行数据采集，得到表二。
表二
Figure BDA0003336351250000051
从表二中可以看出低省再循环泵7启动后，正常运行电流较大，耗电量约为70KWh左右，造成大量的电能消耗，即使降低再循环回路的给水流量也不能有效的降低能耗；提升低压省煤器6入口水温能够有效地提升低压省煤器6出口烟温；提高低压省煤器6入口烟温也可以提高低压省煤器6出口烟温。
因此，结合表一和表二的数据可以发现通过调整性能加热器1的炉侧回水阀11的开度提升低压省煤器6入口水温，相对于利用再循环回路提升低压省煤器6入口水温来提高出口烟温，能够显著的降低耗电，更加节能。从而得到本发明的提高余热锅炉低压省煤器6出口烟温方法：在燃气—蒸汽联合循环发电系统的循环回路中设置用于对天然气进行预热的性能加热器1，所述性能加热器1的加热工质为从中压省煤器3中出来的中压给水，所述性能加热器1的炉侧回水阀11与低压省煤器6的入水口连接，控制提高所述炉侧回水阀11的开度，使得所述性能加热器1给水流量提高，所述低压省煤器6的入水口水温提高至50℃以上，且经过预热的天然气温度为200±3℃；关闭低压省煤器6的再循环泵7。
二、提高低压省煤器出口烟温方法的验证
根据上述方法，对再循环泵7进行关停，控制提高所述炉侧回水阀11的开度，使得所述性能加热器1给水流量提高，所述低压省煤器6的入水口水温提高至50℃以上，且将经过预热的天然气温度控制在200±3℃，在不同机组负荷下对循环发电系统的进行数据采集，得到表三。
表三
Figure BDA0003336351250000061
从表三中可以看出，在低省再循环泵7出口调整门全关的情况下，使机组负荷不小于270MW，通过提高性能加热器1炉侧回水阀11开度，增加回水流量，可使低省入口水温升高，性能加热器1炉侧回水阀11的开度每增加1％，回水流量增加约1t/h左右。低省入口水温升高至52℃时，循环发电系统能够正常运行，同时低压省煤器6出口烟气温度高于72℃，能够满足使低压省煤器6出口烟气高于露点的要求。因此，通过调整性能加热器1的路测回水阀开度，使炉侧回水阀11的开度在18％-22％，优选的开度为18％-19.8％，增加性能加热器1的回水流量，使性能加热器1给水流量不低于23t/h，能够有效的提升低压省煤器6入水口水温，提升低压省煤器6出口烟气温度，能够实现停运低省再循环泵7，降低循环发电系统的耗电量，达到节能减排的目的。
三、提高低压省煤器出口烟温方法的进一步优化
此外，低压省煤器6入口烟温也是出口烟温的重要影响因素，而燃气轮机排烟温度决定了余热锅炉5中的总热量，对于低压省煤器6入口烟温也有很大影响，因此对燃气轮机排烟温度、低压省煤器6入口烟温、出口烟温以及再循环泵7的电流进行数据采集，得到表四。
表四
燃机排烟温度(℃) 低省入口烟温(℃) 低省出口烟温(℃) 低省泵电流(A)
560 171 72 73
550 160 70 73.6
530 158 66 76
520 150 63 77
500 145 60 77.3
从表四中可以看出，控制燃气轮机排烟温度不低于550℃，能够提高低压省煤器6出口烟温，保证低压省煤器6出口烟温高于于露点68℃，同时低压省煤器6的再循环泵7耗电量降低。
四、经济效益
按照低压省煤器6的再循环泵7正常运行的平均运行电流为70A，运行电压为0.4KV，电机功率因数为0.98，年运行小时数为3500小时。
根据公式M＝√3UICOSφT计算低压省煤器6的再循环泵7的耗电量，其中
T——低省泵年运行小时数
I——低省泵运行电流
U——低省泵运行电压
COSφ——低省泵电机功率因数
计算得到低压省煤器6的再循环泵7的年耗电量M＝√3UICOSφT＝√3×0.4×70×0.98×3500＝166341KWh。
按照上网电价0.605元/KWh计算，停用低压省煤器6的再循环泵7，每年能够节约166341KWh×0.605＝100636.3元的电费。
本发明的提高低压省煤器出口烟温方法将性能加热器的炉侧回水阀与低压省煤器的入水口连接，将预热天然气后的的中压给水与凝结水混合，提高凝结水的温度，使低压省煤器的入水口水温提高至50℃以上，无需通过再循环提高低压省煤器的入水口水温，省去了再循环泵的使用和能耗，能显著的节省燃气—蒸汽联合循环发电系统自身的耗电量，进一步节能减排，降低发电成本。

Claims (7)

1.一种提高低压省煤器出口烟温方法，其特征在于，在燃气—蒸汽联合循环发电系统的循环回路中设置用于对天然气进行预热的性能加热器，所述性能加热器的加热工质为从中压省煤器中出来的中压给水，所述性能加热器的炉侧回水阀与低压省煤器的入水口连接，控制提高所述炉侧回水阀的开度，使得所述性能加热器给水流量提高，所述低压省煤器的入水口水温提高至50℃以上，且经过预热的天然气温度为200±3℃；关闭低压省煤器的再循环泵。
2.如权利要求1所述的提高低压省煤器出口烟温方法，其特征在于，所述炉侧回水阀的开度为18％-22％，所述性能加热器给水流量不低于23t/h。
3.如权利要求1所述的提高低压省煤器出口烟温方法，其特征在于，所述中压给水从中压省煤器后、中压汽包给水阀门之前的循环回路中抽取。
4.如权利要求1所述的提高低压省煤器出口烟温方法，其特征在于，所述燃气—蒸汽联合循环发电系统中燃气轮机的排烟温度不低于550℃。
5.如权利要求1所述的提高低压省煤器出口烟温方法，其特征在于，所述燃气—蒸汽联合循环发电系统的机组负荷不低于270MW。
6.如权利要求1所述的提高低压省煤器出口烟温方法，其特征在于，所述低压省煤器的入水口水温不低于52℃，所述炉侧回水阀的开度为18％-19.8％，预热的天然气温度为200～201℃。
7.一种提高低压省煤器出口烟温的系统，其特征在于，设有中压省煤器、低压省煤器，设有用于对天然气进行预热的性能加热器，所述性能加热器的加热工质为从中压省煤器中出来的中压给水，所述性能加热器设有出水的炉侧回水阀，所述炉侧回水阀与低压省煤器的入水口连接。
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