(神华国华寿光发电有限责任公司 山东潍坊 262714)
【摘 要】： 工程建设规模为2×1000MW超超临界湿冷机组，采用的两级低温省煤器换热方案。一期工程低温省煤器采用双H型翅片管作为换热元件，由于其制造工艺简单，能有效增大管外换热面积，强化传热。为同类型火力发电企业具有重大的参考借鉴意义。
【关键词】：低温省煤器；超超临界；烟气深度冷却 ；借鉴意义
[Summary]: The construction scale of the project is 2 × 1000MW ultra-supercritical wet cooling unit, and the two-stage low-temperature coal economizer heat transfer scheme adopted. In the first phase of the project, the low temperature economizer adopts double H fin tubes as heat transfer elements. Due to its simple manufacturing process, it can effectively increase the heat transfer area outside the pipe and strengthen heat transfer. For the same type of thermal power enterprises have a great reference significance.
[Keywords]: Low temperature coal saver; Supercritical; Deep cooling of flue gas; Reference
1 工程概况
该工程锅炉为超超临界参数变压直流炉、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉，一期工程建设规模为2×1000MW超超临界湿冷机组，采用直流冷却方案。同步建设烟气脱硫、脱硝、湿除设施。为满足环保要求，煤场为全封闭圆形煤场，同时对烟尘、SO2，NOX,等排放指标根据环境保护需要进行了优化。
2 低温省煤器简介
2.1 系统介绍
采用的两级低温省煤器换热方案，第Ⅰ级低温省煤器布置在电除尘器进口的6个水平烟道支架上，共6组，每组3个模块。第Ⅱ级低温省煤器布置在引风机出口至脱硫吸收塔前的2个水平烟道支架上，共2组，每组5个模块。两级低温省煤器水侧串联布置，凝结水取自#8低加进口，取水温度不低于60.5℃，依次经过Ⅱ级低省、Ⅰ级低省加热后回至#7低加进口，设计流量1006t/h。BMCR工况下，I级低省设计将烟气温度由118℃降至110℃，凝结水由91.8℃升至100℃以上，Ⅱ级低省设计将烟气温度由115℃降至90℃、凝结水由65℃升至91.8℃。第Ⅰ级低省换热面积设计裕量10%，最大可满足入口烟气温度133℃的换热效果。
为防止管束壁温过低造成严重的低温腐蚀，系统设有热水再循环以控制Ⅱ级低温省煤器入口水温为65℃以上。为克服系统阻力，保证正常回水，凝结水管路上设两台凝结水增压水泵，一运一备，克服整套系统阻力，使得系统能够正常运行, 水泵的流量和压头裕量分别不小于10%和20%。
工程烟气余热利用系统图
2.2 设备结构
Ⅰ级低温省煤器凝结水换热温差为8℃，Ⅱ级低温省煤器凝结水换热温差为25℃，整体换热温差为33℃，考虑到传热温差小，且烟道布置空间受限，这就要求受热面结构紧凑以减小体积来适应布置空间，同时可起到减少材料耗量，降低制造成本的作用。为达到设计要求的换热量，传热管必须采用扩展受热面强化传热。该工程低温省煤器采用双H型翅片管作为换热元件，由于其制造工艺简单，能有效增大管外换热面积，强化传热。因而在常规锅炉设计与改造、利用中低温余热的余热锅炉以及其它换热设备中得到了广泛的应用。另外，H型翅片管较光管而言，可以提高传热管外壁面的温度，有利于减缓低温腐蚀。同时较之螺旋翅片管而言，其自清灰能力较强。
I级低温省煤器采用H型翅片管，单管圈、顺列、逆流布置。每台I级低温省煤器由上而下分3组，第1、2组管组19排管排，第3组管组18排管排，每排10根H型翅片管。吹灰器设置于设备烟气出口侧，每组换热面设进出口集箱，通过手动闸阀与联箱连接，方便单组换热面泄漏时进行切除。
I级低温省煤器布置图
Ⅱ级低温省煤器采用H型翅片管，双管圈、顺列、逆流布置。每台Ⅱ级低温省煤器分高温侧和低温侧。高温侧、低温侧均为5组管组，第1、2、3、4组管组21排管排，第5组管组20排管排。高温侧与对应的低温侧管组通过集箱连接管连接。吹灰器布置于设备高温侧与低温侧之间，由上而下共3层，采用半伸缩式吹灰器。每组换热面设进出口集箱，通过手动闸阀与联箱连接。
Ⅱ级低温省煤器布置图
2.3工作原理
低温省煤器是为了满足火力发电厂烟气深度冷却增效减排而设计开发的排烟余热回收装置。本装置回收火电厂排烟余热，加热凝结水，减少汽轮机抽汽，增加发电功率，构成火电厂余热回收凝结水回热加热系统。
低温省煤器又可称为烟气深度冷却器、烟气预热利用装置、烟气余热回收装置、烟气冷却器等等。其采用翅片管作为换热元件，翅片管内通水，烟气流经翅片管外壁，因水温低于烟气温度，水经翅片管吸收烟气的热量，水温升高的同时使用温度降低。
3 设备安装
3.1安装准备
低温省煤器安装单位在详细研究本低温省煤器的安装图纸后，结合具体的施工条件和其它有关技术规定。在施工中应对每道工序均应仔细检查，做好记录，并严格进行组件分阶段验收及低温省煤器安装完毕后的整体验收。
安装前首先应按图纸复核各零部件的数量和尺寸，检查各配合部分是否正确。详细检查各零部件在运输和保管过程中所造成的各种损坏情况，作出记录并确定校正方法。当构件的变形量不大时，可用冷态校正方法，经校正后其表面不应有凹坑，裂纹等损害。对变形量不大，本身结构比较坚固的构件，需采用热校正法。
所有零部件必须在确认消除缺陷合格后方能进行组合安装。低温省煤器安装应采取交叉、平行、流水作业方式。各工种应互相协调配合，保证工程安装顺利进行，确保安装质量。
3.2 安装流程
3.2.1 I级低温省煤器：
（1）按照安装图纸所示，将I级低温省煤器底座定位。
注意，底座有排污槽一侧对应烟气出口侧。
（2）根据图纸低温省煤器设备本体与底座的位置标识，将第1组管组先定位，定位完毕后，集箱侧管板须与底座护板满焊。中间管板与底座护板焊接采用滑焊的方式，焊接量不低于200mm。远离集箱侧管板与底座护板采用间接焊接即可。
（3）将封壳立柱定位，与底座护板满焊。
（4）吊装第2组管组，与第1组管组对齐，焊接方式与步骤②相同。依次完成3管组的安装。
（5）组装封板，焊接吹灰器吹灰管支撑架，安装吹灰器。
注意，如果吹灰管与后封壳干涉，须将干涉部分扣除，并且对烟道重新密封。
（6）根据小集箱的进水或出水口位置，现场对总联箱进行开口，根据图纸所示，安装阀门及相应接管。
注意，进水联箱定位完毕后，须现场对进水联箱增加支撑。
（7）现场对设备疏水管道和吹灰器管道进行操作阀门的定位和安装，并且与相应管道对口。
3.2.2 II级低温省煤器：
（1）按照图纸所示，将II级低温省煤器底座定位。
注意，须对设备底座一侧的支腿进行满焊处理。
（2）根据图纸低温省煤器设备本体与底座的位置标识，将高温侧或低温侧第1组管组先定位，定位完毕后，集箱侧管板须与底座护板满焊。远离集箱侧管板与底座护板采用间接焊接。然后将低温侧或高温侧第1组管组定位，集箱侧管板与底座护板满焊，中间管板与底座护板焊接量不低于200mm。远离集箱侧管板与底座护板采用间接焊接。
（3）将封壳立柱定位，与底座护板满焊。
（4）吊装第2层管组，与第1层管组对应对齐。依次完成剩余4层管组的安装。
（5）装封板，焊接吹灰器吹灰管支撑架，安装吹灰器。
（6）用连接管连接对应高温侧与低温侧管组小集箱，同时根据小集箱的进水或出水口位置，现场对总联箱进行开口，根据图纸所示，安装阀门及相应接管。
（7）现场对设备疏水管道和吹灰器管道进行操作阀门的定位和安装，并且与相应管道对口。
4 水压试验
低温省煤器的水侧压力系统及其附属装置组装完毕后，可进行整体水压试验。水压试验压力4.0MPa。
水压试验前注意事项:
（1）水压试验前，将集箱内的杂物清理干净，检查管子内有无堵塞，人孔、手孔、法兰是否拧紧密合；
（2）装置校验合格的压力表；
（3）装设好排水管道和放空气阀；
（4）检查所有的仪表是否都已隔离，不会由于超压而损坏；
（5）审核安全阀说明书中的水压试验工艺，并按安全阀说明书的要求在低温省煤器水压试验时对安全阀采取保护措施。
（6）在试验时，应使用除盐水。水压试验应在环境温度高于5℃时进行。水压试验用的水应保持高于周围露点的温度以防锅炉表面结露，一般为20℃~70℃。
5 设备/系统调试
5.1调试内容
（1）低温省煤器系统管道冲洗
（2）低温省煤器升压泵试转
（3）低温省煤器的启动及停运
5.2试验工艺及要点
5.2.1低温省煤器系统管道冲洗
（1）低温省煤器进口管道冲洗
低温省煤器管路冲洗前流量孔板，调节阀均不要安装用短管短接代替，升压泵进出口管道直接短接，旁路升压泵。低温省煤器进口电动门后接临时管排入就近雨水井。
启动凝结水泵，全开#8低加入口至低温省煤器调节阀前后手动门，全开升压泵进出口电动门，全开升压泵出口流量调节阀前后手动门，通过控制低温省煤器进口电动门对低温省煤器前管道冲洗至目测清洁。
冲洗完成后，恢复管道，接入低温省煤器。
(2) 低温省煤器冲洗
打开低温省煤器进、出口联箱放气阀。
关闭低温省煤器出口电动门。
微开低温省煤器进口电动门往低温省煤器注水，待注水至放空阀处连续水流出。
打开各联箱排污阀，对低温省煤器系统冲洗至目测清洁
（3） 低温省煤器出口管路冲洗
打开#6低加进口电动门，关闭#5低加出口电动门，打开低温省煤器出口电动门，关闭#5、#6低加旁路门，打开#5低加出口至锅炉疏水扩容器电动门。
对低温省煤器出口管路进行冲洗至目测清洁
5.2.2 低温省煤器升压泵(以下简称升压泵)试转
升压泵试转前的条件检查确认
设备安装完毕，已经过静态验收检查合格
设备运行相关的监视表计已校验合格，显示正确
试转所用检测的仪器仪表已备好
手动盘动升压泵传动组，确认转动部件无卡涩，动静部件无碰磨现象
相关系统阀门传动结束，动作正确
升压泵轴承体内加入适量的润滑油，油质符合要求，油位在油位计中心线2毫米左右的位置。
升压泵进口管道冲洗干净，目测清洁。
升压泵已送电，就地控制箱显示正常。
5.2.3升压泵试转
（1）启动凝泵，微开#8低加出口至低温省煤器电动门，往泵体及系统注水至空气放尽。检查各阀门处于开启位置：
（2）启动升压泵，建立再循环系统试运，通过控制再循环调节阀控制流量，确认转向正确，出口压力正常，试转电流不超额定电流，升压泵轴承温度不超外界温度35℃，极限温度不超75℃，检查升压泵和电机冷却水畅通，运行中无不正常噪声，一切正常，连续运转2小时，如果在15分钟内轴承温升小于1℃，可以停止试运，如果超过，延长试转时间。
（3） 升压泵试转结束，停升压泵。
6 低温省煤器的投停
6.1低温省煤器的投运前条件检查确认。
低温省煤器系统注水查漏工作结束，升压泵试转正常，联锁保护正常。低温省煤器入口烟温在118℃以上。
按照前述操作方式启动低温省煤器升压泵，打开低温省煤器至#6低压加热器入口电动门，关闭#8低加至#7低加出口电动门，通过缓慢开大流量调节管路气动调门开度，调整低温省煤器出口烟温在85℃以上，投入低温省煤器再循环调门自动及流量调节门自动，注意其调节情况。
6.2低温省煤器停运
当低温省煤器出口烟温低于90℃时（或低温省煤器入口水温不能保证65℃时），打开#8低加入口与#7低加出口之间电动门，关闭#8低加入口至低温省煤器电动门；低温省煤器停止进水。如果长期停运，热水温度低于50℃停增压泵，关闭其进出口阀门，关闭#8低加入口至低温省煤器进水电动门、低温省煤器至#7低加入口电动门，打开各系统放空和放水阀，将水排尽后关闭。
7 停炉后的维护保养
为预防低温省煤器停炉后内、外部腐蚀，必须对低温省煤器进行养护。紧急停炉后一般采用湿法养护，长期停炉应采用干法养护或除湿机养护。
7.1湿法停炉保养
当有正确处理的水时可以采用湿法停炉保养。湿法停炉保养时通过提高PH值和除去湿法保养介质的氧气来防止腐蚀。湿法停炉保养用水的处理应该由化水处理的专业人员决定，通过正压阻止外界空气进入锅炉的工质侧。
7.2干法停炉保养
无论是否有冻结的可能，在没有经适当处理的水，或需长期停炉(超过两周)时，应考虑采用干法停炉保养。干法停炉保养时通过排出所有锅炉内水分来防止腐蚀。
7.3充氮保护
当疏水后充入氮气是隔离氧气的有效方法。当锅炉降到0.07MPa时，从集箱或上部连接管中充入氮气。锅炉开始疏排水时吹入氮气以置换水。当氮气从各疏水管道排出时，关闭疏排水阀门。保持氮气的压力在0.035MPa以防止外部空气进入。
7.4干燥空气连续循环
干燥空气(相对湿度小于30%)在管侧连续循环时是降低湿度的经济有效的方法。干燥空气流经工质侧时可以带走管侧的水分。通过开关各点放气、疏排水阀门，确保干燥空气流经工质侧各处。当工质侧湿度达到要求时(大概需要一天)，需关闭所有阀门以防空气进入，并定期检查。
7.5干燥剂
用干燥剂来吸潮也是一种常用的方法。硅胶能吸收它本身重量25%的潮气。根据现场的温度和湿度计算所需的硅胶的用量。也可以用CaO，把干燥剂放置在扁平的防腐蚀的盘中，放入集箱中，注意不要堵住开孔处。注意不要撒出任何干燥剂，否则会产生腐蚀。
8 结束语
锅炉烟道采用两级低温省煤器在2×1000MW机组应用研究，结构紧凑，同时可起到减少材料耗量，降低制造成本。采用双H型翅片管作为换热元件，制造工艺简单，能有效增大管外换热面积，强化传热。因而在常规锅炉设计与改造、利用中低温余热的余热锅炉以及其它换热设备中得到了广泛的应用，为同类型机组具有重大的参考借鉴意义。
参考文献:
[1]赵之军，冯忠伟，于娟.电站锅炉排烟余热回收的理论分析与工程实践[J].动力工程.2009.（11）:27-30
[2]刘鹤忠.连正权.低温省煤器在火力发电厂的运用探讨 [J].电力勘测设计.2010（04）:26-29
张秋兵：1977年07月19日, 男,本科学历，高级技师、工程师，主要研究方向：电厂锅炉设备、环保设备；
论文作者:张秋兵
论文发表刊物:《电力设备》2018年第25期
论文发表时间:2019/1/21
标签：省煤器论文; 低温论文; 烟气论文; 底座论文; 换热论文; 锅炉论文; 凝结水论文; 《电力设备》2018年第25期论文;