大西热能-免检低氮燃气蒸汽发生器小编2023年10月05日参考整理 摘要：聚酯纤维生产工艺需要利用导热油控温，循环流化床蒸汽锅炉为导热油提供热量，循环流化床的运行直接影响产品的能耗。本文通过对一家聚酯纤维厂的循环流化床锅炉进行考察分析，提出利用背压式汽轮机发电，排气外供的节能改造方案，对方案中的蒸汽系统的设备进行初步计算，并对经济性进行测算。
大西热能-7台1.5吨燃气蒸汽发生器
1 引言
浙江某高新纤维厂生产聚酯纤维工业丝，聚酯纤维生产工艺缩聚过程需要控温在280～290℃，使用循环导热油加热系统进行控温。循环导热油的热源为高压蒸汽，高压蒸汽来自一台循环流化床蒸汽锅炉。项目运行后存在能耗高，产品成本高的问题，无法达到预期经济目标。产品运行成本中用电成本和耗煤成本占比最大，考察整个流程，以循环流化床锅炉的蒸汽系统为节能改造点，通过对锅炉的运行分析，制定节能增效改造方案。
2 循环流化床蒸汽锅炉运行分析
该项目循环流化床锅炉燃烧与烟风系统与传统的煤粉炉类似，锅炉本体由燃烧设备、给煤装置、床下点火装置、分离和返料装置、承压受热面、空气预热器、钢架、平台扶梯、炉墙等组成。不同处，该锅炉在分离器出口并列设置了两个烟气通道，分别布置部分高压受热面（过热器、蒸发器、省煤器）和低压受热面（蒸发器上段和中段），两通道烟气流量通过底部闸板予以调节，之后两通道烟气汇合，流经SCR 装置区域，再通过低压蒸气发生器下段与低压省煤器、共用空预器，最后排除。
锅炉蒸汽系统分高压蒸汽流程和低压蒸汽流程。高压汽包产生的高压饱和蒸汽经汽包汽水分离器后进入过热器，过热后的高温高压蒸汽由减温减压器调整到需要的温压后外送。在生产装置处，高温高压蒸汽进入汇汽集箱后进入工艺换热器，与导热油进行换热，换热后蒸汽变为凝结水进入疏水罐，再回到缓冲罐，由循环水泵升压后送至高压省煤器，再重新进入汽包，汽包内饱和炉水进入下降管，再分配到炉内上升管吸收烟气热量后变为饱和蒸汽返回汽包，汽包内的饱和蒸汽经过汽水分离装置后送出，完成整个循环。低压蒸汽来自低压汽包，用于厂区和除氧器加热。低压汽包给水来自除氧器。除氧器使用除盐水车间的除盐水和低压蒸汽制取除氧水，除氧水经低压给水泵将低压给水经低压省煤器加热后送至低压汽包。高压给水泵用于高压蒸汽减温和缓冲罐的补水。蒸汽工艺流程如图1所示。
注：1—高压汽包；2—过热器；3—减温减压器；4—汇汽集箱；5—工艺换热器；6—疏水器；7—缓冲罐；8—循环水泵；9—高压省煤器；10—低压汽包；11—低压省煤器；12—低压给水泵；13—除氧器；14—高压给水泵
考察本项目循环流化床锅炉运行，存在排灰量大，飞灰中固体颗粒物含量多，炉渣中未燃尽的碳含量也高的问题。影响固体不完全燃烧损失的因素有燃料特性、燃烧方式、炉膛结构及运行情况[1]。
由于本项目为改造项目，本文仅就运行情况进行分析。本项目设计额定蒸发量为110t/h，实际运行65.9 t/h，设计燃烧温度为880 ℃左右，实际床温仅780 ℃，床温低是导致固体不完全燃烧损失较高的一个因素。循环流化床锅炉设计参数见表1，循环流化床锅炉实际运行参数见表2。
为提高锅炉热效益，锅炉应减少不完全燃烧损失，为提高经济效益，须充分利用锅炉的热能。锅炉应提高燃烧温度至设计燃烧温度，提高锅炉负荷至满负荷运行，蒸汽一部分用于工艺换热器，一部分进入汽轮机发电。
背压式汽轮机排气全部供热用户使用，完全没有冷源损失，没有冷凝器，因而投资也小，但其要求有稳定可靠的热负荷[2]。考察聚酯纤维厂周围有厂区有供热需求，因此使用背压式汽轮机发电以抵消项目部分用电，汽轮机排气用于厂区供热及除氧器加热，多余低压蒸汽可外供的方案可行。因低压蒸汽来源于汽轮机，可取消低压汽包，整个蒸汽系统的能量利用会大幅提高，同时产生很好的经济效益。改造后的蒸汽系统工艺如图2所示。
注：1—高压汽包；2—过热器；3—减温减压器；4—汇汽集箱；5—工艺换热器；6—疏水器；7—缓冲罐；8—循环水泵；9—高压省煤器；13—除氧器；14—高压给水泵；15—减温器；16—背压式汽轮机
汽轮机通过汽轮机叶片，将过热蒸汽的热能转化为机械能，蒸汽通过多级叶片后温压都降低，如果蒸汽的过热度低，在启动过程中，由于前几级的温度降过大，后几级温度有可能低到此级压力下的饱和温度，变为湿蒸汽。蒸汽带水对叶片的危害极大，因此需要提高蒸汽的过热度，才能使汽轮机安全稳定运行。
设计压力13.7MPa 蒸汽对应的饱和温度为335℃，设计温度380℃，过热度为45℃，达不到汽轮机要求的过热度。对于13.7MPa 蒸汽，一般用于驱动汽轮机的蒸汽温度为540℃。因本项目为改造项目，蒸汽过热度取决于后续锅炉改造后的换热面布置。本文经济性测算按540℃进行计算。
3 节能增效改造措施
通过对循环流化床锅炉的分析，节能增效改造需要提高出口蒸汽过热度，锅炉额定工况运行，增加背压式汽轮发电机组，富余蒸汽外供。改造措施包括以下几个方面。
3.1 锅炉改造
为提高蒸汽过热度，在高压过热器前增加换热器，增加换热面积，封堵原受热面烟道，使整个循环流化床锅炉产13.7MPa,540℃的高品位蒸汽。以原锅炉额定负荷运行总热量不变的原则，计算额定蒸发量为102t/h,耗煤量为10.7t/h。
3.2 增加减温器
根据下游高压蒸汽用户使用特点，导热油换热后温度320℃，因换热使用的是蒸汽压力下的汽化潜热, 13.7MPa 下的饱和温度为335℃，因此无需减压，只减温。
为不改变原工艺换热器运行参数，减温器将一次蒸汽540℃降为380℃，一定的过热度有利于蒸汽输送，减少疏水损失。减温水来自除氧器的高压给水泵。根据热平衡计算减温器参数为：一次蒸汽流量50.9t/h,减温水流量15t/h,二次蒸汽流量为65.9t/h。
3.3 增加背压式汽轮机
锅炉额定蒸发量102t/h,减温用于工艺加热的蒸汽为50.9t/h,剩余51.1t/h 可用于汽轮机发电，汽轮机的背压为1.2MPa,满足低压用户蒸汽压力需求，背压式汽轮机参数见表3。
3.4 更改高压给水泵
高压给水泵为减温减压器、减温器和锅炉提供补水。根据改造方案，增加了15t/h 的减温水流量，缓冲罐的补水量为蒸发量与工艺蒸汽凝液返回量的差值36.1t/h,加上锅炉的排污损失2t/h,总计53.1t/h。高压给水泵原设计流量为20t/h，不能满足需求，需进行更换。
4 经济性测算
4.1 收益计算
本次节能改造方案经济收益包括发电收益和外供蒸汽收益,另还包括提高锅炉效率收益。根据表2、表3参数，锅炉年运行时间按8400h，发电按每度电0.7元计算，每年可节省电费4116万元。外供蒸汽按每吨250元计算，外供蒸汽收益为6741万元。锅炉效率提高的收益可按节省耗煤量计算，煤价2022年购买价格为每吨1420元，锅炉效率提高4%，相对原运行工况锅炉，可节省费用300万元。按节能方案运行，蒸汽锅炉相对原工况运行可增加收益11157万元。
4.2 增加成本
节能增效改造方案增加投资包括锅炉改造费用、减温减压器、减温水泵、背压式汽轮发电机组费用、外供蒸汽管道和凝液回收管道费用，估算设备购置费、主要材料费、安装费、建筑工程费，总投资费用约4000万。
按照节能增效方案运行，因增加蒸汽量而增加的煤、水、电费用。增加耗煤费用为5248万元，增加电费440万元，增加水费2万元（按供热凝结返回，仅排污补水计），总增加运行费用5690万元。
4.3 经济性评价
改造原锅炉，提高蒸汽蒸发量，锅炉额定负荷运行，可提高锅炉效率。多余蒸汽采用背压式汽轮机发电，汽轮机出口蒸汽除满足自用低压蒸汽外，多余蒸汽外供，可增加锅炉经济效益。每年运行可增加净收益5467万元，总投资费用约4000万元，预计1年就可产生收益。
5 结语
原循环流化床锅炉是根据项目蒸汽需求，设计双烟道结构，锅炉产高压和低压两种规格的蒸汽，满足了工艺需求，但从锅炉的经济性角度，应尽可能产高品位蒸汽，对高品位蒸汽进行梯级利用，一方面满足了工艺蒸汽需求，另一方面利用背压式发电机进行发电，排汽用于供热，整个系统能量利用效率高，符合国家节能要求，并为公司创造了经济收益。此次改造方案投资最少，经济效率好，建议类似的蒸汽锅炉改造时可参考。