燃机烟气与燃煤锅炉耦合燃烧技术
0 引 言
当前,全球能源转型是大势所趋,在环保要求及碳减排约束下,天然气发电的清洁化优势及其在能源转型中的作用日益显现[1-4]。天然气发电一般采用燃机,燃机烟气温度较高,在600 ℃左右。为充分利用烟气余热,一般在尾部布置余热锅炉。余热锅炉的效率不高,为提高燃机烟气余热利用效率及安全性,国内外学者做了较多研究。卢培等[5]研究余热锅炉变工况运行特性以提高整体煤气化联合循环发电技术的效率,通过分析余热锅炉的工作原理及传热传质原理,使用MATLAB 软件展开编程计算,探究给水温度、给水压力、液相换热系数以及气相换热系数与余热锅炉内吸热量的关系,发现在液相换热系数与气相换热系数不变的情况下,给水温度或给水压力增加,余热锅炉的吸热量会减少,在给水温度与给水压力不变时,液相换热系数或气相换热系数增加,余热锅炉的吸热量增加;蒋刚[6]研究燃气-蒸汽联合循环启停操作过程中汽包壁温差大的现象,从余热锅炉汽包结构特点和启停过程传热特性入手,详细剖析余热锅炉汽包壁温差超限的原因,找到余热锅炉负荷变动中汽包壁温差大的末端影响因素,得出提高余热锅炉汽包上水初温、改变汽包升温升压速率、加快余热锅炉水循环等,可有效防止机组启停过程中汽包上、下壁温差大;樊立安等[7]研究了9E燃机配套余热锅炉深度节能技术,提出了低压汽水系统方案及低温余热发电方案,通过热力计算,得出2种方案均可将余热锅炉排烟温度降低至90 ℃左右,其中低压汽水系统方案解决了节点温差对中温烟气余热利用的限制,低压系统设计 0.17 MPa时,余热锅炉排烟温度可降低至90 ℃,此时可增加机组发电功率约2.8 MW;低温余热发电方案则直接利用低温排烟余热,通过增加ORC膨胀发电装置以实现低温余热发电,发电装机可达约2.5 MW;黄庠永等[8]研究了烟气再循环率对主燃区燃料N转化率的影响,采用CHEMKIN软件构建了两段PFR反应器模型,研究了主燃区空气系数、烟气再循环率和温度对NOx排放的影响。空气系数增加,燃料N转化率提高;烟气再循环率较低时,增加空气系数会明显提高燃料N转化率。随烟气再循环率增加,燃料N转化率降低。
笔者研究350 MW切圆燃烧方式燃煤锅炉与9F级燃机烟气耦合方案,分析烟气耦合的多种方式,提出一套可行的燃机烟气与燃煤锅炉耦合的技术方案,并通过全尺寸数值模拟研究,分析烟气耦合后对燃煤锅炉燃烧特性的影响,提出改进方案。
1 试验设计
研究对象为某公司350 MW切圆燃烧方式燃煤锅炉WGZ1150/25.4-1,为超临界直流炉,固态排渣,一次再热,平衡通风,全钢构架,半露天岛式布置带紧身封闭,配备正压直吹式中速磨制粉系统,燃烧器四角布置且可上下摆动,通过喷水减温及煤水比控制过热汽温。锅炉主要设计参数见表1。
表1 锅炉参数
Table 1 Parameters of boiler
为了推进能源消费向低碳转变,大力开展燃机发电项目,该公司准备新建一台9F级燃气轮机,其烟气参数见表2。
表2 燃机烟气参数
Table 2 Parameters of gas turbines gas
燃机排烟温度高达610 ℃,为有效利用燃机排烟热量,提高燃机排气利用效率,有必要探索燃煤锅炉与燃机耦合技术。根据燃烧学基本理论,在混入燃机烟气后,计算燃煤锅炉的燃烧理论空气量、烟气量、燃烧器喷口速度等参数。
2 烟气耦合技术路线分析
新增单台燃机,烟气量为2 600 t/h,烟气温度约610 ℃,若将所有排气引入一台燃煤锅炉,锅炉烟气量将大幅增大,炉膛温度降低,严重影响锅炉安全运行,故考虑将排气平均引入2台燃煤锅炉,即每台燃煤锅炉引入烟气量为1 300 t/h。
对于燃煤锅炉,燃机烟气耦合引入方式有2种:① 直接进入尾部烟道,不参与锅炉燃烧;② 引入炉膛,作为锅炉燃烧风量的一部分。燃机烟气直接进入尾部烟道需要核算尾部受热面能否适应。引入炉膛方式有:① 从炉膛底部进入;② 从炉膛上部进入;③ 混入二次风道通过二次风喷口进入。
2.1 燃机烟气引入转向室出口(燃煤锅炉后包墙)
燃机烟气引入燃煤锅炉转向室出口,不参与锅炉燃烧,相当于直接增加锅炉烟气量。锅炉BRL工况设计烟气量1 368 t/h,可知若将燃机1 300 t/h烟气引入转向室出口,总烟气量将远高于燃煤烟气量。BRL工况时,燃机烟气送入转向室将导致燃煤锅炉尾部烟气量增加1倍,流经省煤器、低过和低再的烟气流速增加1倍,将远超受热面设计最大允许烟气流速,导致受热面磨损加速、省煤器中工质过冷度大幅降低、低温过热器、低温再热器蒸汽温升大幅增加(可能导致受热面壁温超温)等。此外,若燃煤锅炉受热面按燃机满负荷烟气量引入设计,尾部受热面将会大幅减小,若燃机低负荷运行或停运,燃煤锅炉受热面将无法匹配机组运行参数的要求,导致机组运行更不灵活。综上,将燃机烟气引入转向室出口方案不可行。
2.2 燃机烟气直接引入炉膛
将燃机烟气直接引入燃煤锅炉炉膛底部,将大幅增大炉膛烟气量;在炉膛下部引入时需保证炉膛氧量不变,减少燃煤锅炉二次风风量。理论计算表明,燃煤锅炉额定负荷下,将燃机烟气量平均引入2台锅炉底部,能够满足锅炉燃烧需求,但大量的燃机烟气集中从炉底引入,属于无组织风量,严重影响锅炉燃烧,甚至威胁锅炉安全运行,故将燃机烟气从燃煤锅炉炉膛底部引入方案不可行。同理将燃机烟气从炉膛上部引入方案亦不可行。
2.3 燃机烟气混入燃煤锅炉二次风引入炉膛
将燃机烟气与燃煤锅炉二次风均匀混合后送入燃煤锅炉炉膛,燃机烟气热量代替部分煤量。锅炉烟气量计算见表3。引入燃机烟气后总烟气量增加率为14.3%。
表3 锅炉烟气量
Table 3 Volumes of boiler flue gas
由表3可知,将燃机烟气(1 300 t/h)引入二次风风道混合并送入炉膛,额定负荷下锅炉燃料量由151.13 t/h降至116.99 t/h,一次风量160.00 t/h,二次风量0。燃机烟气中氧含量与一次风中氧含量能满足煤粉燃烧需求。锅炉尾部烟气量由1 368.00 t/h升至1 563.80 t/h,上升14.3%,烟气量上升少。从锅炉燃烧及受热面安全考虑,锅炉额定负荷下,将燃机烟气通过二次风道引入2台燃煤锅炉,方案可行。其他负荷时,烟气耦合量需保证耦合后锅炉产生烟气总量不高于设计值的120%。
3 数值模拟工况
燃机烟气与燃煤锅炉耦合时,采用第2.3节所述方案,示意如图1所示。来自燃机含氧量低的烟气经增压风机2增压后,经烟道3、4,通过烟气喷嘴6分别喷入前后墙二次风风道7内,烟气喷入方向与二次风流向垂直,利于烟气与二次风混合,使二次风与烟气充分混合;烟气与二次风混合后通过炉膛上各二次风喷口及燃尽风喷口进入炉膛,不造成炉膛局部区域氧量过低,不对炉膛内燃烧组织造成不利影响。
图1 烟气耦合系统示意
Fig.1 Diagram of flue gas system
燃机烟气与燃煤锅炉烟气耦合时,保持输入炉膛热量和炉膛燃烧所需氧量不变,将燃机产生的烟气替代部分助燃空气送入炉膛内参与燃烧,锅炉整体结构和性能参数基本不变,减少煤量输入,根据煤量所需氧量和输入烟气量求得最终所需煤量、冷风流量和混入烟气流量,耦合后烟气量变化不超过原烟气量20%,模拟工况见表4。工况1为原始工况,工况2为烟气耦合工况。
表4 工况参数
Table 4 Parameters of each operating mode
续表
4 数学模型及网格划分
模拟计算用的CFD软件为ANSYS。用ICEM进行网格划分,为使数值模拟结果与实际情况相符,本模拟用1∶1建模,炉膛用非结构化网格,并在燃烧器喷口区域对网格局部加密[9]。为消除网格带来的模拟误差,进行网格无关性验证,最终确定网格总数594万个。具体形式如图2所示。
图2 炉膛网格
Fig.2 Gird of furnance
锅炉燃烧器入口用质量流量入口边界条件,质量流量数值根据喷口设计流速、尺寸和氧化剂温度计算得到;锅炉出口边界设定为压力出口边界条件。数值模拟在计算连续相与颗粒相时用组分输运模型和DPM模型[10-11];炉膛壁面边界用标准壁面函数(Tandard Wall Function)[12];湍流模型用带旋流修正的Realizable k-ε双方程气相湍流模型[13];处理炉内辐射换热用DO模型;煤粉颗粒在炉内的运动轨迹追踪用随机轨道模型(Stochastic Tracking)[14-16]。假定煤粉颗粒在挥发分析出过程中粒径不变,挥发分析出使用单步反应模型(Single-rate Model);煤粉颗粒燃烧用两步反应模型,即生成中间产物CO再与O2反应生成CO2;煤粉颗粒在炉内的流动、燃烧及辐射换热均遵从受力平衡及CFD 6传热/传质关联定律[16]。在计算NOx生成量时用后处理方法,且只计算热力型和燃料型NOx[17-23]。为加快计算速度,降低部分参数的松弛因子[24]。
5 数值模拟计算结果及分析
5.1 数值模型验证
数值模拟以BRL工况为基础工况,先通过锅炉实际运行DCS数据及试验数据计算各级受热面的吸热量,通过调整自主开发的煤粉锅炉燃烧专有子模型UDF参数,将数值模拟结果各级受热面的吸热量与实际值误差调整至5%以内,保证整个炉膛传热分布计算的准确性,真实反映炉膛内的换热及热流密度分布规律,确保为后续分析提供精准预测结果。各级受热面吸热量数值模拟值与试验值对比见表5。
表5 各级受热面吸热量数值模拟与试验
Table 5 Heat absorption capacity of each heating surface for numerical simulation and experimental
5.2 烟气耦合对锅炉燃烧特性的影响
图3给出工况1和工况2的燃煤锅炉横截面速度分布。工况1和工况2均能形成好的切圆。对比两工况切圆大小,工况2切圆比工况1 大,有气流刷墙现象。通过计算发现烟气耦合后主燃烧器区域二次风速度由47 m/s升至62 m/s,切圆变大,最终导致气流略微刷墙。
图3 锅炉横截面速度分布
Fig.3 Velocity distributionse at the centre cross section of burner
图4给出燃煤锅炉横截面及对角(1、3号角)截面温度分布。与工况1相比,工况2炉膛温度整体低。主要因为工况2入炉煤量减少35.65 t/h,而炉内烟气量增加14.3%,炉内燃烧放热减少使炉内烟气温度降低。
图4 锅炉横截面及对角截面温度分布
Fig.4 Temperature distributionse at the centre cross section and diagonal section of burner
图5给出燃烧器中心横截面煤粉着火温度分布。与工况1相比,工况2的煤粉着火距离有所减小。主要因为虽然燃机烟气耦合后,助燃介质氧气浓度下降,但燃机烟气温度高,造成煤粉挥发分提前析出,煤粉着火提前。
图5 燃烧器中心横截面煤粉着火温度分布
Fig.5 Pulverized coal ignition temperature distributionse at the centre cross section of burner
图6给出锅炉水冷壁热流密度分布。与工况1相比,工况2水冷壁吸热量降低,主要因为锅炉总输入热量不变下,炉内烟气温度随烟气量增加而降低,而水冷壁吸热以辐射换热为主,对炉内烟温十分敏感,炉膛温度降低后,锅炉水冷壁辐射吸热量降低,导致水冷壁吸热量降低。锅炉辐射吸热降低后,炉膛上部对流受热面吸热增多,需评估烟气耦合后对上部受热面影响。
图6 水冷壁热流密度分布
Fig.6 Heat flux distributions of water wall
图7给出炉膛各级受热面进口烟气温度。随着烟气流动方向,烟气温度逐渐降低。工况1炉膛出口烟气温度1 256 ℃,工况2炉膛出口烟气温度工况1 123 ℃,工况1炉膛出口温度比工况2高,主要因为在锅炉总输入热量不变的前提下,燃煤锅炉炉内烟气温度随燃机烟气引入量增加而降低;工况1省煤器出口烟气温度 381 ℃,工况2省煤器出口烟气温度 379 ℃,经对流受热面后,工况1与工况2烟气温度相差小,表明锅炉尾部受热面可适应烟温偏差。2部分二次风被燃机烟气替代,经空预器的冷风流量大幅降低,导致空预器换热量大幅下降,造成排烟温度大幅上升。为充分利用烟气余热,需在空预器后增加烟气余热利用装置。
图7 受热面进口烟气温度
Fig.7 Temperature of flue gas at the inlet of the heating surface
图8给出锅炉炉膛出口NOx浓度及焦炭燃尽率计算结果。工况1的焦炭燃尽率98.91%,工况2的焦炭燃尽率96.90%。与工况1相比,工况2的焦炭燃尽率降低2.01个百分点。主要因为烟气耦合后,炉膛温度降低,不利于焦炭燃尽;烟气耦合后炉膛烟气流速上升较大,导致煤粉颗粒停留时间缩短,焦炭燃尽率降低。工况1炉膛出口NOx质量浓度222.1 mg/m3,工况2炉膛出口NOx质量浓度229.5 mg/m3,烟气耦合后,NOx排放浓度略增加。工况2炉膛温度比工况1低,利于抑制NOx生成,但锅炉总输入风量不变,而输入的N2总量增加,利于N2转换为NOx,二者共同作用使烟气耦合后炉膛出口NOx浓度略增加。焦炭燃尽率降低将影响锅炉热效率,对于350 MW超临界机组,粗略计算焦炭燃尽率降低2.01%,将使锅炉发电煤耗升高约2.0 g/kWh。余热锅炉效率约80%,350 MW超临界机组锅炉效率约93%,烟气耦合后,燃机烟气余热的利用效率由约80%升至约93%,利用效率大幅提高,按燃机烟气量1 300 t/h计算,相当于可利用的烟气余热增加31 293.5 kW,折算成发电煤耗相当于发电煤耗降低10.98 g/kWh。从机组总体能耗来看,烟气耦合后能耗降低8.98 g/kWh,表明燃机烟气与燃煤锅炉耦合燃烧技术方案可行。
图8 焦炭燃尽率与NOx浓度分布
Fig.8 Burnout rate and NOx emissions of furnace outlet
6 结 论
1)对比烟气耦合前工业试验及数值模拟锅炉各级受热面吸热量,二者偏差在5%以内,表明数值模拟计算模型选择合理。
2)保证锅炉输入热量不变及锅炉过量空气系数不变的前提下,燃机烟气作为助燃风混入二次风后进入燃煤锅炉炉膛,炉膛出口烟气量增加14.3%,烟气增加量少。
3)烟气耦合后,烟气温度高,燃烧器喷口二次风速增大,切圆直径变大,气流略刷墙;耦合后烟气量增大,锅炉炉膛温度降低,水冷壁吸热量下降。
4)烟气耦合后,燃煤锅炉炉膛温度降,输入炉内的N2增加,造成锅炉炉膛出口NOx浓度略上升,焦炭燃尽率降低,锅炉效率下降。
5)烟气耦合后燃煤机组发电煤耗升高2.0 g/kWh,但燃机烟气余热的利用效率由约80%升至约93%,利用效率大幅提高,折算成发电煤耗相当于发电煤耗降低10.98 g/kWh,从机组总体能耗来看,烟气耦合后能耗降低8.98 g/kWh。
6)烟气耦合后,通过空预器的风量大幅降低,造成空预器换热量大幅下降,排烟温度升高,为充分利用烟气余热,需增设余热利用装置。
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Coupling combustion technology of gas turbines flue gas and coal-fired boiler
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