摘要：本文主要基于660MW火力发电机组布置于脱硫塔入口处低温省煤器的应用现状，进行低温省煤器在降低排烟温度，提高凝结水温等方面节能效益分析，同时指出对其在烟气和凝结水两侧带来压损的耗能因素，以及可能给运行中的安全影响。通过全面探究，给出低温省煤器在维护运行中的建议，并对低温省煤器的节能前景进行评估。
关键词：节能; 耗能;评估
引言
随着能源价格日益上涨，国家对电厂排放要求越来越严格，在节能减排压力和提高经济效益的双重压力下，火力发电企业唯有不断采用新技术，内部挖潜，才能更好地生存和发展。降低单位发电标煤耗，是提高经济效益的最佳途径之一。其中对于锅炉运行中排烟损失是最重要的一项热损失，占锅炉热损失的60%--70%，影响排烟热损失的主要因素是排烟温度，所以，降低排烟温度对于节约燃料和降低污染具有重要的实际意义。
低温省煤器在国内外已经有运用业绩，在德国锅炉排烟温度较高，均达到170℃左右（这些锅炉燃用的是褐煤），而加装低温省煤器后排烟温度下降到100℃左右。日本的情况是锅炉设计排烟温度不高（125℃左右），经过低温省煤器后烟气温度可降低到85℃左右【1】。
1 低温省煤器设备概况
1.1低温省煤器技术规范
低温省煤器传热管采用H型鳍片换热管。管材采用耐酸钢（ND钢）。每台机组设一套烟气热量回收装置，本工程共2套。锅炉设计排烟温度降低到90℃的完整的技术方案。
在额定工况下，应保证烟气热量回收装置出口处实际烟气温度与设计温度的差异在±1℃内，同时亦需采取措施控制烟气热量回收装置出口水温在一定的范围内。
虎山机组低温省煤器主要配套设备各参数见下表-1：
表-1 主要配套设备规范
1.2 低温省煤器布置介绍
虎山机组在脱硫塔入口前水平烟道上设置锅炉低温省煤器，利用烟气余热加热汽机凝结水，取水点为7#低加出口，回水点由6#低加进口，即低温省煤器与原6#，7#低加之间串联，相当于在6#低加前再加一个换热器，加热部分进6#低加的冷凝水，为了保证低温省煤器的安全运行，建议低温省煤器的进水温度不小于70℃。低温省煤器系统同时设置8台声波吹灰器等辅助系统。
虎山电厂低温省煤器在水侧和烟气侧位置布置见下图-1、图-2：
图1-低温省煤器在凝结水侧的位置
图2-低温省煤器在烟气侧的位置
2 低温省煤器节能理论分析
2.1节能优势因素
2.1.1排烟温度
对于烟气侧，锅炉低温省煤器可将脱硫塔入口烟气温度从130℃降低到120℃以下，提高机组综合效率。同时脱硫塔进口烟温的降低，可提高脱硫塔的脱硫及除尘效率。对于虎山660MW机组，排烟温度每下降约10℃，发电厂的供电煤耗约下降1.6g/kwh。所以低温省煤器投入可以大幅度降低发电厂的供电煤耗，带来较大的经济效益。
这里指出，低压省煤器尽管降低了排烟温度，但并未改变锅炉效率。锅炉的排烟温度仍然定义于空气预热器出口。
2.1.2凝结水温
对于凝结水侧，低温省煤器可以加热部分进#6低加的凝结水，提高#6低加的进水温度，一般认为，把烟气余热输入回热系统中会排挤部分抽汽，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汽使汽轮机真空有所降低。这两点对于低压省煤器节能的疑问必须加以澄清。理论上，增设低压省煤器后，大量烟气余热进入回热系统，这是在没有增加锅炉燃料量的前提下，获得的额外热量，它以一定的效率转变为电功。这个新增功量要远大于排挤抽汽和汽机真空微降所引起的功量损失，所以机组经济性无例外都是提高的【2】。
2.1.3其他
在夏季时，低温省煤器的投入可以把烟气温度降至脱硫需要的温度，不用再喷水降温，可以减少脱硫前降温用水量。同时因为降低了锅炉发电煤耗，从而也减少CO2的排放。
2.1.4综合分析
综合所述，虎山电厂低温省煤器在节能中的效能主要是（1）可以实现排烟温度的大幅度降低。对于虎山机组低温省煤器，在省煤器完全投入的情况下，可降低排烟温度10℃～15℃，甚至更多；（2）因为低温省煤器具有旁路门，可以对进入低温省煤器的凝结水量进行调节，所以低温省煤器出口烟温可以根据不同季节，机组负荷和煤质（主要是含硫量）进行调节，以实现节能的综合要求；（3）进入#6凝结水温度的提升，可以减少#6低加及之后加热器的抽汽量，提高回热效率；（4）在夏季环境温度高时，可减少部分脱硫塔用水。
2.2 节能不利因素
2.2.1烟气测压损
虎山2号机组低温省煤器投入后，不同负荷下低温省煤器烟气侧压差变化结果如下表-2（环境温度15℃）：
表-2低省烟气压差随负荷变化结果
从上表可以看出，低温省煤器烟气侧压差在不同负荷下平均大约在0.7kpa左右。烟气侧压差的增大，必然引起在相同风量下引风机的电耗增加。依照运行经验观察，在600MW负荷下，烟气侧压差每增加1kpa,一台引风机电流由上升约15A。
虎山引风机为6KV辅机，风机的功率因数0.94，则在低温省煤器投入时，每一小时两台引风机平均增加的电耗W=1.7*0.94*6kv*15A*1h*2=287.64kwh。则每月按30天算，若低温省煤器投入下，引风机增加电耗约207100kwh。可以看出引风机电耗的增加是必须在节能效益中考虑的。引风机电耗分析也可以在厂用电增加中体现。
2.2.2凝结水侧压损
低温省煤器布置于脱硫塔入口，而#6低加布置在汽机房6.4M处，两处在空间上相距150m左右。若低温省煤器全部投入，通过查阅机组运行凝泵耗电量、#7低加出口压力和#6低加入口压力，可以的得到低温省煤器投入后距离上的沿程损失和自身产生的水侧压力损失约0.25Mpa,凝泵电耗约增加4A。
虎山凝结水泵变频运行，为6KV辅机，功率因数0.91。所以凝泵电耗的增加和烟气侧压差带来引风机电耗增加一样，凝结水泵的增加电耗带来的效益损失也必须考虑。
2.2.3运行安全因素
虎山引风机为动叶调节轴流式风机，额定功率6150KW。夏季时高负荷运行时，低温省煤器烟气侧阻力最高可达0.9kpa，引风机可能因超出力而运行在风机性能曲线的不稳定区，造成风机失速，给运行安全带来不利影响。
同时投入低温省煤器后，#6低加进口温度升高，会排挤六级抽汽，#6低加正常疏水与#7低加相连，造成#6低加和#7低加的压差变小，在低负荷时给#6低加水位控制带来困难。
3.维护及运行建议
低温省煤器处于烟气侧脱硫入口处，工作环境比较恶劣，所以在节能的同时，低温省煤器维护工作也必须重视。
低温省煤器主要问题为低温腐蚀和换热器积灰及磨损，在节能与维护中可以注意以下几点：
（1）低温省煤器旁路电动门开度以脱硫塔进口温度不低于90度为下限的基础上，尽量降低排烟温度进行调整，以最大限度发挥节能效益；
（2）运行中主控运行应加强与灰硫运行联系，如灰硫运行需要调整低温省煤器旁路电动门开度及时操作，以保证脱硫环保不受影响；
（3）由于低温省煤器旁路电动门关小后易出现1号机#6低加进口温度高排挤六级抽汽情况，如出现六抽温度下降较大，管道振动现象，应及时开启六抽管道疏水，同时六抽压力低时尽可能保持低加正常水位运行，从而使#6低加安全经济运行；
（4）低温省煤器停运后，不论是备用还是检修均应认真执行防腐工作，以保证启动后运行在最佳状态。
a、作短期备用（一般不超过一周），承压部件又无检修工作，并且准备随时启动时大都采用“压力保养法”；
b、大修、小修或超过十天，不超过一个月，一般采用“湿法保养”；
c、转为一个月以上的较长时间备用时，应采取“干法保养”；
d、对长期停用低温省煤器，可采用“充气法（充氨或充氮）”进行保养。
（5）定期对低温省煤器进行吹灰，每班应至少进行一次，同时加强低温省煤器压差的监视，发现压差由增大趋势时应增加吹灰次数，吹灰前充分疏水，吹灰参数满足设计要求，保证低温省煤器运行中的换热效率和防止积灰。
4.前景展望
目前低温省煤器应用在国内还处于起步阶段，电厂应用省煤器并不普遍，但在国外大机组运用已经积累了丰富的经验。虎山机组低温省煤器目前节能效益还有待提升，但总的来说，低温省煤器对节能降耗还是取得了一定成效，具有一定意义，相信随着经验的累积和运行维护技术的提升，低温省煤器必能进一步实现更大的节能潜能，提高虎山电厂的经济效益。
参考文献:
[1]刘鹤忠 连正权 低温省煤器在火力发电厂中的运用探究[J] 电力勘察设计出版社 2010年08月第4期
[2]福建紫荆环境工程技术有限公司 低温省煤器LTE技术介绍及应用分析 2014年
论文作者:张瑜
论文发表刊物:《电力设备》2019年第2期
论文发表时间:2019/6/4
标签：省煤器论文; 低温论文; 烟气论文; 温度论文; 电耗论文; 节能论文; 机组论文; 《电力设备》2019年第2期论文;