摘要：低温省煤器系统的改造优化可提高锅炉运行效率与节省煤炭用量。采用理论分析，结合相关案例，对技术要点、关键问题和控制措施等改造方案进行了分析研究。改造后，低温省煤器入口水温控制在70℃以上，出口排烟温度控制在95℃以上，烟气压差控制在200～300Pa。实践表明：加强对低温省煤器的入口水温和出口烟气温度的控制，管控好烟气压差等相关指标，全面进行系统监测，锅炉低温省煤器改造优化方案可行。
关键词：低温省煤器；烟气温度；烟气压差；自动控制
1前言
对于燃煤火力发电厂而言，可以通过降低汽轮机的排汽参数、提高蒸汽参数或者是减小机组运行各类损失来提高全厂的热效率。考虑到在机组容量确定的情况下，降低排汽参数与提高蒸汽参数比较难以实现，故通过减小热损失来提高热效率是一种较容易实现的方法。由于燃煤锅炉的热损失中，排烟热损失所带走的热量最多，约占锅炉总热损失的75%，故为了提高全厂热效率，最有效的方法是降低电厂的排烟热损失，进一步利用排烟热量。
目前电站锅炉通常利用低温省煤器技术来进一步利用排烟热量，将其热量重新带回锅炉机组，通过降低排烟温度来提高热效率，降低标准煤耗量。据统计，利用低温省煤器可以使排烟温度从140～150℃降低到40～50℃，热损失从8%～12%降低到3%～4%。
2低温省煤器在电厂中的作用
低温省煤器利用回热系统中的低压加热器水侧的凝结水来冷却烟气，代替了汽轮机的某段低压抽汽，被替代的那部分抽汽就继续在汽轮机膨胀做功，这样被利用的低品位热量代替了汽轮机部分抽汽中的热量，使这部分节省的热量继续参与热力循环。低温省煤器为汽轮机换热系统提供了一份额外的热量，从而节省了一部分抽汽，降低了排烟热损失，并将其利用于系统中，锅炉的效率得以提高。
但是，这并不意味着整个电厂的净得益增加，因为使用低温省煤器后，凝结水温度将会升高，回热抽汽量减少，这将引起进入凝汽器的冷凝分量增加，排汽热损失增加，降低了循环效率。然而，低温省煤器回收的烟气余热所带来的效益远大于这种影响，因此加装低温省煤器还是有利于提高全厂热效率。
图1为一种典型的低温省煤器系统简图，低温省煤器本体管道中流动的给水取自汽轮机的低压回热系统，特定的进水方式配合上电调阀来完成低温省煤器管道进水量的调节。烟气从上至下流过低温省煤器管束，与管内的凝结水形成逆流，增强换热。凝结水在低温省煤器中吸收排烟热量后，在除氧器入口处与主凝结水汇合。该低温省煤器热力系统的给水跨过两级低压加热器，随着跨过级数的增加，级间的压降也增大，级间压差克服连接管道与低温省煤器本体内流体的流阻，因此就不必增设水泵，从而提高了系统运行的安全性与经济性，同时也实现了排烟余热的梯级利用。
图1低温省煤器系统简图
3改造技术方案概述
低温省煤器改造的目标，主要包括以下几个方面：（1）降低排烟温度，提高热利用率；（2）提高除尘效率，降低SO2排放浓度；（3）减少脱硫耗水量；（4）解决低温腐蚀和积灰的问题。这些目标的确立主要是依据锅炉低温省煤器的系统结构而决定的。依据目标要求，改造技术方案如下：首先，在众多低温省煤器布置方式中，选择在电除尘前布置低温省煤器的形式；低温省煤器吸收排烟热量时，采用凝结水降低排烟温度；在降低排烟温度的同时，低温省煤器温度升高所增加的热量可以代替低压加热器的部分能量，应用于汽轮机低压加热器系统中。其次，为了降低能耗，在发电量一定时可利用回收的热量对凝结水进行加热。同时由于排烟温度的降低，脱硫工艺水的消耗量也相应减少，从而进一步提高了机组系统的节能性。
低温省煤器改造技术方案有效降低烟尘浓度的原理如下：在一定的设计条件下，低温省煤器出口烟温度控制在85～95℃范围，温度值可以通过特定组件进行有效调节，在降低烟气温度的同时，粉尘比电阻也随之减少，进而减小烟气的流动速度和电除尘器的烟尘浓度。
4关键问题和控制措施
为了满足机组的运行需求，在改造设计过程中首先要加强对低温省煤器自身温度的有效控制，同时还要选择出适应性强的进出口水温和流量，保证设备选择的合理性。其次，低温省煤器设备本身能级较低且传热系数不大，因此在优化改造过程中，要对其回水温度和位置等要素进行重点设计，从而提高低温省煤器与热力系统的耦合程度，并在其基础上实现对机组的节能设计。下面对各个设计和控制要点展开分析。
4.1入口水温度控制
控制低温省煤器入口水温度是避免水侧低温段发生腐蚀的最有效方法，同时也可以使管束最低温度处于68～78℃。低温省煤器入口水温度要控制在大于或等于70℃的范围内，其方法主要包括不同温度水混合和再循环泵两种，其中不同温度水混合的方式在操作过程中较为简单，其应用较为广泛。
机组运行的稳定性和安全性与低温省煤器在热力系统的取水方式密切相关，不管是选择较低的进口水温还是较高的进水温度，都会影响到机组性能：当选择较低的进口水温时，虽然可以提高低温省煤器的换热效率，但会使管壁腐蚀速率增加；当采取较高的进水温度时则相反。
在连接低温省煤器和热力系统时，一般会采用串联或并联两种方式。当控制方式为纯低温省煤器模式时，采用和相近温度的省煤器进行并联的方法，通过控制进入换热器的水量，控制换热器出口的排烟温度；当低温省煤器模式与暖风器模式结合使用时，低温省煤器的第1、2级供加热凝结水，第3级供加热暖风器内水，控制方式为切换第3级换热器的进出水阀，暖风器回路吸收热量，通过调节其循环泵的转速或控制管道阀门的开度，依靠调节流入的凝结水量来控制最终的排烟温度。
4.2出口烟气温度控制
在控制和调节低温省煤气出口烟气温度时，要通过调节其中的凝结水流量来完成。设计方案中，低温省煤器出口烟温度为85～95℃，采用凝结水流量调节时可以通过在凝结水管道上设置调节阀或设置升压泵两种方式。应用较为广泛的350MW机组为了控制低温省煤器出口烟气温度，在主凝结水管道上串联了一个流量调节阀，采用自动控制的方式，通过调节凝结水流量，将低温省煤器出口烟气温度控制在95℃以上，可以加强对低温省煤器腐蚀速率的有效控制。
4.3烟气压差控制
与宽敞的工作环境相比，低温省煤器的工作环境局限于电除尘和空气预热器间，再加上焊接高效换热管导致低温省煤器工作环境的灰尘较多，环境较为恶劣。低温省煤器在灰尘的影响下会出现一系列问题，例如运行阻力的增加，烟气流速的增大以及漏泄发生概率的增加等，均会严重的影响到机组正常运行。鉴于此，加强对低温省煤器烟气压差的控制是十分必要的。
4.4泄露监测设施设置
泄露报警装置一般是指压力变送器，设置部位包括低温省煤器的出口母管、水侧近母管、冷却水分组等重要部位。压力变送器的监测对象（即可能引发泄露的问题）包括烟气侧压差异常、压差变化较大以及压力波动混乱等。其次，为了更好地监测压差波动规律和湿度变化，还要在烟气出口烟道处加设湿度检测仪器。
4.5退出保护和控制方式
锅炉低温省煤器在出现以下2种情况时会发生自动报警：（1）凝结水入口温度低于70℃；（2）出口烟气温度低于85℃。当出现以下2种问题时，锅炉低温省煤器会进行自动切除省煤操作：（1）低温省煤器管壁温度小于设备某一特定值；（2）凝结水流量低于50%负荷。
5结束语
通过分析低温省煤器改造系统设计方案，说明了入口水温度、出口烟气温度、管道烟气压差对低温省煤器性能的影响。低温省煤器的优化改造直接影响到锅炉工作效率和能源利用率，因此为了贯彻节能环保理念，加强对新型低温省煤器的研究和使用力度是十分必要的。
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论文作者:梅雪岩
论文发表刊物:《电力设备》2017年第14期
论文发表时间:2017/9/19
标签：省煤器论文; 低温论文; 烟气论文; 温度论文; 凝结水论文; 排烟论文; 热量论文; 《电力设备》2017年第14期论文;