目前，國內(nèi)一些電廠鍋爐排煙溫度偏高，造成鍋爐運(yùn)行效率降低，機(jī)組標(biāo)準(zhǔn)煤耗增加；此外，電廠若上脫硫系統(tǒng)，亦需要較大幅度降低排煙溫度。從電廠技術(shù)改造角度，有多種方案可達(dá)到降低排煙溫度的目的，在電廠的熱系統(tǒng)中增設(shè)低壓省煤器即是其中之一。已在國內(nèi)幾十家電廠的上百臺機(jī)組上安裝了這種低壓省煤器的系統(tǒng)。

但對于低壓省煤器降低排煙溫度的合理性及其節(jié)能效果，尚有不少電廠熱工人員存有質(zhì)疑，以致影響了低壓省煤器系統(tǒng)在電廠節(jié)能減排中的推廣應(yīng)用，有必要在理論上加以澄清。

本文是以等效焓降理論為基礎(chǔ)，結(jié)合作者在國內(nèi)十余家電廠低壓省煤器改造中所作方案比對的實(shí)際數(shù)據(jù)，對于低壓省煤器系統(tǒng)的工作原理、標(biāo)準(zhǔn)煤節(jié)省量的計(jì)算、技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較、方案比對論證、以及若干重要的運(yùn)行特性作出一個(gè)全面的總結(jié)，最后給出一個(gè)工程應(yīng)用的實(shí)例。

1. 低壓省煤器系統(tǒng)簡介

低壓省煤器是利用鍋爐排煙余熱，節(jié)約能源的有效措施之一，并頗具特色。低壓省煤器裝在鍋爐尾部，結(jié)構(gòu)與一般省煤器相仿。

典型的低壓省煤器的熱力系統(tǒng)如圖1所示。低壓省煤器與主回水成并聯(lián)布置，其進(jìn)口水取自汽輪機(jī)的低壓回?zé)嵯到y(tǒng)，低省的過水量、入口水溫均可在運(yùn)行中調(diào)節(jié)。進(jìn)入低省的凝結(jié)水吸收鍋爐排煙熱量后，在除氧器入口與主凝結(jié)水匯合。這種熱力系統(tǒng)，低省的給水跨過若干級加熱器，利用級間壓降克服低省本體及連接管路的流阻，不必增設(shè)水泵，提高了運(yùn)行可靠性，同時(shí)也自然地實(shí)現(xiàn)了排煙余熱的梯級利用。

2．低壓省煤器節(jié)能理論及計(jì)算

一般認(rèn)為，把煙氣余熱輸入回?zé)嵯到y(tǒng)中會排擠部分抽汽，導(dǎo)致熱力循環(huán)效率降低；并且，排擠的部分抽汽會增加凝汽器的排汽使汽輪機(jī)真空有所降低。這兩點(diǎn)對于低壓省煤器節(jié)能的疑問必須加以澄清。理論上，增設(shè)低壓省煤器后，大量煙氣余熱進(jìn)入回?zé)嵯到y(tǒng)，這是在沒有增加鍋爐燃料量的前提下，獲得的額外熱量，它以一定的效率轉(zhuǎn)變?yōu)殡姽?。這個(gè)新增功量要遠(yuǎn)大于排擠抽汽和汽機(jī)真空微降所引起的功量損失，所以機(jī)組經(jīng)濟(jì)性無例外都是提高的。

1．1 發(fā)電煤耗節(jié)省量計(jì)算

采用等效熱降法進(jìn)行熱經(jīng)濟(jì)性分析^[1]。將低壓省煤器回收的排煙余熱作為純熱量輸入系統(tǒng)，而鍋爐產(chǎn)生1kg新汽的能耗不變。在這個(gè)前提下，熱系統(tǒng)所有排擠抽汽所增發(fā)的功率，都將使汽輪機(jī)的效率提高。

相應(yīng)1kg汽輪機(jī)新汽，其全部做功量稱新汽等效焓降（記為H），所有排擠抽汽所增發(fā)的功量（記為ΔH）稱等效焓降增量，計(jì)算如下：

H = 3600/（η_jd×d）                   (kJ/kg)

ΔH=β[（h_d2-h₄）η₅+∑(τ_j·η_j)]          (kJ/kg)

式中 d—機(jī)組汽耗率，kg/kwh；

η_jd—汽輪機(jī)機(jī)電效率；

β—低省流量系數(shù)；

h_d2—低壓省煤器出水比焓，kJ/kg；

h₄—除氧器進(jìn)水比焓，kJ/kg；

τ_j—所繞過的各低加工質(zhì)焓升，kJ/kg；

η_j—所繞過的各低加抽汽效率。

熱耗率降低δq按下式計(jì)算：

δq=ΔH·q/(H+ΔH)                (kJ/kwh)

式中 q—機(jī)組熱耗率，kJ/kwh;

發(fā)電標(biāo)煤耗節(jié)省量δb_s按下式計(jì)算：

δb_s=δq/(η_p·η_b·29300)          (kg/kwh)

式中η_p、η_b——鍋爐效率、管道效率；

以已投運(yùn)的某200MW火電機(jī)組低壓省煤器系統(tǒng)為例進(jìn)行節(jié)能量計(jì)算，結(jié)果列于表1。由表1可見，低壓省煤器降低排煙溫度28℃，可節(jié)省標(biāo)準(zhǔn)煤3.05g/kwh。

這里指出，低壓省煤器盡管降低了排煙溫度，但并未改變鍋爐效率。鍋爐的排煙溫度仍然定義于空氣預(yù)熱器出口。

1．2 汽輪機(jī)真空影響計(jì)算

對于濕冷機(jī)組，汽輪機(jī)背壓增量dp_c與冷凝量增量dD_c關(guān)系借助凝汽器的變工況計(jì)算，亦可按下式估算^[2]：

dp_c=2.059×dD_c/D_c            (kPa)

dD_c=∑D_j- dD⁰               （t/h）

式中 D_c—凝汽器冷凝量，t/h，

dD⁰—由增設(shè)低省引起的汽輪機(jī)新汽量減少值，t/h，可由δb_s計(jì)算得到。

∑D_j—低省各排擠抽抵達(dá)凝汽器的總量，t/h。其中第J級的排擠量按下式計(jì)算：

D_j=3.6·γ_j·G·τ_j/q_j         ( t/h)

式中 G—低省的過水流量，kg/s

γ_j—排擠系數(shù)，指第J級排擠抽汽抵凝汽器的份額，按文獻(xiàn)[1]計(jì)算。

其余符號，意義同前。

表2列出了汽輪機(jī)真空計(jì)算主要結(jié)果。

由表可知，各排擠抽抵達(dá)凝汽器的總量14.12t/h,低省節(jié)省新汽量5.64t/h,冷凝量凈增量8.48t/h,由此引起汽輪機(jī)背壓升高0.0404kPa。此時(shí)汽輪機(jī)排汽比焓升高值為0.457kJ/kg，僅占新汽等效焓降的0.037%。根據(jù)以上分析，排擠抽汽對汽輪機(jī)真空以及對汽輪機(jī)做功的影響完全可以忽略。

2．降低排煙溫度方案比較

主要比較了傳統(tǒng)的高壓省煤器改造和增設(shè)低壓省煤器的兩種技術(shù)方案。與高壓省煤器改造相比，低壓省煤器在電廠節(jié)能減排方面有其獨(dú)到的優(yōu)點(diǎn)：

（1）可以實(shí)現(xiàn)排煙溫度的大幅度降低。按照電廠的不同需求，可降低排煙溫度30℃～35℃，甚至更多。而改造高壓省煤器，則根本無法做到這一點(diǎn)。這個(gè)優(yōu)點(diǎn)對于需上脫硫系統(tǒng)的鍋爐（排煙溫度有最高限制），是十分珍貴的。

（2）對于鍋爐燃燒和傳熱不會產(chǎn)生任何不利影響。由于低壓省煤器布置于鍋爐的最后一級受熱面（下級空預(yù)器）的后面，因此，它的傳熱行為對于鍋爐的一切受熱面的傳熱均不發(fā)生影響。因此既不會降低入爐熱風(fēng)溫度而影響鍋爐燃燒，也不會使空氣預(yù)熱器的傳熱量減少，從而反彈排煙溫度的降低效果。

（3）具有獨(dú)特的煤種和季節(jié)適應(yīng)性。鍋爐的低壓省煤器出口煙溫可以根據(jù)不同季節(jié)和煤質(zhì)（主要是含硫量）進(jìn)行調(diào)節(jié)，以實(shí)現(xiàn)節(jié)能和防腐蝕的綜合要求。這也是高壓省煤器改造所不具備的。例如為貴州QG電廠670t/h鍋爐設(shè)計(jì)的低壓省煤器，設(shè)計(jì)將排煙溫度從160℃降低到135℃。后運(yùn)行中排煙溫不正常升高到180℃，低壓省煤器靠自身的煙溫調(diào)節(jié)功能，仍然將排煙溫度輕松降低到135℃。

（4）設(shè)計(jì)低壓省煤器也可以同時(shí)解決汽輪機(jī)熱力系統(tǒng)的某些缺陷。例如山西ST電廠#4機(jī)（200MW），大修前除氧器的主凝結(jié)水進(jìn)水溫度高出設(shè)計(jì)值很多，造成了除氧器的排擠抽汽。為此，只得部分開啟#4低加旁路，使汽輪機(jī)熱耗增加。加裝低壓省煤器后，低省出口的水溫為120℃，低于主凝結(jié)水溫度34℃，與主凝結(jié)水匯合后，使除氧器進(jìn)水溫度基本恢復(fù)設(shè)計(jì)值，從而消除了回?zé)嵯到y(tǒng)的缺陷，保證了除氧效果。

（5）采用低壓省煤器系統(tǒng)，可以充分利用鍋爐本體以外的場地空間布置受熱面，因而空間寬綽、便于檢修。

當(dāng)然，由于低壓省煤器所吸收余熱的利用能級相對較低，因此其單位排煙溫降的節(jié)能量不及高壓省煤器改造。如果電廠只需少量降低排煙溫度、而鍋爐又無燃燒穩(wěn)定性的擔(dān)憂或其它限制時(shí)，改造高壓省煤器也不失為較好的方案。

3．低壓省煤器主要運(yùn)行特性

3．1 節(jié)能量-水量特性

某300MW機(jī)組低壓省煤器的節(jié)能量-水量特性如圖2所示。關(guān)于過水流量影響標(biāo)準(zhǔn)煤耗的理論探討，詳見文獻(xiàn)[3]。

3．2 節(jié)能量-負(fù)荷特性

某300MW機(jī)組低壓省煤器的節(jié)能量-負(fù)荷特性也示于圖2。該圖表明，增設(shè)低壓省煤器對于負(fù)荷率較低的發(fā)電機(jī)組在經(jīng)濟(jì)上則更為有利。

3.3 進(jìn)水溫度特性

圖3是某1025t/h爐低壓省煤器出口煙溫、出口水溫和節(jié)能量與進(jìn)水溫度的關(guān)系。圖中低壓省煤器的進(jìn)口煙溫均保持相等。由圖可知運(yùn)行中應(yīng)恰當(dāng)控制低壓省煤器的出口煙溫，過分追求排煙溫度降低在經(jīng)濟(jì)上是不利的。

低壓省煤器的以上幾個(gè)特性具有普遍性。但具體的函數(shù)關(guān)系則與熱力系統(tǒng)的參數(shù)、低省進(jìn)口煙溫等有關(guān)，不能套用。需要經(jīng)過變工況計(jì)算予以確定，指導(dǎo)運(yùn)行。

4．低壓省煤器工程實(shí)例一

4.1 概況

山西SHET發(fā)電廠#4爐為蘇制EΠ-670/13.7型中間再熱自然循環(huán)煤粉爐，T型布置，配蘇制215MW機(jī)組。額定蒸發(fā)量670t/h，額定汽溫545/545℃，設(shè)計(jì)煤種為西山煙煤，現(xiàn)運(yùn)行煤種為平朔煙煤，本爐設(shè)計(jì)排煙溫度156℃，但運(yùn)行后鍋爐排煙溫度偏高，全年平均達(dá)170℃，超出設(shè)計(jì)值近20℃。同時(shí)電廠脫硫也急切需要降低排煙溫度。為此，經(jīng)過方案論證，于2007年2月電廠進(jìn)行了增設(shè)低壓省煤器的技術(shù)改造。

4.2 方案簡介

低壓省煤器與主回水成并聯(lián)布置，其進(jìn)口水取自汽輪機(jī)的低壓回?zé)嵯到y(tǒng)，設(shè)計(jì)特定的進(jìn)水方式與電調(diào)閥配合，可實(shí)現(xiàn)低壓省煤器進(jìn)水量的切換與調(diào)整。進(jìn)入低壓省煤器的凝結(jié)水吸收排煙熱量后，在除氧器入口與主凝結(jié)水匯合?？考訜崞鞯募夐g壓力克服低省阻力，不必增設(shè)水泵。

低壓省煤器的總體布置采用了四煙道錯(cuò)列管排逆流布置（見圖4）。主受熱面以鍋爐對稱中心為界，分甲、乙兩側(cè)分別安裝于電除塵器前的四個(gè)上行煙道內(nèi)。鍋爐排煙從空預(yù)器流出，經(jīng)水平煙道轉(zhuǎn)彎后上行，在豎煙道內(nèi)自下向上沖刷低省蛇形管束；由凝結(jié)水系統(tǒng)流來的低壓水，經(jīng)布置在上方的低壓省煤器入囗集箱進(jìn)入低壓省煤器，自上而下經(jīng)蛇形管排流入出囗集箱，在除氧器進(jìn)水管道的某一點(diǎn)與主凝結(jié)水匯合。低壓省煤器傳熱元件采用專為低壓省煤器設(shè)計(jì)的零隙阻鎳基滲層肋片管。采用夾持板支持蛇行管屏重量，并兼有固定管束各管間橫、縱向節(jié)距的作用。管箱組裝后外形總尺為5200×3600×825mm。低壓省煤器的主要結(jié)構(gòu)與設(shè)計(jì)參數(shù)見表3。

4.3.運(yùn)行結(jié)果與效益分析

本低壓省煤器于2007年6月15日投運(yùn)，至今運(yùn)行穩(wěn)定、可靠。經(jīng)測試各項(xiàng)指標(biāo)均達(dá)到設(shè)計(jì)要求，尤其是煙溫降和煙氣流阻的控制更是優(yōu)于設(shè)計(jì)值。借助低省進(jìn)水溫度和流量的調(diào)節(jié)，鍋爐排煙溫度最低可降低至130℃以下。但考慮到低溫腐蝕的影響目前煤質(zhì)下控制排煙溫度在140℃左右運(yùn)行。機(jī)組運(yùn)行與調(diào)試數(shù)據(jù)的主要結(jié)果見表4。運(yùn)行數(shù)據(jù)和計(jì)算結(jié)果均表明，本改造降低機(jī)組標(biāo)準(zhǔn)煤耗近3 g/kwh，年節(jié)標(biāo)煤4千余噸，全部投資僅一年多即可收回。

#4機(jī)大修前除氧器的主凝結(jié)水進(jìn)水溫度高出設(shè)計(jì)值很多，造成了除氧器的排擠抽汽。為此，不得不部分開啟最后一級低加旁路，造成汽輪機(jī)熱耗增加。加裝低壓省煤器后，低省出口的水溫接近130℃，低于主凝結(jié)水溫度近30℃，與主凝結(jié)水匯合后，使除氧器進(jìn)水溫度比原運(yùn)行值降低10℃～12℃，保證了除氧器的安全可靠運(yùn)行。

運(yùn)行表明，即使在夏季最大負(fù)荷、最高排煙溫度下，進(jìn)入靜電除塵器的煙氣溫度也能降低至140℃以下，這就為鍋爐的煙氣脫硫提供了必需的煙溫條件，具有良好的環(huán)境效益。