浅谈低温省煤器在火力发电厂中的运用

【摘 要】随着我国社会经济的不断发展，用电需求也呈现出了不断上升的增长态势，在这样的条件下强化用电供给能力就限制至关重要。本文简要叙述了“低温省煤器”的特点及不同的运用方式，分析了其运用的经济性。对火力发电厂660 MW级机组采用低温省煤器，可使全厂发电效率提高0.22%，发电标准煤耗降低1.1～ 1.2 g/kWh，以800元/t的标煤价计算，机组年运行7000小时，年等效利用小时为5000 h，每台机组全年的燃料成本约可节约320万元，每年节约用水量约35万吨。投资回收年限约：2.98～3.86年。采用低温省煤器可提高机组热效率，节能、节水效果显著，符合国家“节能减排”的政策，具有很好的发展前景和应用推广价值。

一、当前火力发电厂面临的严峻形势

随着全球及我国经济、能源和环保形势的发展，当前火力发电厂特别是燃煤发电厂，将面临更为严格的环保要求和严峻的市场经营形势，突出表现在如下方面：

1.节能和减排已成为燃煤发电企业发展的两个约束性指标

国务院的《能源发展“十二五”规划纲要》中明确提出了“建设资源节约型、环境友好型社会；坚持开发节约并重、节约优先，按照减量化、再利用、资源化的原则；大力推进节能节水节地节材，加强资源综合利用，完善再生资源回收利用体系，全面推行清洁生产，形成低投入、低消耗、低排放和高效率的节约型增长方式。”这表明节能降耗和减少排放已成为对燃煤发电企业生产的两个约束性指标。在节能方面，规划提出到2015年中国万元GDP能耗要降低20%（即由1.22吨标煤/万元GDP下降到0.98吨标煤/万元GDP左右）；一次能源消费总量控制目标为27亿吨标煤左右；年均增长4%；规划中对燃煤发电行业的要求是到2015年全国火力发电企业的平均供电煤耗降低20g/kWh，厂用电率下降至4.5%左右。

2.燃煤发电企业的电量调度已经由铭牌调度逐渐向节能调度过渡

2007年8月国务院转发了由国家发改委、环保总局、电监会、能源办制定的《节能发电调度办法》，对于燃煤机组按照能耗水平由低到高排序，按照能耗水平进行电量调度。随着电力供求矛盾的逐步缓减，新的电源点不断投运，高能耗燃煤发电企业的生产和发展将受到限制，其经营形势变得非常严峻，将面临激烈的竞争。公司只有对外不断争取市场份额，对内加强管理、最大限度的降低消耗，对低效高耗的主辅机进行技术更新和改造，才能在激烈的市场竞争中生存和发展。

3.国内外煤炭价格持续上涨，燃煤发电企业经营严峻

近年来，国际煤炭价格不断飙升。受国际煤炭价格上涨因素的影响，国内发电用煤价格也持续上涨，且合同煤价与市场煤价逐步逼近，燃煤发电企业将面临更大的成本压力。火电机组的传统设计理论和技术经济分析结果认为：电站锅炉的排烟温度在120～140℃内较佳。目前国内能源价格和环保脱硫要求与传统理论和以前技术经济分析所依据的基础数据发生了巨大的变化，能源价格高涨，从经济性方面考虑，应选用更低的锅炉排烟温度；从节能减排和经济性两方面考虑，降低排烟温度对于节约燃料、降低污染具有非常重要的实际意义。因此，深度降低排烟温度是目前电站锅炉节能减排技术发展的必然选择。

二、低温省煤器的运用现状

我国目前也以降低排烟温度为目的的锅炉技术改造方案较多，这为电站锅炉节能开辟了新的途径。影响排烟热损失的主要因素是排烟温度，一般我国许多电站锅炉的排烟温度大多高于设计值，一般约比设计值高出20～50℃。排烟热损失是锅炉各项热损失中最大的一项，一般为5%～12%，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。一般情况下，排烟温度每增加10℃，排烟热损失上升0.6%～1%，相应多耗煤1.2%～2.4%。若以燃用热值为20000KJ/kg煤的410t/h高压锅炉为例，则每年多消耗近万吨动力用煤。我国许多电站的排烟温度高于设计值约20～50℃，因此降低排烟温度对于节约燃料、降低污染具有非常重要的实际意义。

深度降低排烟温度并开发低温省煤器的设计理念来自于1973年能源危机前后美国和欧洲广泛推广的节能策略，低温省煤器系统在国外至今已有几十年的使用历史。在欧洲，主要用来降低褐煤炉的排烟温度，在日本，还用来提高除尘效率。目前已发展出数种形式，采用高肋化比的换热元件作为传热体，采用耐硫酸钢材和不锈钢材料加工，利用蒸汽或脉冲吹灰器解决运行积灰问题，取得了成功的使用业绩。

在我国，电站锅炉深度降低排烟温度正成为一种趋势。据调研，华电国际百年电力发展有限公司首次在4号机组完成了深度降低排烟温度的改造，将锅炉排烟温度从145℃降低至85℃（平时运行保持90℃），节省标准煤耗3.6g/kwh。上海外高桥三期的零能耗脱硫系统，也成功地将锅炉排烟温度降低到87℃，节省标准煤耗2.0g/kwh。国内其他电厂如国电荆门电厂、扬州二电厂、六枝电厂、莱芜电厂、太原第二热电厂等也在积极进行深度降低排烟温度的努力，相继制定相关技术改造方案或进行实施。上海电气电站集团上海锅炉厂有限公司目前已经将新建机组锅炉设计排烟温度最低控制在105～110℃范围内，超越了传统设计理念，为电站锅炉节能降耗作出了重要和优异的业绩，同时也承接锅炉增加低温省煤器的改造业务，为众多需要节能降耗的电厂提供技术支持和项目实施。

三、低温省煤器的工作原理

1.系统介绍

低温省煤器系统的改造方案，通常是在锅炉除尘后部的烟道中加装低温省煤器，利用烟气加热汽机凝结水，提高机组综合效率，同时将排烟温度降低到102℃，实现烟气余热的深度回收，大幅度降低脱硫塔入口烟温，减少脱硫系统水耗，提高机组整体热经济性。

2.系统组成

上述几种布置方式中，单级布置场地安排方便，投资较小些；两级布置方式较复杂，但可以降低进入电除尘的烟温，飞灰比电阻可从下降1～2个数量级，这样可大大提高电气除尘器的收尘效率；水媒复合GGH能最大限度提高回收热量的利用率（100%的回收热用来再热净烟气），但是，鉴于目前GGH净烟气夹带石膏浆液现象无法根治，容易造成净烟气加热换热用肋片管外堵塞，导致阻力失控，制约了该方案的推广使用。增加低温省煤器系统可有不同的做法，几种可行的布置方案如下图所示：考虑兼顾增加发电量和冬季使用暖风器节能需要，通常推荐采用单级布置带暖风器系统的布置方案，该系统由低温省煤器系统和暖风器系统组成。利用锅炉排出的100～160℃的烟气作为热源，用来加热锅炉给水和暖风器内部循环工质，达到提高发电系统效率，保护空气预热器避免低温腐蚀，同时能通过降低脱硫系统入口烟气温度，达到减少脱硫系统水耗的目的。低温省煤器中的工质水从汽轮机低压缸的低加系统抽出，抽出水的温度根据低温省煤器出口换热面壁温高于烟气露点的要求决定，一般选择内部水温在50～90℃的低压加热器，考虑低负荷运行需要，低温省煤器作为该级低压加热器的并联系统，在低负荷时可以调整低温省煤器内工质流量保证低温省煤器的烟气出口温度不低于烟气露点温度过多。露点温度根据苏联标准和日本标准计算方法计算，设计控制烟气排放温度不低于露点一定范围。为进一步提高系统的利用能力，低温省煤器设计分为多级，其最后一级和暖风器系统并联，暖风器系统通过低温省煤器的末级吸热，热水通过暖风器循环泵强制在末级低温省煤器和暖风器间循环，暖风器系统工质无需连续提供，只需要定期更换即可。

3.布置方案

一般系统的低温省煤器，可以根据现场场地情况，建议布置在引风机后脱硫风机前的水平烟道上， 较适合于和新设计机组、加装脱硫系统改造、拆除GGH改造同步进行。这种方案中低温省煤器内部烟气灰含量很低，设备磨损较小，对电除尘设备影响不大，这种布置方式为优先推荐方案。暖风器布置在送风机出口的水平风道上，可以同时设置一次风和二次风暖风器。根据设计换热量的大小，低温省煤器可以分成两级或三级布置。其中最末级在投用暖风器时，可以作为暖风器的热源换热器。为核算余热回收效果，计算经济效益，抽取某电厂660MW 机组的设计煤种，BMCR工况条件的烟气参数，对汽轮机组增加发电量部分，委托汽轮机公司核算采用和不采用本系统两种方案，核算发电汽耗和机组输出电功的变化，得出比较结果。

四、低温省煤器的经济性分析

1.对热力系统效率的改善

先考虑不投暖风器工况，最大收益状态为所有汽轮机低压缸凝结水进入低温省煤器。在燃用设计煤种时，BMCR（机组输出功率P=660×1.1=726MW），低温省煤器内部水压1.67MPa， 进出水焓分别为232.41kJ/kg和328.91kJ/kg。标准煤低位发热量为29310kJ/kg。上述条件下，回收的热量为：Q=F×（i”-i’）= 370.285×3600 ×（328.91-232.41）=1.286×108 kJ/h=35.72MW， 考虑从汽机到低温省煤器间输送热量损失5%，每满负荷运行小时节煤ΔBj=0.95×Q/29310=0.95×1.286×108 / 29310=4168.2 kg/h， 折算为锅炉煤耗为 ΔC=ΔBj/P= 4168.2 ×1000 / 726000 =5.742g/kwh。对加热冷凝水的方案，汽轮机低压缸少抽汽部分可以继续做功，对应上述回收热能的蒸汽在汽机低压缸做功效率仅为11.78%（按照汽机热平衡图对比计算得到），发电机组可以多发电35.72×0.95× 11.78% =3.997MW，汽机热耗从7419kJ/kwh降为7378kJ/kwh，发电效率从48.52%提高到48.79%，提高0.27%， 考虑锅炉效率94%，发电标准煤耗从269.30 g/kwh降为267.81 g/kwh，降低1.49 g/kwh。每小时节约标煤为1.49×10-3×726×103=1081.74kg/h。

2.系统多耗能部分

多耗能部分包括（1）低温省煤器的流通阻力，（2）输送汽机冷凝水的泵功损失，（3）暖风器循环泵的功耗。输送（克服阻力）功率为：W = m×ΔP/（ρ×η）/1000 kw，（m：质量流速，kg/s，ΔP：流通阻力，Pa，ρ：水密度：986kg/m3，η：风机（泵）的效率，下面计算取泵为η=0.90，引风机为η=0.80）。输送水的功率： w1= 370.285×0.2×106 /（986×0.90）/1000=83.45kw烟气阻力多耗功为：（烟气密度0.956kg/m3，阻力1.0kPa）w2=750.6×1000 /（0.956×0.80）/1000= 981.42 kw暖风器循环泵功耗：（泵耗用扬程0.3MPa，输送水量200kg/s，水密度1000kg/m3）w3=200×0.3×106 /（1000×0.90）/1000=66.7kw考虑电厂效率（按42%），上述耗用电功率折算为锅炉热输入量算法为：w/0.42， 折算为每小时煤耗的计算方法为： w/0.42×3600 / 29310 （kg/h）。无论采用何种热源，暖风器的空气阻力都变化不大。因此只要采用暖风器，就必须耗用送风机功率，采用该方案不会增加额外的送风机功耗。另外，采用闭式循环水加热暖风器的工质阻力要小于采用蒸汽，这一部分功耗节约有限，不予计入。

3.净收益计算

计算上述供货范围内的设备造价如估算为1000万元左右（具体费用按照供货范围详细计算数值，不含暖风器投资费用），安装费用预计为150万元，电厂配套设备约为150万元，则该项目总建设（或改造）投入费用约为1300万元。设备的年收益（发电收益、暖风器收益和减少脱硫运行喷水收益，未算入不装GGH的运行收益）计算为336.57万元，投资回收周期为2.98～3.86年。按照投运寿命一个大修周期计算（6年），电厂的净收益为 6×336.57-1300=713.42万元，节煤6×3990.21=23941万吨（标准煤）；总节约脱硫喷水量34.71×6=208.3万吨。净降低发电煤耗 1.10g/kwh，发电成本下降不低于0.088分/kwh。

五、低温省煤器的综合使用意义

低温省煤器-暖风器锅炉余热回收系统是一项产出远大于投入的设备，具有良好的经济性。该系统对运行要求很低，没有转动换热部件和风机，控制简单，维护工作主要为及时更换局部腐蚀严重的部件。已有设备的实际运行情况表明，对低温省煤器布置在电除尘器后方的方案，堵灰现象轻微，用吹灰器定期清理就能满足，基本上不需要进行水冲洗。对燃用高硫煤锅炉，采用涂搪瓷表面管束或不锈钢管束，可以有效延长设备的使用寿命。该系统非常适合于替代现有FGD脱硫系统中的GGH设备，由于低温省煤器不接触含有石膏的净烟气，因此不会出现管束堵塞现象，换热管束采用顺列布置和H型肋片，可以进一步提高吹灰效果。其每年得到的巨大收益，完全能支付因取消GGH后对烟囱等设备的防腐改造的投入费用，取消GGH还能带来降低厂用电率、简化运行维护工作等好处。由此可见，这种改造不但可长期获益，其重要的是符合国家“节能减排”的政策，具有很好的发展前景和应用推广价值。

低温省煤器之所以能够在火力发电厂中得到广泛的应用，其最重要的原因就在于低温省煤器具有较高的经济性和环保性。通过对低温省煤器的合理安装和利用，将会为火力发电厂带来巨大的经济效益。面对当前世界能源储量的不断下降以及能源价格的不断上升，低温省煤器将会在火力发电厂中得到更多的应用，并且在相关的技术上也将得到不断地弥补和改进，发挥出更大的功效。

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讨[J].电力勘测设计，2010，4：32-38.

[2]景宇蓉.锅炉余热利用装置低压省煤器的热力分析及优化设计[D].华北电力大学，2012.