電廠低溫省煤器的優化實踐

王文瑛

（西山熱電有限責任公司， 山西 太原 030022）

引言

我國的能源結構形式決定了我國是以火力發電為主要發電形式。提高發電機組的熱效率，實現節能環保，是電力技術人員的研究方向。要提高火力發電機組的熱效率，主要有三個途徑：提高新蒸汽及再熱蒸汽參數、降低汽輪機冷端損失與鍋爐熱損失。前兩者受限于材料的耐熱性能及環境溫度的影響，進一步提高熱效率是不經濟的。鍋爐熱損失中排煙熱損失占比約70%，排煙溫度升高1℃就會使鍋爐熱效率降低10%，因此使用低溫省煤器回收利用鍋爐煙氣余熱，是一種提高鍋爐整體熱效率經濟有效的節能技術[1]。過去幾年，越來越多的火力發電機組逐步應用低溫省煤器系統降低排煙熱損失，并取得了一定的節能效果。

1 低溫省煤器系統

低溫省煤器在火力發電機組中回收排煙余熱后的利用途徑主要是加熱凝結水和加熱采暖官網循環水。一般只有采暖機組中才考慮在采暖期進行采暖官網循環水的加熱，其余發電機組基本采用加熱凝結水的方式進行余熱利用。低溫省煤器吸收煙氣余熱提高凝結水溫度，使汽輪機抽氣量減少，回熱抽氣做功量增多，在能量消耗一定的情況下，增加了汽輪機組的發電能力。

低溫省煤器在熱力系統中的連接方式主要有串聯和并聯兩種，如圖1所示。

在串聯系統中，低壓加熱器NOj-1出口與低溫省煤器連接，全流量凝結水通過低溫省煤器吸熱升溫，再全部返回到低壓加熱器NOj的入口，類似于電路系統中的串聯電路。串聯系統的優點是通過低壓省煤器的水流量大，換熱溫差大，對排煙余熱的利用率高，經濟效果比較好，其缺點是凝結水管道用量大，水流阻力大，超過一定范圍時需要增大低壓系統水泵的壓頭以保證凝結水系統正常運行。

圖1 低溫省煤器的鏈接方式

在并聯系統中，凝結水在低壓加熱器NOj-1出口處分流，部分流向低溫省煤器吸熱升溫，再返回到NOj的凝結水管道入口與主凝結水匯合，類似電路系統中的并聯電路。并聯系統的優點是凝結水管道用量小，對系統附加阻力不大，不需要增大低壓系統水泵壓頭，維修時不影響系統運行，其缺點是在吸收熱量相同的情況下，并聯系統比串聯系統需要更大的換熱面積，造價較高，不經濟。

在定性分析中，串聯系統比并聯系統的經濟效果好，因此本文以低溫省煤器串聯連接為前提，對其進行優化探討。

2 低溫省煤器布置位置

低溫省煤器的布置位置受到煙氣溫度、煙道材料防低溫腐蝕成本、粉塵對省煤器的磨損及實際空間等條件的限制，主要有兩種布置方式：一是布置在除塵器之后，脫硫塔前的管道上；二是布置在除塵器之前，空氣預熱器之后的管道上。若低溫省煤器布置在除塵器前，煙氣中的粉塵會加速省煤器磨損，安全性較差，設備壽命往往無法達到設計壽命，而低溫省煤器的價格較高，因此排除此種布置方式。本文提出傳統的方案一和優化的方案二兩種布置方式。

方案一中，將單級低溫省煤器布置在除塵器后，脫硫塔前的煙道母管上，如圖2所示。從7、8號低壓加熱器前各接一路冷凝水至低溫省煤器，吸熱升溫后，返回至7號低壓加熱器前冷凝水管。

圖2 方案一系統布置圖

方案二中，兩級低溫省煤器串聯安裝在脫硫塔前的管道上，上游為低溫省煤器A，下游為低溫省煤器B，低溫省煤器A的出口與低溫省煤器B的入口相連，如圖3所示。凝結水從7號低壓加熱器出口流出，經過低溫省煤器A，吸熱升溫，流至6號低壓加熱器凝結水入口管道，8號低壓加熱器出口的凝結水通過低溫省煤器B吸熱升溫流至7號低壓加熱器凝結水入口管道。該方案的安全性與方案一基本一致，熱能利用率與設備成本高于方案一。

圖3 方案二系統布置圖

3 技術對比分析

本文以神頭電廠1 000 MW火電機組為例進行技術方案對比分析，設定工況為TMCR工況，每年運行時間為5 000 h[2]，機組廠家提供的設置低溫省煤器前的熱平衡如圖4所示，圖中：P為壓力，T為溫度，Dp為壓力差，H為比焓，Ts為飽和蒸汽溫度，M為流量，X為氫氣純度。

圖4 設置低溫省煤器前的熱平衡圖

3.1 方案一TMCR工況分析

如圖5所示（圖中符號含義與圖4相同）對方案一TMCR熱平衡圖進行分析，可以看到汽輪機低壓缸的各級抽氣壓力與溫度和無省煤器的系統相比沒有變化，流量略有變化，7級抽氣流量降低，節省出的流量在低壓缸中做功，提高了熱量利用率。按方案一加裝低溫省煤器后，經過模擬計算，可增加發電功率4 826 kW，汽機熱耗率由原先的7 719 kJ/kWh變為7 682 kJ/kWh，供電標煤耗降低1.08 g/kWh，按TMCR工況每年5 000 h運行計算，標煤消耗量每年減少5 400 t，按市場價650元/t計算，在發電量不變的前提下每年可節省351萬元。

圖5 方案一TMCR熱平衡圖

3.2 方案二TMCR工況分析

如下頁圖6所示（圖中符號含義與圖4相同）：對方案三TMCR熱平衡圖進行分析，可以看到汽輪機低壓缸的各級抽氣壓力與溫度與無省煤器的系統相比沒有變化，流量略有變化，6、7級部分回熱蒸汽的放熱被凝結水在低溫省煤器內吸收的熱量抵消，6、7級抽氣流量降低，節省出的流量在低壓缸中做功，提高了熱量利用率，8級抽氣量由于上級疏水量減少而有所增加。按方案三加裝低溫省煤器后，經模擬計算，可增加發電功率6 024 kW，汽機熱耗率由原先的7 719 kJ/kWh變為7 673 kJ/kWh，供電標煤耗降低1.35 g/kWh，按TMCR工況每年5 000 h運行計算，標煤消耗量每年減少6750t，按市場價650元/t計算，在發電量不變的前提下每年可節省438.75萬元。

圖6 方案二TMCR熱平衡圖

4 經濟性對比分析

4.1 靜態投資對比分析

靜態投資主要從以下幾個方面考慮：

1）低溫省煤器設備價格。經咨詢低溫省煤器設備廠家，方案一中的低溫省煤器價格為900萬元，方案二中的低溫省煤器價格為1 100萬元。

2）凝結水管道施工費用。方案一中的凝結水管道增加約500m，方案二中的凝結水管道增加約1000m，本文按市場價每100 m管道20萬元進行計算。

3）凝結水泵系統費用增加。方案一中水側阻力約為0.2 MPa，水泵功率增加151 kW，方案二中水側阻力約為0.35 MPa，水泵功率增加271 kW。經與水泵廠家咨詢，水側阻力0.2 MPa與0.36 MPa所選用的水泵型號相同，因此費用無差別，電機功率的增加按每千瓦570元進行計算，主備用水泵電機均需增加。

4）引風系統設備費用增加。方案一引風機功率需增加612 kW，方案二引風設備功率需增加760 kW，系統按2×50%方式配置，不設備用設備，按經驗價格每千瓦600元進行計算。

靜態投資對比如表1所示。

表1 靜態投資對比分析表 萬元

4.2 投資回收分析

兩種方案的運行成本差別主要體現在設備維護費用及節約標煤效益兩方面。每年的設備維護費用按照靜態投資的1.5%進行計算，每年節約的標煤效益按照技術分方案析中節省的標煤成本進行計算。投資回收對比分析如表2所示。

表2 投資回收對比分析表

5 結語

通過對兩種低溫省煤器不同布置方式的方案進行技術與經濟對比分析，得出方案一與方案二安全可靠性基本相同，方案一的靜態投資略少于方案二，兩者的投資回收年限相同，但方案二的年節約標煤效益大于方案一25%左右，從長遠運行角度看，優化的方案二優勢更加明顯。低溫省煤器系統在電廠的應用方案及其優化，對新增及改造機組低溫省煤器系統具有一定借鑒意義。