电站锅炉低温省煤器的方案设想及必要性研究*

宋伟峰，余建军

（1.中山粤海能源有限公司，广东中山 528429；2.华南理工大学工商管理学院，广州 510640）

0 引言

国内对于低温省煤器的研究，有的从最佳设计数学模型、机组经济性变化和最佳焓升分配3个方面进行了研究，提出了多流量低温省煤器，建立了基于回热加热器变工况的机组经济性计算数学模型以及基于低温省煤器回热系统的最佳焓升分配数学模型[1]。比较发现低温省煤器在清除潮湿积灰及经济性，在理论上都是可行的[2]，计算表明制造新型低温省煤器并且应用于电站锅炉，在经济上是合算的[3]，尤其在1 000 MW机组低温省煤器的效益非常巨大[4]。例如，某320 MW机组锅炉加装低温省煤器后汽轮机热耗率下降40.3 kJ/(kW·h)，机组供电煤耗降低1.425 g/(kW·h)[5]；某660 MW超超临界机组用等效焓降法对低温省煤器的节能效果进行计算分析表明，发电煤耗降低2.33 g/(kW·h)；与国内同类型采用回转再生式原烟气/净烟气换热器的机组相比，引风机比压能下降约1 000 Nm/kg[6]。另外，研究中也发现当低压省煤器的水流量变化时，存在一个使得经济性达到最大值的一个最优的低压省煤器的水流量[7]。

增设低温省煤器实现了排烟余热的梯级利用，节能效果显著，已被国内外许多电厂所证明，但是，某公司投产5年后低温省煤器一直处于停用状态，为验证锅炉采用低温省煤器的必要性，以及以后对提高机组热效率和降低煤耗的影响，本文重新对该公司电站锅炉低温省煤器进行了方案设想及必要性探讨。

1 低温省煤器方案

某公司2台300 MW机组，锅炉设计煤种为烟煤。亚临界参数自然循环汽包炉。采用单炉膛，π型露天岛式布置，四角切圆燃烧，一次中间再热，平衡通风，固态排渣，全钢架，全悬吊结构，同步装设SCR烟气脱硝装置。过热蒸汽为额定蒸发量1 105 t/h，出口蒸汽压力17.44 MPa.g，出口蒸汽温度542℃；再热蒸汽为蒸汽流量884.4 t/h，进/出口蒸汽压力3.82/3.63 MPa.g，进/出口蒸汽温度328/542℃，给水温度282℃。

1.1 烟气侧系统设计

烟气侧系统设计如下。

（1）方案1：低温省煤器布置于空预器与除尘器之间。

优点是降低烟气温度后，烟气流量相应减少，可以适当减少烟气比电阻，提高除尘器效率；电除尘器的电耗有所降低；引风机的运行功耗变化不大。

缺点是烟气流速高，加上飞灰浓度高，容易对低温省煤器的换热元件造成磨损，影响机组安全运行；换热器积灰严重；若换热器管排设置不合理，缺乏运行经验时，易造成换热器堵灰，使烟气系统的阻力增加、换热器换热效率降低、积灰处腐蚀等。

（2）方案2：低温省煤器布置于引风机与脱硫系统之间。

优点是引风机出口烟道中心较低，换热器可以布置在地面，便于运行维护；可以充分利用引风机对烟气的压缩温升。

缺点是换热器及其前后异型件的阻力较大，布置在引风机出口，不利于引风机稳定运行，容易造成振动；根据目前全厂方案布置，引风机出口无法布置换热器。引风机入口的烟气温度和流量并无降低，引风机克服换热器阻力增加的电功率会增加；进入除尘器的烟气温度并未降低，除尘器电耗并未减少。

综上所述，方案1可以适当提高除尘器效率，降低电耗，但换热器本身容易磨损、积灰和堵灰，对运行控制要求较高；方案2即低温省煤器布置在引风机与脱硫系统之间，尽管可以部分利用引风机的压缩温升，但就本工程而言，结合运行维护及布置方案，必需扩大厂用地，故不考虑。故从技术角度采用方案1，并据此进行详细分析。此时低温省煤器的入口烟气参数如表1所示。

表1 低温省煤器入口烟气参数

1.2 烟气酸露点

在低温省煤器的实际应用中，排烟温度过低会使换热器的低温受热面壁温低于酸露点，引起受热面金属的严重腐蚀，危及锅炉运行安全。

将本工程设计煤质的数据代入以上公式中，得出烟气酸露点数值。事实上，烟气露点温度是由烟气中H2O和SO3的含量决定的，但影响SO3生成的因素有很多，一般皆由试验取得或通过实验加上理论推导等方法确定。目前本文依据公式推导出的烟气酸露点会较实际数值偏高。本工程设计煤质烟气酸露点计算如表2所示。由表可以看出，酸露点温度比较低，若长期燃用，则不宜设计低温省煤器。

表2 工程设计煤质烟气酸露点计算

1.3 水侧凝结水系统设计

低温省煤器水侧凝结水系统的设计直接影响到其运行的可靠性和经济性。水侧进水温度不宜太低或太高。根据东锅提供的热平衡图，低温省煤器水侧入口接入点宜选取7号低加出口。凝结水经低温省煤器加热后再接至6号低加入口。由于利用了部分烟气热量，故可以节约部分6抽汽量，从而增加汽轮机组的出力。

2 低温省煤器选型结果

结合表1～2及热平衡图，当机组运行在额定供热工况负荷左右时，烟气温度为123℃，进口凝结水温为69.2℃，基本可以保证低温省煤器绝大部分受热面工作在酸露点温度（95.31℃）以上，可以满足设备安全运行需求。当机组运行在75%THA负荷左右时，烟气温度与凝结水温度均下降，此时低温省煤器有较多部分的受热面会出现结露现象，此工况若长期运行，对于设备耐酸性能要求较高，若选用一般管材，则会降低设备寿命，而若采用耐酸管材，则设备初投资增加较多。当机组运行在50%THA负荷及以下时，低温省煤器结露和腐蚀情况会更严重。暂取低温省煤器换热效率为96%，初步计算数据如表3所示。

3 采用低温省煤器的经济性分析

3.1 经济性比较方法

在总调度电量一定的情况下，通过计算2种方案因上网电量不同所产生的差额收入，以计及资金时间价值的动态理论，计算投资差额回收年限n，采用公式：

式中：ΔZ为投资额；ΔC为年差额收益；i为基准收益率；n为差额回收年限；(A/P，i，n)为等额分付资金回收系数。

表3 低温省煤器选型结果（单台机组）

3.2 经济性比较输入数据

3.2.1 经济性比较边界条件标煤价格为950元/t；电厂基准收益率为8%；机组年利用小时数5 000 h。

3.2.2 初投资（ΔZ）

每台机组低温省煤器本体造价约为500万元（含吹灰装置）；（2）低温省煤器的土建费用（含安装）约为100万元；（3）需增加水侧的凝结水管道、调节阀及其他阀门、管道支吊架材料的费用初步估计为60万元。

故采用低温省煤器后的ΔZ=660万元。

3.2.3 年利润差额（ΔC）

（1）增设低温省煤器的正面运行效益：提高了凝结水温，节约了7段抽汽量，从而提高汽轮发电机组出力；降低脱硫系统入口烟温，从而节约水量，节约脱硫系统工艺水泵运行轴功率。

（2）增设低温省煤器的负面运行效益：增加了烟气侧阻力，从而提高引风机运行功耗，增加了水侧阻力，从而凝结水泵运行功耗率；低温省煤器约每10年需要更换冷段受热面，加上每年安装运行维护费用，折合至每年分别约需50万元运行维护费用。

增设低温省煤器后的年运行收益核算（单台机组）如表4所示。由表可以看出，设置低温省煤器后，烟气侧需增加风机的总电功率约98.8 kW，水侧需增加凝结水电功率约85.2 kW。供电标煤耗为272.17 g/(kW·h)，降低了1.01 g/(kW·h)。综合考虑，增设低温省煤器后，会增加约90.7万元的年运行收益，即ΔC=90.7。

表4 增设低温省煤器后的年运行收益核算（单台机组）

3.3 经济性计算结果

将计算结果代入公式ΔC=ΔZ(A/P，i，n)，得出投资差额回收年限n=11.3年，时间较长。而且，上述计算是基于THA运行工况进行的，若考虑不同负荷的运行工况，回收年限会进一步加长，因此本工程设置低温省煤器并无明显的经济效益。

4 结果分析与讨论

结果分析与讨论如下。

（1）本工程设置低温省煤器后，供电标煤耗有所降低，但通过经济性计算得出，设置低温省煤器后的动态反而增加年投资成本。

（2）以上对经济性计算基于额定供热工况。若考虑不同负荷的运行工况，增设低温省煤器后的年度投资会进一步增加，因此不宜采用低温省煤器。

（3）在75%负荷及以下，低温省煤器结露现象相对严重，换热效率也会下降。

（4）以上对低温省煤器经济性核算均按照脱硫系统不设置GGH进行，若脱硫系统需要设置GGH，则设置低温省煤器几乎无运行效益，不宜设置。

（5）本工程设计煤种含硫率较高，致使烟气酸露点较高，不宜采用低温省煤器。

（6）该计算基于锅炉厂提供的排烟温度进行的，电厂后期若出现排烟温度增加很多，则设置低温省煤器有优势。

5 投产运行情况

出于其他方面的原因，某公司最后还是采用了低温省煤器，布置采用方案1。在机组运行3年后，排烟温度一直偏低，空预器出口侧出现不同程度的腐蚀，运行中低温省煤器直接切除了水侧凝结水系统，只是作为一个烟气通道。此时低温省煤器已经完全失去作用。

6 结束语

本文的研究结果表明，对于是否采用被赋予具有节能创新的低温省煤器要持谨慎的态度，特别是新建项目，对于设置低温省煤器更要结合实际进行深入论证。设置低温省煤器意味着设计、采购、施工全过程的投资增加，且又增大了运行中的系统阻力，而在当今锅炉设计逐渐成熟的环境下，排烟温度设计都不太高，随着电厂运行日趋自动化，后期运行中，在受热面不出现大面积结渣的情况下，排烟温度不会升高太多。而且，低温省煤器在烟风环境中长期运行，不可避免被磨穿造成泄漏，从而增加运行风险及维护成本。