浅析大型火电机组增设低温省煤器的经济性

郭文军，胡 琼，杨安志

(中国神华胜利发电厂，内蒙古 锡林浩特 026000)

目前火力发电机组锅炉排烟温度在正常运行中都会超出设计值，大部分的运行值比设计值高约20℃～25℃左右，且现役大多数火电机组存在烟气尾部烟道空间过狭窄、防磨、防腐设备要求质量较高，引风机的压头裕量不大等实际情况，如何通过降低排烟温度来控制发电标准煤耗量并降低发电成本。势必要根据实际条件进行充分考虑加装低温省煤器降低排烟温度来提高电厂的经济性。

1 低温省煤器的初步设计分析

某电厂低温省煤器的具体设计方案为：通过凝结水与低温省煤器连接，凝结水流经低温省煤器就会吸收部分烟气余热，排烟温度会降低，同时凝结水被加热，加热后的凝结水再返回汽轮机低压加热器回热系统，代替部分低压加热器的作用将减少汽轮机的抽汽量。在机组负荷基本稳定时，对机组的经济性会有很大的提高。同时进入脱硫吸收塔的烟气温度随之下降，这样烟气脱硫的工艺用水量会显著减少，起到了节能的效果。

该厂660MW超超临界参数机组在调门全开工况下发电功率是719.3MW，加装低温省煤器与不加装低温省煤器前后各级低加的运行参数对比(高压缸和中压缸的进汽参数保持不变)见表1。加装低温省煤器后机组在调门全开的工况下，机组的发电功率是723.3MW。

从表1可以看出，加装低温省煤器与不加装低温省煤器相比较，除7号低加与8号低加的抽汽流量分别增加0.39kg/s(1.4t/h)、0.06kg/s(0.2t/h)，5号低加与6号低加的抽汽量分别减少0.64kg/s(2.3t/h)、8.4kg/s(30.3t/h)，通过比较各低加减少的抽汽量要比增加的抽汽量要多，这样低加减少的抽汽量会在汽轮机继续做功，在进汽量不变的情况下，可增加发电量，从而降低发电标准煤耗，增加的发电功率大约在5MW～6MW。

表1 各低加在低温省煤器加装前后的运行参数比较

机组在调门全开工况运行下，低温省煤器的运行参数见表2。

表2 低温省煤器的运行参数

从表2可以看出低温省煤器可吸收部分的烟气热量，吸收的热量有表2可知为22 640kJ/s，这样的热量充分表现加装低温省煤器可降低发电煤耗，提高经济效益。

根据汽轮机的热力平衡图，可计算出加装低温省煤器后，在保证热耗工况下汽轮机的热耗从7 340kJ/kW·h下降到7 302kJ/kW·h，机组的绝对内效率提高了0.25%，全厂发电效率提高了0.23%，发电标准煤耗降低了1.23g/kW·h，除去因加装低温省煤器引起风烟系统沿程阻力的增加，造成引风机电耗增加以及由于低温省煤器布置位置远离凝结水系统的原因导致凝结水系统的阻力增加而带来的凝结水泵电耗的提高，机组的每年燃料成本下降约280万元左右。同时由于脱硫塔进口烟气温度的降低，减少了脱硫吸收塔所需工艺减温水量，每年的用水节约成本约为55万元。

2 低温省煤器节能计算

烟气余热被利用后重新输入回热系统中会排挤部分抽汽，使部分抽汽返回汽轮机继续做功这样运行方式会导致系统循环效率降低，并且这部分抽汽会增加汽轮机的排汽量使汽轮机背压升高。以上两点低温省煤器带来的节能矛盾必须经过计算才可以明确。在计算加装低温省煤器后的经济性时，保证锅炉燃料量不变的前提下，回热系统通过凝结水吸收低温省煤器热量而获得的额外热量，它以一定的效率转换为发电功率。计算比较通过低温省煤器获得的功率要远大于因抽汽排挤引起的循环效率和真空降低带来的损失，所以增加低温省煤器对机组经济性是提高的[1]。

2.1 发电标准煤耗的节能计算

发电标准煤耗的计算一般采取等效焓降法进行经济性分析。把低温省煤器回收的烟气余热当作纯热量输入热力系统，而锅炉产生1kg新蒸汽所消耗的煤量不发生变化。此条件下，汽轮机抽汽系统所减少的抽汽量增发的发电量，会把汽轮机的相对内效率提高。相应1kg汽轮机进汽量，将其全部做功量称为新蒸汽等效焓降(记为H)，全部由低温省煤器回收的烟气余热引起的排挤抽汽量所增发的做功量(记为ΔH)称等效焓降增量[2]，计算如下式(1)、式(2)：

(1)

ΔH=β[(hd2-h4)η5+Σ(τj·ηj)]

(2)

式中：d—机组汽耗率，kJ/kW·h；机组每产生1kW·h的电量所消耗的蒸汽量称为机组汽耗率；

ηjd—汽轮机相对效率；对于660MW超超临界机组汽轮机的相对内效率一般在91%左右；

β—低温省煤器流量系数；低温省煤器的约束条件，低温省煤器的凝结水分流量与新蒸汽的流量的比值，一般取β<0.5；

hd2—低温省煤器出口凝结水比焓，kJ/kg；

h4—除氧器进水比焓，kJ/kg；

τj—所绕过的各低加工质焓升，kJ/kg；

ηj—所绕过的各低加抽汽效率。

热耗率降低δq按下式(3)计算：

(3)

式中：q—机组热耗率，kJ/kW·h； 机组每产生1kW·h的电量所消耗的热量称为机组热耗率。

发电标煤耗节约量δbs按下式(4)计算：

(4)

式中：ηp、ηb——锅炉效率、管道效率；管道效率在计算中一般取99%，但实际运行中由于管道的各项损失管道效率一般在97%～98%；对于660MW超超临界机组锅炉的效率一般在93%～95%[3]。

把表1、表2的参数分别代入式(1)、式(2)、式(3)、式(4)可计算得出发电标准煤耗降低约1.23g/kW·h，烟气通过低温省煤器后其温度下降32℃，相对应的锅炉热效率提高近1.2%。

2.2 汽轮机真空影响计算

汽轮机背压变化量dpc与循环水冷凝变化量dDc的关系可通过凝汽器的变工况计算，可按式(5)、式(6)进行估算：

(5)

dDc=ΣDj-dDc

(6)

式中：Dc—凝汽器冷凝量，t/h；

dDc—由增设低温省煤器引起的汽轮机新汽量减少值，t/h，可由δbs计算得到；

ΣDj—低温省煤器各排挤抽抵达凝汽器的总量，t/h。

其中第J级的排挤量按式(7)计算：

(7)

式中：G——低温省煤器的过水流量，kg/s；

γj——排挤系数，指第J级排挤抽汽抵凝汽器的份额。

由表1可知，通过加装低温省煤器所排挤的抽汽量进入凝汽器的总量为31t/h，通过加装低温省煤器使汽轮机新蒸汽进汽总量减少约14.5t/h，凝汽器的冷凝量大约在17 t/h左右，汽轮机排汽压力升高0.05kPa。此时汽轮机排汽比焓升高值为0.387kJ/kg，仅占新汽等效焓降的0.035%。综合上述计算分析，凝结水因吸热后排挤抽汽对汽轮机真空的影响可以完全忽略[4]。

2.3 增加低温省煤器造成凝结水泵的电耗增加

低温省煤器布置在脱硫塔的入口势必要增加凝结水系统的管束长度，从表2可知，增加的管道长度造成凝结水系统的阻力增加了0.1MPa；凝结水泵的有效功率可按式(8)进行计算。

Pe=ρgQH

(8)

式中：ρ——工质密度kg/m3；

g——重力加速度m/s2；

Q——工质质量流量t/h；

H——工质的扬程m。

由上式可知，凝结水系统的阻力增加了0.1MPa，相当于增加10m水柱的高度，凝结水流量在额定工况下大约在1 500t/h，可知，凝结水泵增加的功率为40.8kW·h，按照机组的年利用等效小时数5 000h计算，机组每年凝结水泵的电量费用大约增加4.18万元。

3 低温省煤器初投资计算

尾部烟道布置低温省煤器其烟气与凝结水之间的温差较小，尾部烟道的占地空间也小为布置低温省煤器必须把受热面结构设计要紧凑，来减小其体积，并减少低温省煤器的材料，为增强低温省煤器的换热效率，低温省煤器管束必须采用扩展型受热面来强化传热。该厂采取H型翅片管作为换热管束，其制造工艺简单，属于肋片传热型，管束的换热面积增加，对流换热效率就提高，另外，H型翅片管比光管的外壁面温度要高，这样有利于低温腐蚀的控制。同时H型翘片管束比螺旋翅片管的其自清灰能力要强，因此低温省煤器管束采用H型翘片管束在现役机组和新建机组都得到了广泛的应用。

低温省煤器受热面与尾部烟道组成烟气通道，烟道外敷设轻型保温层。所以在火力发电机组选择低温省煤器改造的时候主要考虑以下几个问题：①管径的选择； ②低温省煤器管束的纵向节距与横向节距的确定； ③受热面管组高度的限定，检修所需的空间限制； ④低温省煤器管束中的凝结水流速。

上述条件的限制，对该厂风烟系统采取的是双列布置，所以每台机组尾部烟道布置两台低温省煤器，采用H型翅片管逆流布置，每台低温省煤器分18组换热面。

低温省煤器供水进口热位移 (按DL/T 5366-2006 计算)，换热器模块金属管材质为ND 钢 (线膨胀系数按20 钢计算)，换热管束内凝结水温度按75℃取值。

低温省煤器回水出口热位移，取换热管束内凝结水温度按95℃取值。

通过表3、表4、表5、表6可知，低温省煤器的管束折算长度大约在19 800m左右，经过厂家提供的价格管材质为ND 钢的21元/m，这样低温省煤器的受热面初次投资大约在415.8万元[5]。

表3 低温省煤器供水进口热位移

表4 低温省煤器供水进口热位移

表5 低温省煤器回水出口热位移

表6 低温省煤器回水出口热位移

4 结束语

通过对增加低温省煤器带来的收益和初投资比较得出增设低温省煤器给发电机组带来每年约280万元的燃料成本节约收益和55万元的用水成本节约收益，烟气通过低温省煤器后其温度下降32℃，相对应的锅炉热效率提高近1.2%，而低温省煤器的初投资大约在415.8万元，这样投资回收期近2年左右，而低温省煤器的可使用寿命为10年，所以在风烟尾部烟道增设低温省煤器对经济性具有非常重要的意义。