低压省煤器

低压省煤器（精选4篇）

低压省煤器 篇1

0 引言

杭州汽轮工程股份有限公司目前承接钢铁企业的煤气发电工程项目, 为提高整个发电效率, 在设计中考虑了锅炉后面增加煤气加热器及低压省煤器两种措施, 现通过2个具体项目实施中的设计思路给予介绍:a) 福建三安钢铁36.6 MW余能发电工程, 其中140 t/h高温高压煤气锅炉炉后加装煤气加热器;b) 云南永昌钢铁有限公司27 MW余能发电工程, 其中97 t/h高温高压煤气锅炉尾部烟道加装低压省煤器。从理论结合实际的角度对低压省煤器及煤气加热器两种方案进行主要的经济技术对比, 并提出相应系统优化方案。

1 提高锅炉效率措施

常规高炉煤气成分及热值范围变化不大, 取一组典型数据做代表, 如表1所示。

由于高炉煤气热值极低, 燃料消耗量大, 成分中含大量惰性气体, 燃烧生成的烟气量也大, 随烟气带走的热损失就很大, 因此要得到较高的热效率, 则必须降低锅炉排烟温度。高温高压锅炉给水温度常规为215℃, 烟气经过高压省煤器出口处必高于215℃, 为使水侧多吸收热量, 假设此处排烟温度为215℃;从高炉煤气成分表中可以看出, 主要燃烧成分为CO, 燃烧所需要O2量较小, 计算理论空气量为0.607Nm3/Nm3, 且热空气出口理论极限温度取215℃, 按此计算锅炉经过空气预热器后排烟温度降至约150℃, 上述温度已经是极限温度。从传热学角度看, 换热必须存在一定温差, 温差越小需要受热面越多, 越不经济。因此, 从理论上讲, 对于燃用低热值的高炉煤气, 在没有煤气加热器或低压省煤器的前提下, 对高温高压 (给水温度在215℃) 的锅炉而言, 即使花费再大的成本, 尾部布置成双烟道的情况下, 锅炉设计效率也很难再有提高[1]。

因此为使锅炉获得较高的性价比, 经热力计算及实际总结经验, 锅炉空预器出口排烟温度在180℃左右比较经济, 此时通过在炉后增加低压省煤器或煤气加热器等措施来降低排烟温度, 提高整个锅炉的热效率。

目前主流提高煤气锅炉效率方式为低压省煤器和煤气加热器两种, 以下分别介绍两种系统。

2 低压省煤器

2.1 系统简介

汽轮机凝结水的一部分 (约总凝结水量一半) 进入锅炉低压省煤器从40℃加热到130℃后送入除氧器, 相当于汽轮机少抽一部分蒸汽去低压加热器加热凝结水, 提高整个系统热效率。系统图见图1。

2.2 低压省煤器主要优点

低压省煤器成本低廉;占地面积较小, 一般直接布置在锅炉尾部烟道空气预热器后;整个工程初期投资造价较低。

2.3 低压省煤器主要缺点

低压省煤器受热面存在烟气酸露腐蚀, 且布置在烟道里面, 如发生管子漏水必须切断低压省煤器。

3 煤气加热器

3.1 煤气加热器原理

煤气加热器原理见图2。

此热管为重力式热管, 煤气和烟气为2个流程, 中间采用隔板完全隔断。上部为煤气侧, 下部为烟气侧。热管是一种密闭容器, 其基本组成为壳体、工作液。待壳体抽真空或煮真空后充入适量工作液 (通常采用二次蒸馏水+缓蚀剂) , 密闭壳体便构成一支热管。当热源对其一端供热时, 工作液自热源吸收热量而蒸发汽化, 携带潜热的蒸汽在压差作用下, 高速传输至壳体的另一端, 向冷源放出潜热而凝结, 凝结液在地球重力作用下从冷源端回流至热源端, 以保持连续的工作循环。

3.2 煤气加热器主要优点

a) 工作介质循环是依靠地球重力和压差作用, 无需外加动力, 无机械运行部件, 增加了设备的可靠性, 也极大地减少了运行费用;

b) 根据工艺要求, 可以进行顺、逆流混合布置, 适应较宽的温度范围;

c) 系统由众多热管组装而成, 各热管之间相互独立, 一根或几根热管损坏或失效不影响整个系统的安全运行, 只是换热器整体效率会略有降低。

3.3 煤气加热器主要缺点

a) 煤气加热器占地面积较大, 需单独布置在炉后;

b) 烟气侧阻力大, 增加引风机电耗。

4 主要经济比较

为方便比较, 需取同等条件作为前提进行比对:

a) 按同一规模机组:高温高压, 汽耗率按3.825kg/ (k W·h) , 蒸汽量140 t/h, 发电功率36 600 k W;

b) 机组利用小时数统一取8 000 h;

c) 锅炉统一煤气成分及热值。额定负荷下空气预热器出口烟气温度180℃, 此段锅炉效率86%;增加煤气加热器或低压省煤器后烟气出口温度140℃, 整体锅炉效率88%;

d) 无煤气加热器或低压省煤器时, 额定负荷下整个烟气侧阻力2 500 Pa, 引风机功率按400 k W;e) 上网电价统一:0.6元/ (k W·h) 。

现进行以下几方面数据比较:

a) 设备成本因素:根据杭州汽轮工程股份有限公司实际采购价格, 煤气加热器 (含安装) 按100×104元计;低压省煤器 (含安装) 按20×104元计;

b) 运行电耗因素:煤气加热器烟气侧阻力增加800 Pa;低压省煤器烟气侧阻力增加200 Pa。由此引起引风机电耗增加, 煤气加热器方案引风机功率增加128 k W;低压省煤器方案引风机功率增加32 k W。运行带煤气加热器系统厂用电耗相比低压省煤器系统成本增加 (128-32) ×8 000×0.6=46.1×104元/a;

c) 检修成本因素:煤气加热器正常无需检修, 一般可连续运行10 a。低压省煤器, 一般使用不超过2 a就要更换, 每次更换年限按1.5 a/次, 更换一次费用按设备费20×104元+拆装费用10×104元=30×104元, 即折合每年维修费用20×104元;

d) 事故影响因素:正常高炉运行时, 不是大事故不允许停炉, 正常安排高炉停炉时整体检修。针对此情况特殊性, 分两种情况说明:

(a) 低压省煤器出问题后, 一般会把低压省煤器切断停用。参考相关钢厂经验, 这种事故按1 a 1次计, 1次切断后运行时间按30 d计, 此时锅炉效率下降2%左右。按同等煤气量条件折算, 蒸发量为86÷88×140=136.8 t/h, 此时发电功率为35 765 k W, 30 d共计损失 (36 600-35 765) ×30×24×0.6=36.1×104元;

(b) 低压省煤器事故引起紧急停炉, 此时按1 d停机消除故障, 一天停机发电损失是36 600×24×0.6=52.7×104元。总结:按电厂10 a期折算每年成本比对:煤气加热器相对费用100÷10+46.1=56.1×104元;低压省煤器相对费用20÷10+20+36.1=58.1×104元或20÷10+20+52.7=74.7×104元。

5 系统优化

为解决低压省煤器低温腐蚀问题, 提高低压省煤器使用寿命。针对云南永昌钢铁有限公司27 MW余能发电工程进行了系统优化, 改进方式为:汽轮机凝结水经过2级低压加热器将凝结水加热至90℃, 在将全部凝结水引至锅炉低压省煤器加热至130℃后送入除氧器, 相当于省掉3#低压加热器 (见图3) 。

从锅炉酸露腐蚀考虑, 常规高炉煤气中S含量很少, 但钢厂大多要考虑掺烧焦炉煤气工况, 根据相关经验公式估算酸露点约为80℃~100℃[2]。

根据图3可看出凝结水温度提高至90℃时基本在腐蚀速度最慢的区域, 因此这种改进从理论上是可行的, 按照预计此方式可提高低压省煤器使用寿命至3 a~4 a。

6 结语

为更好地做到钢铁企业的可持续发展, 提高余能发电热效率将会给企业带来更大的经济效益。经过上述系统分析, 不难看出低压省煤器如果稳定运行, 则经济效益显著。建议目前针对30 MW等级以下煤气发电机组选择低压省煤器较为经济, 30 MW及以上等级煤气发电机组选择煤气加热器较为经济。望从以后的工程设计及实践中不断总结经验, 优化低压省煤器系统, 增加系统稳定性, 提高低压省煤器使用寿命, 这样可使企业减少设备成本和电耗成本, 更大程度增加经济效益。

参考文献

[1]叶江明.电厂锅炉原理及设备[M].第二版.北京:中国电力出版社, 2007.

[2]陈建.燃气锅炉低温腐蚀预防研究与应用[J].冶金动力, 2012 (2) :32-35.

低压省煤器 篇2

【关键词】电厂节能；低压省煤器；排烟温度

0.前言

目前，国内一些火力发电厂锅炉排烟温度偏高，造成锅炉运行效率降低，机组标准煤耗增加。

排烟损失是锅炉运行中最重要的一项热损失，一般约为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℃，排烟热损失增加0.6%—1%，相应多耗煤1.2%—2.4%。若以燃用热值2000KJ/KG煤的420t/h高压锅炉为例，则每年多消耗近万吨动力煤。我国火力发电厂的很多锅炉排烟温度都超过设计值，约比设计值高20—50℃。所以，降低排烟温度对于节约燃料和降低污染具有重要的实际意义。

实践中以降低排烟温度为目的的锅炉技术改造较多。但由于大多数电厂尾部烟道空间太小，防磨、防腐要求较高，引风机的压头裕量不大等实际情况。为了降低排烟温度，减少排烟损失，提高电厂的运行经济性，可考虑在烟道上加装低压省煤器。

1.应用实例

某发电厂两台容量100MW发电机组所配锅炉是东方锅炉厂设计制造的DG420/9.8—Ⅱ2型燃煤锅炉。由于低氮燃烧和尾部受热面脱硝改造后锅炉排烟温度升高，超过锅炉原设计值40℃，排烟温度高达170℃，为了降低排烟温度，提高机组的运行经济性，在尾部加装了低压省煤器。低压省煤器系统布置图如下：

低压省煤器与汽轮机低压回热系统成并联布置， 其进水取自汽轮机的低压回热系统， 低压省煤器的进水流量、进水温度均可在运行中调节。进入低压省煤器的凝结水吸收锅炉排烟热量后， 在末级低压加热器出口与主凝结水汇合。这种热力系统， 低压省煤器的给水跨过若干级加热器， 利用级间压降克服低压省煤器本体及连接管路的流阻， 不必增设水泵， 提高了运行可靠性， 同时也自然地实现了排烟余热的梯级利用。

2.低压省煤器节能理论及计算

一般认为，把烟气余热输入回热系统中会排挤部分抽汽，导致热力循环效率降低；并且，排挤的部分抽汽会增加凝汽器的排汽使汽轮机真空有所降低。这两点对于低压省煤器节能的疑问必须加以澄清。理论上，增设低压省煤器后，大量烟气余热进入回热系统，这是在没有增加锅炉燃料量的前提下，获得的额外热量，它以一定的效率转变为电功。这个新增功量要远大于排挤抽汽和汽机真空微降所引起的功量损失，所以机组经济性无例外都是提高的。

采用等效热降法进行热经济性分析。将低压省煤器回收的排烟余热作为纯热量输入系统，而锅炉产生1kg新汽的能耗不变。在这个前提下，热系统所有排挤抽汽所增发的功率，都将使汽轮机的效率提高。

相应1kg汽轮机新汽，其全部做功量称新汽等效焓降（记为H），所有排挤抽汽所增发的功量（记为ΔH）称等效焓降增量，计算如下：

H=3600/（ηjd×d） （kJ/kg）

ΔH=β[（hd2-h4）η5+∑（τj·ηj）] （kJ/kg）

式中 d—机组汽耗率，kg/kwh；

ηjd—汽轮机机电效率；

β—低省流量系数；

hd2—低压省煤器出水比焓，kJ/kg；

h4—除氧器进水比焓，kJ/kg；z

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按下式计算：

δq=ΔH·q/（H+ΔH） （kJ/kwh）

式中 q—机组热耗率，kJ/kwh；

发电标煤耗节省量δbs按下式计算：

δbs=δq/（ηp·ηb·29300） （kg/kwh）

式中ηp、ηb——锅炉效率、管道效率；

以已投运的某200MW火电机组低压省煤器系统为例进行节能量计算，结果列于表1。由表1可见，低压省煤器降低排烟温度33℃，可节省标准煤3.29g/kwh。

表1 低压省煤器主要指标计算结果（某200MW火电机组）

3.低压省煤器的优点

与传统的锅炉高压省煤器改造相比，低压省煤器在电厂节能减排方面有其独到的优点：

（1）可以实现排烟温度的大幅度降低。按照电厂的不同需求，可降低排烟温度30℃～35℃，甚至更多。而改造高压省煤器，则根本无法做到这一点。这个优点对于需上脱硫系统的锅炉（排烟温度有最高限制），是十分珍贵的。

（2）对于锅炉燃烧和传热不会产生任何不利影响。由于低压省煤器布置于锅炉的最后一级受热面（下级空预器）的后面，因此它的传热行为对于锅炉的一切受热面的传热均不发生影响。因此既不会降低入炉热风温度而影响锅炉燃烧，也不会使空气预热器的传热量减少，从而反弹排烟温度的降低效果。

（3）具有独特的煤种和季节适应性。锅炉的低压省煤器出口烟温可以根据不同季节和煤质（主要是含硫量）进行调节，以实现节能和防腐蚀的综合要求。这也是高压省煤器改造所不具备的。

（4）有利于布袋除尘器的安全经济运行。布袋除尘器对于烟气温度的控制有严格要求，严禁超温运行，加装低压省煤器后可以很方便的控制进入布袋除尘器的烟气温度。

（5）采用低压省煤器系统，可以充分利用锅炉本体以外的场地空间布置受热面，因而空间宽绰、便于检修。

【参考文献】

[1]林万超.火电厂热系统节能理论[M].西安：西安交通大学出版社，1994.

低压省煤器 篇3

关键词：低压省煤器,排烟温度,节能

一、概述

华电国际十里泉发电厂 (以下简称十电) 300MW机组的汽轮机系统已进行增容改造为330MW, 但锅炉技术改造后的效率并未达到相应水平。十电6#、7#1 021t/h自然循环锅炉设计煤种为烟煤, 现用煤为山西混煤, 采用燃烧器四角布置中储式系统。锅炉设计排烟温度为129℃, 设计效率92.19%。目前存在的主要问题是锅炉排烟温度严重偏高, 平均达到165℃, 夏季高负荷时甚至超过170℃, 超出排烟温度设计值30-40℃, 降低锅炉热效率近2.5%。如果排烟温度继续偏高, 还会进一步威胁到脱硫装置的安全运行。因此降低排烟温度是提高锅炉热效率、保障锅炉安全运行的必要条件。

二、低温低压省煤器技术特点及工作原理

该技术是利用换热面直接吸收利用预热器排烟所含部分热值的一种技术。该低压省煤器并联于回热系统中, 相当于汽机侧的低压加热器。其入口介质取自某个低加出口 (需85℃左右) , 进入低压省煤器的凝结水吸收排烟热量, 然后送至除氧器。低压省煤器一般采用错列管排逆流布置, 实现了介质、烟气的逆向流动, 一方面可大大提高低压省煤器的传热系数, 解决布置危机;另一方面, 可使排烟温度的降低不受介质出口水温的限制, 最大限度地降低排烟温度。传热元件采用螺旋肋翅片管, 螺旋肋片与母管的焊接工艺为高温钎焊镍基渗层。具有较高的传热系数和防磨、防堵性能。

1. 技术特点

(1) 低压省煤器的水流量可调节, 通过流量控制低压省煤器的壁温, 可确保壁温略高于烟气露点, 不发生低温腐蚀。

(2) 采用一级换热, 阻力较小。依据换热原理, 需要采用较高的进水温度 (85℃左右) , 同样, 回水温度也较高。

(3) 由于采用直接换热、逆流布置, 排烟温度不可能降得太低。

(4) 开始投入运行时需要注意排烟温度的选择, 以免出现冷却介质气化, 导致运行不稳。

2. 工作原理

(1) 低压省煤器的热力系统如图1所示。低压省煤器与主回水成并联布置, 其进口水取自低压加热器系统, 设计特定的进水方式与电调阀配合, 可实现低压省煤器进水量的切换与调整。进入低压省煤器的凝结水吸收排烟热量后, 在除氧器入口与主凝结水汇合。在低压省煤器水侧管路加装一台20kW的升压泵, 以克服低压省煤器本体及连接管道的流阻, 保证其水侧流量, 实现排烟余热的梯级利用。

(2) 低压省煤器的总体布置采用了四烟道错列管排逆流布置 (见图2) 。低压省煤器本体以锅炉对称中心为界, 分甲、乙两侧分别安装于电除尘后、引风机前的四个水平烟道内。烟气从电除尘出口进入4个改造后尺寸为3 920mm×4 700mm的横置水平连通烟道, 从前向后水平冲刷省煤器蛇形管束;由凝结水系统流来的低压加热器主凝结水, 经布置在烟气进口上方的低压省煤器入口集箱进入低压省煤器, 经蛇形管排流入布置于烟气出口上方的出口集箱, 经一凝结水母管汇集后, 返回除氧器。返回点设置在5#低加出口的主凝结水管道。由于实现了介质、烟气的逆向流动, 一方面可大大提高低压省煤器的传热系数, 另一方面, 可使排烟温度的降低不受介质出口水温的限制, 最大限度地降低排烟温度。

(3) 低压省煤器传热元件采用螺旋翅片管, 接触热阻几乎为零, 抗腐蚀, 耐磨损, 并可使烟气侧流阻控制在允许值之内。

(4) 蛇行管屏吊挂在管箱顶部的小横梁上, 小横梁两端通过大横梁将重量传至立柱上。

(5) 低压省煤器在设计分水流量下, 可降低排烟温度25℃以上, 通过调节低压省煤器的进水温度 (根据煤的含硫量) , 还可对排烟温度的降低幅度做一定的调整。

三、经济效益

(1) 降低了排烟温度, 可以提高循环热效率, 降低煤耗。

(2) 创造了锅炉脱硫系统长期连续安全运行的烟气温度条件。

(3) 采用等效热降法进行热经济性分析, 将低压省煤器回收的排烟余热作为纯热量输入系统, 而锅炉的有效热量不变, 从而使锅炉的发电煤耗降低。

(4) 由于加装了低压省煤器, 使得机组的发电煤耗降低、锅炉燃煤量及进风量降低、烟气量减少、给水量减小、主蒸汽流量减小。其余所有用电辅机因发电煤耗降低, 电耗将按比例减小, 使标准供电煤耗降低。

四、结语

采用低压省煤器系统, 既可以避免原高压省煤器的水冲击及管束振动, 又可以优化汽轮机抽汽回热系统, 提高系统的可靠性, 还可以充分利用锅炉本体以外的场地空间布置所需的受热面, 并留有足够的检修空间, 检修方便。每台机组改造后锅炉排烟温度降低至137℃以下, 降低幅度不小于25℃。十电于2010年6#机组检查性大修工作中, 在电除尘后部加装了4组低压省煤器, 经过近两年时间的运行, 达到了预计的节能目标。

参考文献

[1]林万超.火电厂热电厂节能理论[M].西安:西安交通大学出版社.

[2]中国动力工程学会.火力发电设备技术手册[M].北京:机械工业出版社, 2000.

[3]许晋源, 徐通模.燃烧学[M].北京:机械工业出版社, 1984.

低压省煤器 篇4

在电厂中,锅炉的排烟余热问题一直是困扰着人们的一个难题。排烟温度严重超温不仅影响电厂的热经济性,而且影响空气预热器的安全运行。为了利用排烟余热,节约能源,提高电厂的经济性,可在锅炉尾部设计安装低压省煤器[1]。国内某电厂330 MW机组排烟温度在145℃,超出设计值,使锅炉效率严重下降,为此对其增装省煤器系统以降低排烟温度,提高电厂的经济性。

西安交通大学的林万超教授对低压省煤器系统的热经济性利用等效焓降理论进行了深入的分析。东北电力大学的周振起等利用锅炉排烟余热实现节能的方法,以电厂中机组增装低压省煤器为例,利用等效焓降原理进行热经济性分析,计算出其节能效果[2]。自1984年以来,国内的很多电厂投入使用了低压省煤器系统,如山东龙口电厂、长春第二热电有限责任公司、河南省开封火电厂等等。这些电厂投入使用低压省煤器系统以后,排烟温度普遍降低20~30℃,极大地降低了标准煤耗,达到了节能的效果[3]。

本文根据该电厂的实际运行情况,对低压省煤器的热经济性原理以及等效焓降法在低压省煤器中的应用进行理论分析,提出三种设计方案,运用等效焓降法对提出的三种设计方案进行优化分析和计算,并比较节能的效果。

1 低压省煤器热经济性原理分析

低压省煤器系统独立于主给水系统之外,利用排烟余热加热汽轮机温度较低的部分凝结水,替代汽轮机的某段抽汽,抽汽被排挤回汽轮机继续膨胀做功。使用低压省煤器后,进入凝汽器的冷凝分量增加,凝结水温度升高,因而增加了排汽热损失,降低了循环效率[4,5]。机组经济性是否提高成为关键。实际上,增设低压省煤器后,大量烟气余热进入回热系统,这是在没有增加锅炉燃料量的前提下,获得的额外热量,必以一定的效率转变为电功。这个新增功量要远大于汽机真空微降所引起的功量损失,所以机组经济性无例外都是提高的[6]。

所谓等效焓降法[7],是根据已选定的蒸汽初、终参数和回热参数,并以机组的新蒸汽流量和燃料供热量均系定值为前题,在这样的条件下,热力系统任何影响热经济性的微小变化,只与机组的功率变化有关,不会使各级抽汽流量全部发生变化,而只对某几级的抽汽流量和热量进行定量计算,即可求得整个热力系统变化的经济效果。假如有一股纯热量引入j级加热器,j级抽汽减少1 kg,这1 kg的抽汽排斥返回汽轮机,它从j级开始作功到凝汽器,凝结为水后吸收各级抽汽的热量升温回到j级,完成一个局部的回热循环,所作的功H,为j级的等效焓降。

低压省煤器的连接方式[8,9]如图1所示,引水可以跨过一个或多个加热器流经低压省煤器的分水流量为Qd,定义分水流量Dd与给水总量D0之比为分水系数βd。该份额的凝结水在低压省煤器中吸收热量Qd,焓值从h″d上升到h′d。对于并联系统热量qd不仅排挤第m级加热器的抽汽,同时还排挤第m级前所绕过的各级加热器(第x到m-1级的抽汽)。这两部分排挤抽汽的做功之和则为机组的等效焓降增量

$\text{Δ}{\rm H}=\beta {}_{\text{d}}\cdot [(h^{″}{}_{\text{d}}-h^{″}{}_{\text{m}})\eta {}_{\text{m}}+{\displaystyle \sum _{j=x}^{m-1}\tau }{}_j\cdot \eta {}_j](1)$

从上式可见,并联的低压省煤器系统是典型的梯度开发、多级利用的系统,它将排烟余热分级地利用于各个能级上。

并联低压省煤器的热负荷计算公式[10]

$Q{}_{\text{d}}=D{}_{\text{d}}[(h^{″}{}_{\text{d}}-h^{″}{}_{\text{m}})+{\displaystyle \sum _{j=x}^{m-1}\tau }{}_j]$

低压省煤器的单位工质热负荷

$q{}_{\text{d}}=Q{}_{\text{d}}/D{}_0=\beta {}_{\text{d}}[(h^{″}{}_{\text{d}}-h^{″}{}_{\text{m}})+{\displaystyle \sum _{j=x}^{m-1}\tau }{}_j](2)$

把式(2)代入式(1),化为

$\text{Δ}{\rm H}=\beta {}_{\text{d}}\cdot [(h^{″}{}_{\text{d}}-h^{″}{}_{\text{m}})+{\displaystyle \sum _{j=x}^{m-1}\tau }{}_j]$

$\frac{(h^{″}{}_{\text{d}}-h^{″}{}_{\text{m}})\eta {}_{\text{m}}+{\displaystyle \sum _{j=x}^{m-1}\tau }{}_j\cdot \eta {}_j}{(h^{″}{}_{\text{d}}-h^{″}{}_{\text{m}})+{\displaystyle \sum _{j=x}^{m-1}\tau }{}_j}=q{}_{\text{d}}\eta {}_{j\text{p}}(3)$

其中$\eta {}_{j\text{p}}=\frac{(h^{″}{}_{\text{m}}-h^{″}{}_{\text{m}})\eta {}_{\text{m}}+{\displaystyle \sum _{j=x}^{m-1}\tau }{}_j\cdot \eta {}_j}{(h^{″}{}_{\text{d}}-h^{″}{}_{\text{m}})+{\displaystyle \sum _{j=x}^{m-1}\tau }{}_j}‚\eta {}_{j\text{p}}$称为低压省煤器热量利用的平均抽汽效率。

从公式(3)可以看出,低压省煤器的热经济性和两个参数有关,其经济效益取决于qd和ηjp的大小[11,12]。qd愈大,即低压省煤器的热负荷愈大,也就是排烟冷却程度和排烟余热利用的程度愈高,低压省煤器的热经济性就愈大[9];ηjp越大,即排烟余热利用的能级愈高,其经济性愈大。但是这两个方面是相互矛盾的,也就是说当提高低压省煤器的进水温度时能提高余热利用的能级,这样就提高了ηjp,这样有利于提高低压省煤器的经济效益。但是,提高低压省煤器的进水温度,将使低压省煤器的出口烟温升高,降低排烟余热利用的程度,也就是降低了qd,又不利于提高低压省煤器的经济效益。

2 低压省煤器参数的影响及设计方案的提出

2.1 各参数的影响

2.1.1 分水流量的影响

只考虑低压省煤器的水流量对于经济性的影响,而其它的参数都是不变的。由式(1)可知,等效焓降增量的数值ΔH只与βd和h″d的大小有关,成正比的关系。当低压省煤器的水流量增加的时候,βd是增加的,这有利于ΔH的升高;但同时,水流量的增加又使得低压省煤器的出口水的焓值h″d降低,使得ΔH下降。如此看来,低压省煤器的水流量的增加产生了两个变量,这两个变量在使ΔH的变化趋势上是相互矛盾,这样就形成了ΔH先升后降的一种趋势,会有一个使ΔH达到最大值的最优水量出现。

2.1.2 进水温度的影响

低压省煤器的进水温度[13],也存在一个最佳值的选择问题。此外,还应考虑低压省煤器的热力腐蚀和堵灰问题。当两者不能协调时,则只能优先考虑热力防腐问题。在多数情况下,最佳进水温度远低于热力腐蚀要求的进水温度。因此,低压省煤器的实际进水温度受热力防腐因素所制约。根据低温腐蚀的机理和腐蚀与壁温的关系,使金属年腐蚀速度≤0.2 mm,要求低压省煤器的管壁温度t应在下述范围之内:tld+25℃<t<105℃,其中tld为烟气水蒸气露点温度。根据某电厂的设计燃料元素分析和运行燃料元素分析,得设计燃料和运行燃料的烟气水蒸气露点温度分别为40.5℃和44.02℃。在本文中的设计方案中,取低压省煤器的进水温度为70℃或85℃,经计算管壁温度t均符合tld+25℃<t<105℃的范围。

2.1.3 引出口位置的影响

低压省煤器出口的凝结水可以引入到不同的低压加热器当中,当低压省煤器的引出口的位置不同的时候,等效焓降的增量也是不同的。如式(1)所示,低压省煤器的引出口的位置不同时,相同低压省煤器的水流量下,有两个参数组合会对等效焓降增量的大小有所影响,这两个参数组合是(h″d-h″m)ηm和${\displaystyle \sum _{j=x}^{m-1}\tau }{}_j\cdot \eta {}_j$。当低压省煤器的引出口位置在高一级的低压加热器的入口的时候[14],如在No.m低压加热器的入口时,此时的ΔH的计算公式$\text{Δ}{\rm H}=\beta {}_{\text{d}}\cdot [(h^{″}{}_{\text{d}}-h^{″}{}_{\text{m}})\eta {}_{\text{m}}+{\displaystyle \sum _{j=x}^{m-1}\tau }{}_j\cdot \eta {}_j]$;当低压省煤器的出口在低一级的低压加热器的入口时,如No.m-1低压加热器的出口,则此时的ΔH的计算公式$\text{Δ}{\rm H}=\beta {}_{\text{d}}\cdot [(h^{″}{}_{\text{d}}-h^{″}{}_{\text{m}-1})\eta {}_{\text{m}-1}+{\displaystyle \sum _{j=x}^{m-2}\tau }{}_j\cdot \eta {}_j]$。比较上面两个式子可以看出,如果低压省煤器的引出口位置在高一级的低压加热器的入口的时候,ΔH中就会多出一项τm-1·ηm-1,这样会使ΔH的数值升高;但是同时,h″m和ηm都会比h″m-1和ηm-1大,结果使得(h″d-h″m)ηm小于(h″d-h″m-1)ηm-1,这样的效果使得ΔH的数值降低。所以这两个参数组的变化对ΔH的变化影响又是相矛盾的。

2.2 设计方案的确定

根据以上分水流量、进水温度和引出口位置的影响,本文根据330 MW机组的热力系统提出了三种低压省煤器系统设计方案。

设计方案1:将烟气由145℃降低至120℃,由#6低加入口和#5低加入口共同取水380 t/h,混合水为70℃进入低压省煤器,加热后水温升至93.3℃进入除氧器(低压省煤器系统如图2实线所示)。

设计方案2:将烟气由145℃降低至125℃,由#6低加入口和#5低加入口共同取水380 t/h,混合水为85℃进入低压省煤器,加热后水温升至103.5℃进入除氧器(低压省煤器系统如图2实线所示)。

设计方案3:将烟气由145℃降低至120℃,由#2低加入口和#3低加入口共同取水380 t/h,混合水为70℃进入低压省煤器,加热后水温升至93.3℃进入#4低压加热器(低压省煤器系统如图2虚线所示)。

3 低压省煤器热经济性计算

3.1 各加热器抽汽效率

排烟余热经低压省煤器回收利用于热系统,是一个标准的外部纯热量进系统的问题,用等效热降进行经济分析较为简便。

该机组额定工况下:主蒸汽流量为977 t/h,主蒸汽压力为17.677 MPa,主蒸汽温度为537.2℃,排汽压力为8.15 kPa,排汽焓为2 358.6 kJ/kg,试验热耗率为7 977.7 kJ/(kW·h)。

根据抽汽等效焓降计算公式

${\rm H}{}_j=(h{}_j-h{}_{\text{c}})-{\displaystyle \sum _{r=j-1}^z\frac{A{}_{\text{r}}}{q{}_{\text{r}}}}{\rm H}{}_{\text{r}}$

式中 hj——j级加热器的抽汽焓;

hc——排汽焓值;

Ar——取τr或γr,视加热器形式而定;

τr——给水焓升;

γr——疏水焓降;

qr——蒸汽在加热器中的放热量。

如果r为汇集式加热器,则Ar均以τr代之,如果r为疏水放流式加热器,则从r以下指导汇集式加热器用γr代之,而在汇集式加热器以下,无论是汇集式或疏水放流式加热器,则一律以γr代之。

计算各级抽汽等效焓降

H7=h7-hc=138.6 kJ/kg

${\rm H}{}_6=h{}_6-h{}_{\text{c}}-\frac{\tau {}_7}{q{}_7}{\rm H}{}_7=270.3048\text{k}\text{J}/\text{k}\text{g}$

${\rm H}{}_5=h{}_5-h{}_{\text{c}}-\frac{\gamma {}_6}{q{}_6}{\rm H}{}_6-\frac{\tau {}_7}{q{}_7}{\rm H}{}_7=352.5534\text{k}\text{J}/\text{k}\text{g}$

${\rm H}{}_4=h{}_4-h{}_{\text{c}}-\frac{\gamma {}_5}{q{}_5}{\rm H}{}_5-\frac{\gamma {}_6}{q{}_6}{\rm H}{}_6-\frac{\tau {}_7}{q{}_7}{\rm H}{}_7=593.7214\text{k}\text{J}/\text{k}\text{g}$

$\begin{array}{l}{\rm H}{}_3=h{}_3-h{}_{\text{c}}-\frac{\gamma {}_4}{q{}_4}{\rm H}{}_4-\frac{\gamma {}_5}{q{}_5}{\rm H}{}_5-\frac{\gamma {}_6}{q{}_6}{\rm H}{}_6-\frac{\tau {}_7}{q{}_7}{\rm H}{}_7\\ =712.9569\text{k}\text{J}/\text{k}\text{g}\end{array}$

抽汽效率$\eta {}_j=\frac{{\rm H}{}_j}{q{}_j}$

计算各级抽汽效率:η3=0.284 2,η4=0.238 6,η5=0.150 8,η6=0.114 3,η7=0.062 3。

3.2 各设计方案的等效焓降

方案一:#6加热器入口水温为64.3℃、#5加热器入口水温为87.4℃,为满足取水要求,计算求得应由#6加热器入口取水286 t/h,#5加热器入口取水94 t/h。按设计方案一修改后,除氧器入口水温降低,在除氧器入口380 t/h的低压省煤器出口水93.3℃,413.082 t/h的除氧器进口给水151.1℃,汇合后总的水温124.36℃,焓值为522.34 kJ/kg。

排挤除氧器、#4、#5、#6抽汽的等效焓降

ΔH=βd(h′d-h′w3)η3+βd(τ4η4+τ5η5)+β′dτ6η6

=13.250 1 kJ/kg

式中 βd——分水系数;

h′d——经过低压省煤器后水的焓值;

h′wi——i级加热器进口水焓。

方案二:#6加热器入口水温为64.3℃,#5加热器入口水温为87.4℃,为满足取水要求,计算求得应由#6加热器入口取水39.5 t/h,#5加热器入口取水340.5 t/h。按照设计方案二修改后,除氧器入口水温降低,在除氧器入口380 t/h的低压省煤器出口水88.7℃,413.082 t/h的除氧器进口给水151.1℃,汇合后总的水温为128.293℃,焓值为539.1 kJ/kg。

排挤除氧器、#4、#5、#6抽汽的等效焓降

ΔH=βd(h′d-h′w3)η3+βd(τ4η4+τ5η5)+β′dτ6η6

=12.305 2 kJ/kg

方案三:#6加热器入口水温为64.3℃,#5加热器入口水温为87.4℃,为满足取水要求,计算求得应由#6加热器入口取水286 t/h,#5加热器入口取水94 t/h。按设计方案三修改后,#4低加入口水温降低,在#4低加入口380 t/h的低压省煤器出口水93.3℃,413.082 t/h的#4低加进口给水103.7℃,汇合后总的水温为98.71℃,焓值为413.66 kJ/kg。

排挤#4、#5、#6抽汽的等效焓降

ΔH=βd(h′d-h′w4)η4+βdτ5η5+β′dτ6η6

=4.867 1 kJ/kg

3.3 低压省煤器的热经济性

新蒸汽的等效焓降(ηb为锅炉效率,d为汽耗率)

${\rm H}=\frac{3600}{\eta {}_{\text{b}}\cdot d}$

机组效率相对提高

$\text{Δ}\eta {}_i=\frac{\text{Δ}{\rm H}}{{\rm H}+\text{Δ}{\rm H}}(4)$

机组的热耗率相对减少

Δq=Δηi·q (5)

机组降低煤耗(ηb为锅炉效率,ηg为管道效率)

$\text{Δ}b=\frac{\text{Δ}q}{\eta {}_{\text{b}}\cdot \eta {}_{\text{g}}\cdot 29270}\cdot 1000(6)$

全年节省标煤(P为机组功率,n为年工作小时数,取为7000 h)

ΔB=Δb·p·n·10-6 (7)

由式(4)-式(7)计算结果如表1。

由上表很明显的看出,方案一为最优方案,机组效率相对提高了0.98%,煤耗降低0.98 g/kW·h。在方案二中,由于烟气降低的温差小及进入低压省煤器的分水温度高导致#6加热器入口的取水量大大减少,使排挤蒸汽量大大减少,其等效焓降明显降低,使方案二劣于方案一。在方案三中,在#4低加入口低压省煤器的分水进入回热系统,并且汇合后的水温相对于原回热系统的#4低加进口水温降低,使得#4低加没有排挤抽汽在汽轮机中继续做功,还需要较多的抽汽加热给水,使得在该方案中的等效焓降量相对于方案一显著减少。

4 结论

增装省煤器对降低排烟温度、节能降耗及提高机组的热经济性具有现实可行意义。本文针对该电厂排烟温度过高,增装省煤器进行分析研究,分析结论如下:

(1)设计方案的确定

分水流量的选择:使ΔH达到最大值,取低压省煤器的给水流量为380 t/h。

进水温度的选择:为了使金属年腐蚀速度≤0.2 mm,要求低压省煤器的管壁温度t应在下述范围:tld+25℃<t<105℃, 即低压省煤器的进水温度为70℃或85℃。

引出口的选择:引出口的位置不同,等效焓降的增量也是不同的。根据机组的具体情况,选择除氧器入口或#4号低加的入口为引出口位置。通过上述省煤器参数的确定,提出了三种低压省煤器系统设计方案。

(2)根据热平衡法和矩阵法对省煤器的热经济性进行研究计算,即三种设计方案排挤抽汽多做的功分别为13.250 1 kJ/kg、12.305 2 kJ/kg、4.867 1 kJ/kg,机组效率分别相对提高0.98%、0.91%、0.36%,机组煤耗分别降低2.986 1 g、2.775 1 g、1.103 7 g。由计算结果显然看出方案一优于其他方案。

(3)对三种设计方案进行分析。在进行方案设计时,要综合考虑烟气温差和各级加热器的抽汽情况,以确定最佳设计方案。

摘要：降低排烟温度对于节能降耗、提高锅炉的安全可靠性具有重要的实际意义,低压省煤器系统在降低排烟温度和提高机组热经济性中具有现实可行性。结合某电厂330 MW的发电机组,对低压省煤器热经济性原理和等效焓降法在低压省煤器中的应用进行分析,在保证机组经济安全运行和最优经济性下,理论分析低压省煤器的分水流量、进水温度和引出口位置的影响,并提出三种设计方案。根据等效焓降法对设计方案进行热经济性分析计算,结果表明设计方案一的节能效果优于其他两种设计方案。