（徐州华润电力有限公司221400）
摘要：烟气余热换热器是为了满足火力发电厂烟气深度冷却增效减排而设计开发的排烟余热回收装置。本装置回收火电厂排烟余热，加热凝结水（热网水），减少汽轮机抽汽，增加发电功率，构成火电厂余热回收凝结水回热加热系统。本文通过对300MW机组低温省煤器改造后的试验，测量不同工况下低温省煤器的烟气侧阻力、进出口烟气温降等性能数据，并通过热耗方法计算低温省煤器对机组发电煤耗的影响，分析其经济性和节能效果进行介绍，提出运行策略。
关键词：低温省煤器改造应用节能
1、概述：
火力发电厂消耗我国煤炭总产量的50%，其排烟热损失是电站锅炉各项热损失中最大的一项，一般在5%～8%，占锅炉总热损失的80%或更高。影响排烟热损失的主要因素是锅炉排烟温度，一般情况下，排烟温度每升高10℃，排烟热损失增加0.6%～1.0%。我国现役火电机组中锅炉排烟温度普遍维持在125～150℃左右水平，排烟温度高是一个普遍现象。
徐州华润电力有限公司锅炉型号为DG1025/18.2-Ⅱ4，东方锅炉生产的亚临界一次中间再热的自然循环汽包炉，单炉膛，燃烧器布置于炉膛四角，切圆燃烧，尾部双烟道结构，固态排渣，全钢架悬吊结构，平衡通风，半露天岛式布置；汽轮机为上海汽轮机厂生产的320MW单轴双缸复合双排汽再热冷凝式。锅炉排烟温度常年维持在135～150℃左右，排烟损失较大，机组供电煤耗高于同类机组平均水平。为了降低排烟温度，提高锅炉热效率，该机组进行了烟气余热利用技改工程，增设低温省煤器，降低锅炉排烟温度，提高机组经济性。
本锅炉燃用徐州混煤和晋东南贫煤，前者为设计煤种，后者为校核煤种；设计煤种为贫煤，校核煤种为烟煤（见下表）。
锅炉燃用煤种
2、烟气余热换热器结构简介：
徐州华润电力有限公司#2机组烟气余热回收系统安装位置位于锅炉空预器之后，电除尘入口水平烟道，每台烟气余热换热器共三组。烟气换热器烟气和凝结水为逆流换热，烟气从空预器出来后进入烟气换热器，烟气换热器烟气横向冲刷烟气换热器换热管束，并将热量传递给管内的凝结水。烟气余热换热器水源取自本机凝结水，分为#8低加入口及#7低加出口两路，通过调节#8低加入口冷水流量保证低省进水温度在75℃左右。低省回水至#6低加入口，回水温度100℃左右经烟气换热器凝水管道进入低省进口集箱，通过集箱分流后进入蛇形管，在低省蛇形管内自后向前流动并与流经管外侧的烟气进行换热，最后汇合至出口集箱，经回水管道返回主凝结水管道。利用烟气余热加热凝结水，实现节能减排的目的。
由于烟气余热换热器的传热温差小，为使受热面结构紧凑以减小体积，并减少材料耗量，传热管必须采用扩展受热面强化传热。H型翅片管作为换热元件，由于其制造工艺简单，能有效增大管外换热面积，强化传热，因而在常规锅炉设计与改造、利用中,余热锅炉以及其它换热设备中得到了广泛的应用。另外，H型翅片管较光管可以提高传热管外壁面的温度，有利于减缓低温腐蚀。同时较之螺旋翅片管而言，其自清灰能力较强，因此，本项目中烟气余热换热器的传热管采用H型翅片管。
烟气余热换热器布置在电除尘入口的水平烟道内，每台机组布置4台烟气余热换热器，采用H型翅片管，双管圈、顺列、逆流布置，低温省煤分模块设计，每台烟气余热换热器分四个模块，，当出现泄漏时能够有效进行隔离。每个模块设进出口集箱且每个模块的进出口集箱通过阀门与进出水联箱相连，方便单组换热面泄露时进行切除。模块集箱及联箱设排气阀及排污阀。在迎烟侧管组采用加装假管，起到防磨保护作用。
3、运行控制方案：
3.1正常运行及控制方案
3.1.1监测系统各主要参数，保证系统主要压力正常
3.1.2监测保证各泵运行正常，冷却水接通，润滑油充足，运行无异常噪声。
3.1.3定期巡视，并对各主要参数作运行记录。
3.1.4每班尽量在锅炉低负荷时进行排污，操作排污阀要缓慢进行。
3.1.5确保烟气余热换热器定期吹灰，吹灰周期按照烟气余热换热器实际积灰情况确定。
3.1.6对水质做定期检验。
3.2运行节能控制方案
烟气余热换热器运行参数的稳定与外界负荷的变化和烟气余热换热器内部因素的改变有着密切的关系。烟气余热换热器只要上述因素中任何一个变动，均会影响运行的稳定及安全性，因此，必须对烟气余热换热器进行一系列的控制和调节，使烟气余热换热器的参数与外界的变动或内因的改变相适应，使能达到安全和经济的运行。
3.2.1#8低加入口电动调节阀的控制：监视烟气余热换热器进水温度，当进水温度低于（高于）70℃时，减小（增大）混水调节阀的开度，使冷水的流量减少（增大），使烟气余热换热器进口水温处于70℃。
3.2.2#7低加至6#低加电动调节门的控制：监视烟气余热换热器出口温度，当进水温度低于（高于）90℃时，减小（增大）混水调门的开度，使进入换热器的流量减少（增大），使烟气余热换热器出口烟温处于90℃。
3.2.3声波吹灰器的控制：本项目共四台烟气余热换热器本体，每台本体设两套声波吹灰器，共八套。动力柜设置就地/远程信号，每台声波吹灰器与DCS系统间信号共3个，吹灰器运行反馈信号、吹灰器过载信号和吹灰器投运指令。声波吹灰器控制方式为单台控制，即操作人员可单独进行某一台吹灰器的吹扫工作，每台吹灰器单次工作时间为30秒，每吹扫一次至少间隔2.5分钟。
4、运行节能效果分析：
为了验证节能效果，分别在300MW负荷、240MW负荷、200MW负荷工况下，进行了低温省煤器的投切试验。本文试验过程中，以低温省煤器退出运行工况作为基准工况，低温省煤器投入运行工况下，将试验参数修正到基准工况。通过低温省煤器的投入和退出两个工况对比，分析汽轮机热耗变化，计算低温省煤器对机组节能量的影响。
发电煤耗的计算:
发电煤耗g/kW.h
式中：为汽机试验热耗，根据相应试验计算得出；为锅炉效率，根据锅炉的性能试验报告，本文取92.5%；为管道效率,本文取98.5%。
在机组300MW负荷工况下，在投用低温省煤器情况下，机组实际电负荷为299.9MW，低温省煤器凝结水流量为399.1t/h；低温省煤器入口水温为73.7℃，出口水温为96.0℃，温升为22.3℃；低温省煤器水侧阻力为0.05MPa。换热器入口平均烟温为121.0℃，出口平均烟温为94.4℃（表盘值），实测出口烟温为92.8℃；#1换热器烟气阻力为163.9Pa，#2换热器烟气阻力为197.5Pa，#3换热器烟气阻力为212.2Pa，#4换热器烟气阻力为208.5Pa。试验期间，将汽机运行方式改为手动，保持阀位、运行背压及主蒸汽流量相对稳定，汽水系统参数稳定，切除低温省煤器，机组运行实际电负荷为298.3MW，较投运低温省煤器时机组出力减少了1.50MW。通过计算换热器吸热量，修正后计算得到投运低温省煤器工况下，机组实际多发电量为1.58MW。
按照试验条件下，机组负荷300MW，运行背压5.22kPa，低温省煤器退出运行工况的汽轮机热耗为8406.65kJ/kW.h，发电煤耗为314.85g/kW.h；低温省煤器投入运行工况的汽轮机热耗为8361.0kJ/kW.h，发电煤耗为313.14g/kW.h。投入低温省煤器后，汽轮机热耗减少45.65kJ/kW.h，发电煤耗减少1.71g/kW.h。
参考文献：
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[2]林兆安姜晓东；浅谈工业锅炉能耗问题及其节能方式[J];广东科技;2011年16期
[3]王端阳；工业锅炉节能技术及应用[J];广东化工;2009年07期