节能技术之三十四电站锅炉烟气余热回收系统节能量检测技术

撰稿：国网河北省电力公司电力科学研究院 郭江龙

电站锅炉烟气余热回收系统一般采用直接加热方式，即通过安装烟气回热加热器，使烟气与凝结水直接进行热交换，将烟气热量带入主凝结水系统，减少相应低压加热器的回热抽汽，从而实现烟气余热的多能级梯度回收利用。

问题提出：传统上节能量检测多采用直接比较法，即分别测量电站锅炉烟气余热回收系统投运、停运两种状态下，汽轮机热耗率指标，进而确定系统节能量。

这一检测方法在理论上是可行的，但受测量方法、仪表精度及机组运行参数波动等客观因素影响，所测量的汽轮机热耗率指标不确定性在0.5%～1.0%左右，而系统节能量一般仅1～2g／kWh，折合汽轮机热耗率变化约0.3%～0.6%。对比数据，不难发现采用直接比较法，系统的节能量很可能很难通过试验准确确定。即便不计试验成本，试验完全符合适用于汽轮机性能考核验收的ASME试验标准（不确定度在0.25%左右），也很难满足系统节能量检测要求。

推荐方法：推荐采用试验测量与理论分析相结合的方法，确定电站锅炉烟气余热回收系统的节能量，基本步骤如下：⑴测量系统投运状态下，分流进入烟气回热加热器内凝结水流量及温升；⑵根据等效热降理论，计算机组设计状态下，各级抽汽等效热降、抽汽效率和新蒸汽等效热降等基础性数据；⑶按照工质出系统、带热量工质进入系统两种等效热降节能分析原则，计算相应的等效热降变化值，进而计算系统的节能量。

应用实例：以某300 MW 等级电站锅炉烟气余热回收系统为例，分流至烟气余热回收利用装置的凝结水来自6号低加进口，加热后凝结水进入5号低加进口。

调整系统运行状态至所要求的试验边界条件下，测量汽轮机、锅炉，烟气余热回收利用装置内凝结水流量、温度等参数，根据等效热降理论、相关试验标准等，分别计算得：机组供电煤耗率325.37g／kWh，等效热降1 314.6kJ／kWh，系统投运对等效热降影响7.04kJ／kWh，等效热降增加0.54%，折合供电煤耗1.76g／kWh。即试验工况下系统节能量约1.76g／kWh。

建议：电站锅炉烟气余热回收系统节能量量值一般在汽轮机性能试验误差范围内，这是直接比较法不易得到系统节能量真实数据的根本原因。等效热降理论虽节能分析过程较为简捷，但对于普通工程技术人员而言，抽汽等效热降、抽汽效率等基础数据的计算仍然较为繁琐，特别是节能量计算时，这些基础数据能否采用设计值，或者说试验工况偏离设计工况多大程度上可以采用，尚无定论，仍需要进一步研究。