低温省煤器节能效果评价方法

周洲，刘楠

(徐州华润电力有限公司，江苏 徐州 221100)

0 引言

低温省煤器技术作为火电机组节能减排技术之一，目前已在国内火电机组广泛应用。虽然低温省煤器在各个机组的布置方式有所不同，但其基本原理皆是利用锅炉排烟余热加热汽轮机组凝结水，排挤汽轮机组部分低压加热器(以下简称低加)抽汽[1]，在锅炉热负荷不变的前提下，获得更多机组出力，从而提高机组效率，降低机组煤耗。徐州华润电力有限公司在完成一期300 MW机组低温省煤器改造后，进行了低温省煤器投切试验及系统相关参数测定，本文将基于此次试验数据，对低温省煤器改造的节能量评价方法进行讨论，将计算结果与低温省煤器投切试验结果相互校核。

1 低温省煤器系统概况

徐州华润电力有限公司一期300 MW机组在汽轮机通流部分改造、超低排放改造的同时，进行了低温省煤器改造。低温省煤器4组换热器并联布置在电除尘器进口烟道内；凝结水从#8低加入口及#7低加出口两点引出，水温控制在70 ℃，在换热器内与锅炉烟气逆流换热后引入#6低加入口，出口烟气温度控制不低于90 ℃。低温省煤器系统一方面可配合超低排放改造，降低电除尘进口烟气温度，提高电除尘效率，降低脱硫耗用水量；另一方面可增加汽轮机做功，提高机组效率。系统基本流程如图1所示。

图1 低温省煤器系统流程

2 低温省煤器系统节能效果评价思路

利用等效焓降原理，推算低温省煤器凝结水吸收热量对汽轮机组出力的影响。低温省煤器改造后，锅炉效率反平衡计算中排烟损失项以低温省煤器进口烟气温度作为锅炉排烟温度，因此，低温省煤器系统改造不影响锅炉效率。凝结水在换热器中吸收的热量作为锅炉废热进行利用，因此，这部分热量不计为汽轮机输入热量。通过计算这部分热量在汽轮机系统做的功，确定汽轮机热耗的变化量，得出机组煤耗变化量。

低温省煤器系统将引起以下变化。

(1)换热器造成烟气阻力增大，引风机耗电量升高。可以利用换热器前后烟气压差及锅炉烟气量进行推算。

(2)凝结水经过换热器，存在压降，为不引起机组给水量变化，凝结水泵功率会增大，耗电量升高。可以利用换热器前后凝结水压差及机组凝结水量进行推算。

(3)凝结水携带烟气热量进入汽轮机回热系统，造成低加抽汽量降低、汽轮机排汽量增大，影响凝汽器出力。这部分影响非常小，可以忽略[2]。

3 低温省煤器系统节能量理论计算

为了解低温省煤器性能，徐州华润电力有限公司在低温省煤器改造后对系统进行了性能试验，其中300 MW工况测试数据见表1。

3.1 低温省煤器改造收益计算

依据汽轮机热平衡图，计算汽轮机100%热耗率验收(THA)工况下等效焓降相关参数，见表2。

表1 300 MW工况下低温省煤器系统试验数据

表2 机组等效焓降相关参数

#8低加入口及#7低加出口进入低温省煤器的水量qm8，qm7计算如下。

qmw=qm8+qm7=399.1 t/h ，

qm8h8+qm7h7=qmwhi，

式中：h8，h7，hi分别为#8低加入口、#7低加出口、低温省煤器进口凝结水比焓，可由相应的压力、温度求出。

根据以上两式可以得出：qm8=52.1 t/h，qm7=347.0 t/h。

从#8低加入口、#7低加出口引出的凝结水经低温省煤器加热后回到#6低加入口，排挤部分#6，#7，#8低加抽汽，排挤的抽汽返回汽轮机继续做功，造成蒸汽做功能力增加。增加的做功可以等效为以下两部分分别计算。

(1)#8低加入口凝结水量qm8由低温省煤器加热至#7低加出口温度，排挤#7，#8低加部分抽汽，造成1 kg主蒸汽等效焓降增加量Δh1为

Δh1=qm8(Q8η8+Q7η7)/qm=0.96 kJ/kg 。

(2)凝结水量qmw由#7低加出口进入低温省煤器，加热后进入#6低加入口，排挤#6低加部分抽汽，属于纯热量利用[2]，造成1 kg主蒸汽等效焓降增加量Δh2为

Δh2=qmwη6(ho-h7)/qm=4.91 kJ/kg ，

式中：ho为低温省煤器出口凝结水比焓。

1 kg主蒸汽等效焓降变化量Δh为

Δh=Δh1+Δh2=5.87 kJ/kg ，

装置效率变化量Δη为

Δη=[Δh/(hm+Δh)]×100%=0.495% ，

煤耗降低量ΔB1为

ΔB1=BΔη=1.51 g/(kW·h) ，

式中：B为机组供电煤耗，根据机组改造后性能试验结果，取305 g/(kW·h)。

3.2 低温省煤器改造损耗计算

改造增加了烟气、凝结水阻力，造成引风机、凝结水泵功率增大，计算如下。

(1)风机功耗增加量ΔPf。

ΔPf=ΔpgqVg/ηf=68 kW ，

式中：ηf为风机效率、电机效率、及传动效率的乘积，取0.8；Δpg为低温省煤器前后烟气压差；qVg为锅炉烟气流量。

(2)凝结水泵功耗增加量ΔPb。

ΔPb=Δpwqms/ηb=25 kW ，

式中：Δpw为低温省煤器前后凝结水压差；qms为机组凝结水流量；ηb为凝泵效率、电机效率、及传动效率的乘积，取0.8。

因此，因低温省煤器改造引起引风机及凝结水泵功耗增加，造成机组煤耗增加量ΔB2为

ΔB2=(ΔPf+ΔPb)B/Ne=0.09 g/(kW·h) ，

式中：Ne为低温省煤器系统投入时的机组电负荷，299.9 MW。

综上所述，根据机组测试参数经等效焓降法理论推算，低温省煤器引起机组供电煤耗ΔB降低1.42 g/(kW·h)。

4 低温省煤器投切试验

低温省煤器改造后对系统进行了投切试验，以测试低温省煤器系统对机组煤耗的影响。试验期间，调整机组参数稳定，将汽轮机运行方式调至手动，保持阀位、运行背压及主蒸汽流量稳定，分别记录机组在低温省煤器系统投入和切除后的电负荷并根据参数进行修正。

低温省煤器系统投入时的机组电负荷Ne为299.9 MW，低温省煤器系统切除后，机组电负荷Ne′为298.4 MW，电负荷下降量ΔNe为1.5 MW。

因此，低温省煤器系统对机组供电煤耗影响为

ΔB=ΔNeB/Ne=1.53 g/(kW·h) 。

通过等效焓降理论推算和低温省煤器系统投切试验得到的供电煤耗变化量ΔB分别为1.42，1.53 g/(kW·h)，结果比较吻合。

5 结论

低温省煤器改造后，利用等效焓降法计算与低温省煤器投切试验均可对其节能效果进行评价，结果较吻合，满足工程需求。电厂改造后，建议用两种方法互相校核，避免出现差错。

参考文献：

[1]韩中和，李鹏.锅炉加装低温省煤器热经济性分析[J].热力发电,2016,45(6):70-73.

[2]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.