电厂锅炉两级串联低温省煤器改造方案

崔元媛

（内蒙古机电职业技术学院，内蒙古呼和浩特 027200）

0 引言

对于高寒缺水地区高参数大容量火力发电机组来说，节能降耗一直是电力生产企业追求的课题。其中包括降低发电供电煤耗、降低污染物排放等运行方式的及时调整，还包括最大限度优化系统设计、通过系统改造来提升全厂热效率。排烟损失是锅炉排烟物理热造成的损失，是锅炉各项损失中最大项，通常占锅炉热损失的一半以上。目前，我国燃煤电站锅炉排烟温度大多在120～150 ℃，锅炉效率约92%～94.5%。排烟温度每降低10 ℃，锅炉效率将提高0.7%～1.0%，供电煤耗将下降2.2～3.2 g/kW·h。因此，降低排烟损失是提高锅炉效率的关键。

结合某燃煤电厂排烟温度高的实际，在常规汽机回热系统和锅炉烟风系统设计基础上，提出锅炉低温省煤器两级串联改造的思路，通过设置烟气余热换热器，回收锅炉排烟热量，提高电厂运行经济性。

1 机组情况

本机组锅炉燃料主要以褐煤为主，由于实际燃烧的褐煤水分高于设计水分6%以上，造成制粉系统热风量需求较多。实际运行中制粉干燥风温低于设计风温40 ℃左右，在热风温度达不到设计水平情况下，制粉系统干燥出力受到限制，只能通过提高一次风量来满足磨煤机的制粉要求，机组运行中大部分时间一次风率高，烟气量大，炉膛出口烟温高，排烟温度比设计值平均高10 ℃，造成排烟热损失增加，从而使锅炉效率始终低于设计效率。

2 改造方案预设

（1）当锅炉排烟温度较高，且烟气酸露点不高时，一些新建电厂或电厂改造项目采用除尘器前、脱硫吸收塔前均设置烟气余热利用装置，即两级烟气余热利用方案。在利用烟气余热的同时，降低了除尘器入口烟温，从而降低粉尘比电阻，减小烟气的容积流量，改善除尘器的工作状况。低温省煤器分两级布置方案如图1 所示。

图1 低温省煤器分两级布置方案

两级烟气余热利用方案，可以两级均加热凝结水，也可利用其中一级通过热媒（水）加热器冬季加热冷风，替代常规的蒸汽暖风器，提高空预器入口风温至30 ℃以上，维持锅炉排烟温度不变；夏季需切换至加热凝结水，以回收热量。两级均加热凝结水时，由于两级烟气余热利用的总换热量与一级烟气余热利用的总热量相同，总体煤耗通常降低约1.2～2.7 g/kW·h。由于本方案可以提高空预器前冷风温度，满足本机组改造要求，故对于该机组情况较适用。

（2）本工程若采用两级烟气余热利用系统拟定。第一级烟气余热利用换热器设置于静电除尘器前，烟气由120 ℃降至105 ℃。回收的热量通过中间热媒水并联加热凝结水和入炉冷风，替代常规蒸汽暖风器。冬季时，水媒暖风器投入运行，使冷风温度由-8 ℃（该地区冬季采暖计算温度）提升至34.5 ℃，较好实现空预器防腐所需温度；夏季时，暖风器不投运，烟气余热通过热媒水全部加热凝结水。静电除尘器入口烟温的降低有利于静电除尘器收尘。

第二级烟气余热利用换热器设置于脱硫塔入口前，烟气由115 ℃（考虑风机温升后）降至90 ℃。回收的热量用于加热机组凝结水。吸收塔入口烟温的降低会减少脱硫塔烟气蒸发水耗量，对北方缺水地区意义重大。

（3）烟气余热利用换热器进出口参数的选取。除尘器前烟气余热利用换热器初步数据见表1（THA）。空预器入口水媒暖风器初步数据见表2。

凝结水换热器初步数据见表3。凝结水换热器的设计选型与方案一类似，换热量不同，换热量为34.78 MW，凝结水流量为614 t/h。

表1 除尘器前烟气余热利用换热器初步数据

3 经济性分析

所回收的烟气余热为55.65 MW，方案二回收的热量分两部分，第一级设于除尘器前，夏季加热凝结水，冬季并联加热冷风，第二级设于脱硫吸收塔前，全年加热凝结水，系统相对复杂，全年经济收益好。

从上述计算可以看出，每台炉设置3 台换热器，夏季加热凝结水时，标煤耗可降低约1.75 g/kW·h；冬季加热凝结水和入炉冷风时，效益主要体现在加热入炉冷风节约了常规暖风器的蒸汽耗量，同时，另一部分热量回收至凝结水系统，降低了汽机热耗，综合二者效果，THA 工况可节约标煤耗1.43 g/kW·h。综合考虑冬季和夏季工况，该方案每台机组全年节约标煤约1.97 万吨，全年节约标煤费用约828 万元。

表2 空预器入口水媒暖风器初步数据

另外，对于除尘器前、吸收塔前各设一级烟气余热利用换热器，引风机阻力增加800 Pa，每台引风机轴功率增加693 kW，两台风机共增加1386 kW，闭式水泵轴功率为180 kW，总计轴功率增加1566 kW。年利用小时数按5500 h 计算，上网电价按312.4 元/MW·h（含税）计算，每台机组每年增加的厂用电费用为269 万元。

表3 凝结水换热器初步数据

采用烟气余热利用装置后，THA 工况脱硫塔入口烟气温度从130 ℃降为90 ℃，每台炉脱硫系统耗水量由200 t/h 减小到120 t/h，减少约80 t/h，按每吨水4.3 元计算，脱硫系统每台炉年节约水费约189 万元。

初期投资包括换热器投资2600 万元（除尘器前700 万元、吸收塔前1500 万元、水媒暖风器400 万元）及附件、管道阀门等每台炉初投资增加约3260 万元，运行费每年节省约748 万元，贷款利率按7.05%计算，约5 年可收回成本。

因此，采用方案二后，可减少该机组的脱硫耗水量，减少电厂对水资源的消耗，这对严重缺水的地区有着重大社会效益。

4 结论和建议

燃煤电厂的余热利用是当今生产、设计企业节能降耗的重要方向，本文对比了两种电厂整体热力系统优化设计方案。对适合本机组的方案进行了经济性、可行性分析，可以综合提高机组热效率，对其他电厂的低温省煤器改造有一定借鉴作用。

推荐的方案二系统简单，投资较小，运行维护简便，具体改造时使用何种方案，还需考虑投资、布置、运行调节和维护，与主机厂的配合，以及换热器系统设备的设计制造现状。

最后，进行各烟气换热器选型时，需与锅炉厂、汽轮机厂及烟气换热器制造商、水媒暖风器制造商进行深入配合。以便拟定合理的冷却水系统及冷却水参数，并与汽轮机厂配合，进行全厂热平衡的计算，以便于经济合理地加热凝结水和入炉冷风，最大限度地回收热量，保证换热器运行的安全性。