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[摘 要]我厂#3、#4机组锅炉排烟温度偏高，在锅炉空预器出口至电除尘之前的垂直烟道上安装低压省煤器，降低排烟温度，以达到降低机组煤耗的目的。
[关键词]排烟温度；低压省煤器 ；
中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）13-0334-01
1.前言
大唐耒阳发电厂#3、4炉系B&WB-1025/17.2-M型高压参数自然循环煤粉炉，单机容量为300MW，分别于2003年12月、2004年6月投产。
目前，#3、#4炉锅炉排烟温度严重偏高，平均到达 140℃，夏季高负荷时甚至超过 165℃，进行锅炉定期吹灰时排烟温度在此基础上升15℃以上，超出排烟温度设计值 40℃，降低锅炉热效率近3 个百分点。不仅如此，排烟温度长期偏高，还会进一步威胁到机组脱硫装置的安全运行。
2.排烟温度偏高原因分析
锅炉排烟温度偏高的原因较多，涉及整个锅炉各系统的多个方面，主要有以下几个：炉膛系统漏风、制粉系统漏风、空预器入口前烟道漏风、掺冷风量多、受热面积灰、空预器入口风温高、一次风率偏高、磨煤机出口温度低、锅炉受热面积灰、空预器积灰、受热面布置。
漏风是指炉膛漏风、制粉系统漏风及烟道漏风，是排烟温度升高的主要原因之一，是与运行管理、检修以及设备结构有关的问题。大修、小修中安排锅炉本体及制粉系统的查漏和堵漏工作，特别是炉底水封槽和炉顶密封及磨煤机冷风门处；采用密封比较好的门、孔结构。在运行时，随时关闭各看火门、孔等。经验表明，这一措施可降低排烟温度约2-3℃。
受热面积灰指锅炉受热面积灰、结渣及空预器传热元件积灰，锅炉受热面积灰将使受热面传热系数降低，锅炉吸热量降低，烟气放热量减少，空预器入口烟温升高，从而导致排烟温度升高；空气预热器堵灰则使空气预热器传热面积减少，也将使烟气的放热量减少，使排烟温度升高。
以上所述的各个方面，在我厂#3机组都或多或少的存在，致使现我厂#3机组排烟温度偏高。
由于引起排烟温度高的原因较多，所以要降低排烟温度也需从各个方面采取措施或进行系统改造，直接回收锅炉排烟热损失显得异常重要，且效果更直接。
3.低压省煤器的改造方案
3.1 系统设置
#3机组增设低压省煤器系统，即在#3炉空预器出口的左右烟道内分别安装低压省煤器管屏，通过将#3机组汽机侧#7、8低压加热器进出口的部分凝结水引至低压省煤器管屏内来冷却锅炉排放烟气。
#3机组增设低压省煤器系统，即在#3炉空预器出口的左右烟道内分别安装低压省煤器管屏，通过将#3机组汽机侧#7、8低压加热器进出口的部分凝结水引至低压省煤器管屏内来冷却锅炉排放烟气，降低排烟温度。
总体布置采用双烟道错列管排逆流布置。低压省煤器本体以锅炉对称中心为界，分A、B两侧分别安装于空预器后、除尘器前的两个经过改造的竖直烟道内。烟气从空预器出口进入改造后的竖直烟道，从下向上冲刷省煤器蛇形管束；由凝结水系统流来的凝结水，经低压省煤器入囗集箱进入低省，经蛇形管排流吸收烟气余热后汇流到出囗集箱与凝结水母管汇集后，返回進入除氧器的主凝结水管道。
低压省煤器水系统与凝结水成并联布置，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，实现低压省煤器进水量和水温的切换与调整。进入低压省煤器的凝结水吸收排烟热量后，在除氧器前的管道上与主凝结水汇合。低压省煤器的给水跨过若干级低压加热器，利用级间压降克服低压省煤器本体及连接管道的流阻。
3.2 防止磨损采取的技术措施
省煤器的磨损问题是国内外各电厂锅炉普遍存在的问题，也是本次改造要考虑的技术要点之一。结合我们多项防止磨损的成功设计和运行经验，采取以下措施，改善低压省煤器的磨损状况，确保低压省煤器的使用安全性。
（1）将低压省煤器受热面布置在电除尘器之后，烟气中的绝大部分（99.9%）的灰分被电除尘分离，流经低省受热面的烟气中只含有微量的细灰，避免低省受热面磨损。（2） 受热面换热管采用镍基渗层零隙阻钎焊螺旋翅片管，换热管基管与翅片表面渗有含镍、铬和磷的合金，极大提高了管子表面硬度和耐磨性（3） 采用大管径、厚壁管，磨损速度反比于管径的一次方，加之壁厚增大，可有效减轻受热面的磨损。（4） 螺旋翅片起到抑制贴壁流速的作用，可延长低压省煤器的磨损寿命。（5）烟道内部的烟气动力场均经过数值计算和优化处理，防止烟气偏流的发生。（6）设计上避免出现烟气走廊、烟气偏流、局部漩涡。（7） 在所有弯头、烟气走廊部分，设计安装防磨设施。
3.3 对引风机、脱硫增压风机的影响
本次改造安装后新增烟气总流阻440Pa，增设低压省煤器后，由于排烟温度的降低，使得引风机入口体积流量减少，可抵消低压省煤器本体新增烟气流阻；另外，由于增设低压省煤器后增压风机进口体积流量减少，会节省增压风机电功率。因此增加受热面后不会影响锅炉的正常出力。
3.4 实施应用效果
#3机组安装低压省煤器后，湖南电力试验研究院对该系统的性能进行试验，试验结果：在300MW负荷下，锅炉排烟温降低37.3/33.6℃，；在240MW负荷下，锅炉排烟温降低40.6/31.5℃，；在180MW负荷下，锅炉排烟温降低11.2/12.0℃。
3.5 实施效益分析
经济性分析 实施本设计方案，可为发电厂带来如下经济效益：
（1）降低了排烟温度，可以提高循环热效率，降低煤耗率；
（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； 综合考虑上述因素，实施本方案带来的直接经济效益为：
（1）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。经计算，发电标准煤耗降低值：Δbs1=2.73（g/kwh）
（2）机组辅机节能量 通过对电厂热力系统经济性分析知道，由于加装了低压省煤器，使得机组的发电煤耗降低，从而使锅炉、汽机的各参数指标发生变化，如锅炉燃煤量降低、进风量降低、烟气量减少、给水量减小、主蒸汽流量减小等，所以对电厂辅机运行电耗产生影响。循环水泵所受影响较小，电耗基本不变；其余所有用电辅机，因发电煤耗降低，电耗将按比例减小，从而引起标准供电煤耗的降低。由发电煤耗降低引起的辅机的标准煤耗降低值约为：Δb s2=0.16（g/kwh）（3）增设低压省煤器降低供电煤耗总量为：Δbs=Δb s1+Δb s2=2.89（g/kwh）年节标煤量：ΔBb=cPτδbs=0.74×300000×8000×2.89×10-6=5133（t）年经济效益：Sl=Ce·ΔBb=600×10-4×5133=308（万元）
式中 c—年均负荷率，c=74%
P—机组额定功率，P=300000kw
τ—机组年运行小时数，τ=8000小时
ce—标煤单价，ec=600元/吨
关于#3机组低压省煤器改造后机组整体的节能量暂未进行试验，但按照锅炉排烟温度每升高10℃，影响机组煤耗0.7g/kw.h计算并考虑汽机减少抽汽量的影响，整体节能量在1.5g/kw.h以上。
6、结束语
安装低压省煤器系统能够直接回收锅炉排烟热损失，提高机组效率，降低机组煤耗。将为我厂带来可观的节能经济效益。
[关键词]排烟温度；低压省煤器 ；
中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）13-0334-01
1.前言
大唐耒阳发电厂#3、4炉系B&WB-1025/17.2-M型高压参数自然循环煤粉炉，单机容量为300MW，分别于2003年12月、2004年6月投产。
目前，#3、#4炉锅炉排烟温度严重偏高，平均到达 140℃，夏季高负荷时甚至超过 165℃，进行锅炉定期吹灰时排烟温度在此基础上升15℃以上，超出排烟温度设计值 40℃，降低锅炉热效率近3 个百分点。不仅如此，排烟温度长期偏高，还会进一步威胁到机组脱硫装置的安全运行。
2.排烟温度偏高原因分析
锅炉排烟温度偏高的原因较多，涉及整个锅炉各系统的多个方面，主要有以下几个：炉膛系统漏风、制粉系统漏风、空预器入口前烟道漏风、掺冷风量多、受热面积灰、空预器入口风温高、一次风率偏高、磨煤机出口温度低、锅炉受热面积灰、空预器积灰、受热面布置。
漏风是指炉膛漏风、制粉系统漏风及烟道漏风，是排烟温度升高的主要原因之一，是与运行管理、检修以及设备结构有关的问题。大修、小修中安排锅炉本体及制粉系统的查漏和堵漏工作，特别是炉底水封槽和炉顶密封及磨煤机冷风门处；采用密封比较好的门、孔结构。在运行时，随时关闭各看火门、孔等。经验表明，这一措施可降低排烟温度约2-3℃。
受热面积灰指锅炉受热面积灰、结渣及空预器传热元件积灰，锅炉受热面积灰将使受热面传热系数降低，锅炉吸热量降低，烟气放热量减少，空预器入口烟温升高，从而导致排烟温度升高；空气预热器堵灰则使空气预热器传热面积减少，也将使烟气的放热量减少，使排烟温度升高。
以上所述的各个方面，在我厂#3机组都或多或少的存在，致使现我厂#3机组排烟温度偏高。
由于引起排烟温度高的原因较多，所以要降低排烟温度也需从各个方面采取措施或进行系统改造，直接回收锅炉排烟热损失显得异常重要，且效果更直接。
3.低压省煤器的改造方案
3.1 系统设置
#3机组增设低压省煤器系统，即在#3炉空预器出口的左右烟道内分别安装低压省煤器管屏，通过将#3机组汽机侧#7、8低压加热器进出口的部分凝结水引至低压省煤器管屏内来冷却锅炉排放烟气。
#3机组增设低压省煤器系统，即在#3炉空预器出口的左右烟道内分别安装低压省煤器管屏，通过将#3机组汽机侧#7、8低压加热器进出口的部分凝结水引至低压省煤器管屏内来冷却锅炉排放烟气，降低排烟温度。
总体布置采用双烟道错列管排逆流布置。低压省煤器本体以锅炉对称中心为界，分A、B两侧分别安装于空预器后、除尘器前的两个经过改造的竖直烟道内。烟气从空预器出口进入改造后的竖直烟道，从下向上冲刷省煤器蛇形管束；由凝结水系统流来的凝结水，经低压省煤器入囗集箱进入低省，经蛇形管排流吸收烟气余热后汇流到出囗集箱与凝结水母管汇集后，返回進入除氧器的主凝结水管道。
低压省煤器水系统与凝结水成并联布置，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，实现低压省煤器进水量和水温的切换与调整。进入低压省煤器的凝结水吸收排烟热量后，在除氧器前的管道上与主凝结水汇合。低压省煤器的给水跨过若干级低压加热器，利用级间压降克服低压省煤器本体及连接管道的流阻。
3.2 防止磨损采取的技术措施
省煤器的磨损问题是国内外各电厂锅炉普遍存在的问题，也是本次改造要考虑的技术要点之一。结合我们多项防止磨损的成功设计和运行经验，采取以下措施，改善低压省煤器的磨损状况，确保低压省煤器的使用安全性。
（1）将低压省煤器受热面布置在电除尘器之后，烟气中的绝大部分（99.9%）的灰分被电除尘分离，流经低省受热面的烟气中只含有微量的细灰，避免低省受热面磨损。（2） 受热面换热管采用镍基渗层零隙阻钎焊螺旋翅片管，换热管基管与翅片表面渗有含镍、铬和磷的合金，极大提高了管子表面硬度和耐磨性（3） 采用大管径、厚壁管，磨损速度反比于管径的一次方，加之壁厚增大，可有效减轻受热面的磨损。（4） 螺旋翅片起到抑制贴壁流速的作用，可延长低压省煤器的磨损寿命。（5）烟道内部的烟气动力场均经过数值计算和优化处理，防止烟气偏流的发生。（6）设计上避免出现烟气走廊、烟气偏流、局部漩涡。（7） 在所有弯头、烟气走廊部分，设计安装防磨设施。
3.3 对引风机、脱硫增压风机的影响
本次改造安装后新增烟气总流阻440Pa，增设低压省煤器后，由于排烟温度的降低，使得引风机入口体积流量减少，可抵消低压省煤器本体新增烟气流阻；另外，由于增设低压省煤器后增压风机进口体积流量减少，会节省增压风机电功率。因此增加受热面后不会影响锅炉的正常出力。
3.4 实施应用效果
#3机组安装低压省煤器后，湖南电力试验研究院对该系统的性能进行试验，试验结果：在300MW负荷下，锅炉排烟温降低37.3/33.6℃，；在240MW负荷下，锅炉排烟温降低40.6/31.5℃，；在180MW负荷下，锅炉排烟温降低11.2/12.0℃。
3.5 实施效益分析
经济性分析 实施本设计方案，可为发电厂带来如下经济效益：
（1）降低了排烟温度，可以提高循环热效率，降低煤耗率；
（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； 综合考虑上述因素，实施本方案带来的直接经济效益为：
（1）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。经计算，发电标准煤耗降低值：Δbs1=2.73（g/kwh）
（2）机组辅机节能量 通过对电厂热力系统经济性分析知道，由于加装了低压省煤器，使得机组的发电煤耗降低，从而使锅炉、汽机的各参数指标发生变化，如锅炉燃煤量降低、进风量降低、烟气量减少、给水量减小、主蒸汽流量减小等，所以对电厂辅机运行电耗产生影响。循环水泵所受影响较小，电耗基本不变；其余所有用电辅机，因发电煤耗降低，电耗将按比例减小，从而引起标准供电煤耗的降低。由发电煤耗降低引起的辅机的标准煤耗降低值约为：Δb s2=0.16（g/kwh）（3）增设低压省煤器降低供电煤耗总量为：Δbs=Δb s1+Δb s2=2.89（g/kwh）年节标煤量：ΔBb=cPτδbs=0.74×300000×8000×2.89×10-6=5133（t）年经济效益：Sl=Ce·ΔBb=600×10-4×5133=308（万元）
式中 c—年均负荷率，c=74%
P—机组额定功率，P=300000kw
τ—机组年运行小时数，τ=8000小时
ce—标煤单价，ec=600元/吨
关于#3机组低压省煤器改造后机组整体的节能量暂未进行试验，但按照锅炉排烟温度每升高10℃，影响机组煤耗0.7g/kw.h计算并考虑汽机减少抽汽量的影响，整体节能量在1.5g/kw.h以上。
6、结束语
安装低压省煤器系统能够直接回收锅炉排烟热损失，提高机组效率，降低机组煤耗。将为我厂带来可观的节能经济效益。