宋偉峰，余建軍

（1.中山粵海能源有限公司，廣東中山 528429；2.華南理工大學(xué)工商管理學(xué)院，廣州 510640）

0 引言

國內(nèi)對于低溫省煤器的研究，有的從最佳設(shè)計(jì)數(shù)學(xué)模型、機(jī)組經(jīng)濟(jì)性變化和最佳焓升分配3個(gè)方面進(jìn)行了研究，提出了多流量低溫省煤器，建立了基于回?zé)峒訜崞髯児r的機(jī)組經(jīng)濟(jì)性計(jì)算數(shù)學(xué)模型以及基于低溫省煤器回?zé)嵯到y(tǒng)的最佳焓升分配數(shù)學(xué)模型[1]。比較發(fā)現(xiàn)低溫省煤器在清除潮濕積灰及經(jīng)濟(jì)性，在理論上都是可行的[2]，計(jì)算表明制造新型低溫省煤器并且應(yīng)用于電站鍋爐，在經(jīng)濟(jì)上是合算的[3]，尤其在1 000 MW機(jī)組低溫省煤器的效益非常巨大[4]。例如，某320 MW機(jī)組鍋爐加裝低溫省煤器后汽輪機(jī)熱耗率下降40.3 kJ/(kW·h)，機(jī)組供電煤耗降低1.425 g/(kW·h)[5]；某660 MW超超臨界機(jī)組用等效焓降法對低溫省煤器的節(jié)能效果進(jìn)行計(jì)算分析表明，發(fā)電煤耗降低2.33 g/(kW·h)；與國內(nèi)同類型采用回轉(zhuǎn)再生式原煙氣/凈煙氣換熱器的機(jī)組相比，引風(fēng)機(jī)比壓能下降約1 000 Nm/kg[6]。另外，研究中也發(fā)現(xiàn)當(dāng)?shù)蛪菏∶浩鞯乃髁孔兓瘯r(shí)，存在一個(gè)使得經(jīng)濟(jì)性達(dá)到最大值的一個(gè)最優(yōu)的低壓省煤器的水流量[7]。

增設(shè)低溫省煤器實(shí)現(xiàn)了排煙余熱的梯級(jí)利用，節(jié)能效果顯著，已被國內(nèi)外許多電廠所證明，但是，某公司投產(chǎn)5年后低溫省煤器一直處于停用狀態(tài)，為驗(yàn)證鍋爐采用低溫省煤器的必要性，以及以后對提高機(jī)組熱效率和降低煤耗的影響，本文重新對該公司電站鍋爐低溫省煤器進(jìn)行了方案設(shè)想及必要性探討。

1 低溫省煤器方案

某公司2臺(tái)300 MW機(jī)組，鍋爐設(shè)計(jì)煤種為煙煤。亞臨界參數(shù)自然循環(huán)汽包爐。采用單爐膛，π型露天島式布置，四角切圓燃燒，一次中間再熱，平衡通風(fēng)，固態(tài)排渣，全鋼架，全懸吊結(jié)構(gòu)，同步裝設(shè)SCR煙氣脫硝裝置。過熱蒸汽為額定蒸發(fā)量1 105 t/h，出口蒸汽壓力17.44 MPa.g，出口蒸汽溫度542℃；再熱蒸汽為蒸汽流量884.4 t/h，進(jìn)/出口蒸汽壓力3.82/3.63 MPa.g，進(jìn)/出口蒸汽溫度328/542℃，給水溫度282℃。

1.1 煙氣側(cè)系統(tǒng)設(shè)計(jì)

煙氣側(cè)系統(tǒng)設(shè)計(jì)如下。

（1）方案1：低溫省煤器布置于空預(yù)器與除塵器之間。

優(yōu)點(diǎn)是降低煙氣溫度后，煙氣流量相應(yīng)減少，可以適當(dāng)減少煙氣比電阻，提高除塵器效率；電除塵器的電耗有所降低；引風(fēng)機(jī)的運(yùn)行功耗變化不大。

缺點(diǎn)是煙氣流速高，加上飛灰濃度高，容易對低溫省煤器的換熱元件造成磨損，影響機(jī)組安全運(yùn)行；換熱器積灰嚴(yán)重；若換熱器管排設(shè)置不合理，缺乏運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)時(shí)，易造成換熱器堵灰，使煙氣系統(tǒng)的阻力增加、換熱器換熱效率降低、積灰處腐蝕等。

（2）方案2：低溫省煤器布置于引風(fēng)機(jī)與脫硫系統(tǒng)之間。

優(yōu)點(diǎn)是引風(fēng)機(jī)出口煙道中心較低，換熱器可以布置在地面，便于運(yùn)行維護(hù)；可以充分利用引風(fēng)機(jī)對煙氣的壓縮溫升。

缺點(diǎn)是換熱器及其前后異型件的阻力較大，布置在引風(fēng)機(jī)出口，不利于引風(fēng)機(jī)穩(wěn)定運(yùn)行，容易造成振動(dòng)；根據(jù)目前全廠方案布置，引風(fēng)機(jī)出口無法布置換熱器。引風(fēng)機(jī)入口的煙氣溫度和流量并無降低，引風(fēng)機(jī)克服換熱器阻力增加的電功率會(huì)增加；進(jìn)入除塵器的煙氣溫度并未降低，除塵器電耗并未減少。

綜上所述，方案1可以適當(dāng)提高除塵器效率，降低電耗，但換熱器本身容易磨損、積灰和堵灰，對運(yùn)行控制要求較高；方案2即低溫省煤器布置在引風(fēng)機(jī)與脫硫系統(tǒng)之間，盡管可以部分利用引風(fēng)機(jī)的壓縮溫升，但就本工程而言，結(jié)合運(yùn)行維護(hù)及布置方案，必需擴(kuò)大廠用地，故不考慮。故從技術(shù)角度采用方案1，并據(jù)此進(jìn)行詳細(xì)分析。此時(shí)低溫省煤器的入口煙氣參數(shù)如表1所示。

表1 低溫省煤器入口煙氣參數(shù)

1.2 煙氣酸露點(diǎn)

在低溫省煤器的實(shí)際應(yīng)用中，排煙溫度過低會(huì)使換熱器的低溫受熱面壁溫低于酸露點(diǎn)，引起受熱面金屬的嚴(yán)重腐蝕，危及鍋爐運(yùn)行安全。

將本工程設(shè)計(jì)煤質(zhì)的數(shù)據(jù)代入以上公式中，得出煙氣酸露點(diǎn)數(shù)值。事實(shí)上，煙氣露點(diǎn)溫度是由煙氣中H2O和SO3的含量決定的，但影響SO3生成的因素有很多，一般皆由試驗(yàn)取得或通過實(shí)驗(yàn)加上理論推導(dǎo)等方法確定。目前本文依據(jù)公式推導(dǎo)出的煙氣酸露點(diǎn)會(huì)較實(shí)際數(shù)值偏高。本工程設(shè)計(jì)煤質(zhì)煙氣酸露點(diǎn)計(jì)算如表2所示。由表可以看出，酸露點(diǎn)溫度比較低，若長期燃用，則不宜設(shè)計(jì)低溫省煤器。

表2 工程設(shè)計(jì)煤質(zhì)煙氣酸露點(diǎn)計(jì)算

1.3 水側(cè)凝結(jié)水系統(tǒng)設(shè)計(jì)

低溫省煤器水側(cè)凝結(jié)水系統(tǒng)的設(shè)計(jì)直接影響到其運(yùn)行的可靠性和經(jīng)濟(jì)性。水側(cè)進(jìn)水溫度不宜太低或太高。根據(jù)東鍋提供的熱平衡圖，低溫省煤器水側(cè)入口接入點(diǎn)宜選取7號(hào)低加出口。凝結(jié)水經(jīng)低溫省煤器加熱后再接至6號(hào)低加入口。由于利用了部分煙氣熱量，故可以節(jié)約部分6抽汽量，從而增加汽輪機(jī)組的出力。

2 低溫省煤器選型結(jié)果

結(jié)合表1～2及熱平衡圖，當(dāng)機(jī)組運(yùn)行在額定供熱工況負(fù)荷左右時(shí)，煙氣溫度為123℃，進(jìn)口凝結(jié)水溫為69.2℃，基本可以保證低溫省煤器絕大部分受熱面工作在酸露點(diǎn)溫度（95.31℃）以上，可以滿足設(shè)備安全運(yùn)行需求。當(dāng)機(jī)組運(yùn)行在75%THA負(fù)荷左右時(shí)，煙氣溫度與凝結(jié)水溫度均下降，此時(shí)低溫省煤器有較多部分的受熱面會(huì)出現(xiàn)結(jié)露現(xiàn)象，此工況若長期運(yùn)行，對于設(shè)備耐酸性能要求較高，若選用一般管材，則會(huì)降低設(shè)備壽命，而若采用耐酸管材，則設(shè)備初投資增加較多。當(dāng)機(jī)組運(yùn)行在50%THA負(fù)荷及以下時(shí)，低溫省煤器結(jié)露和腐蝕情況會(huì)更嚴(yán)重。暫取低溫省煤器換熱效率為96%，初步計(jì)算數(shù)據(jù)如表3所示。

3 采用低溫省煤器的經(jīng)濟(jì)性分析

3.1 經(jīng)濟(jì)性比較方法

在總調(diào)度電量一定的情況下，通過計(jì)算2種方案因上網(wǎng)電量不同所產(chǎn)生的差額收入，以計(jì)及資金時(shí)間價(jià)值的動(dòng)態(tài)理論，計(jì)算投資差額回收年限n，采用公式：

式中：ΔZ為投資額；ΔC為年差額收益；i為基準(zhǔn)收益率；n為差額回收年限；(A/P，i，n)為等額分付資金回收系數(shù)。

表3 低溫省煤器選型結(jié)果（單臺(tái)機(jī)組）

3.2 經(jīng)濟(jì)性比較輸入數(shù)據(jù)

3.2.1 經(jīng)濟(jì)性比較邊界條件標(biāo)煤價(jià)格為950元/t；電廠基準(zhǔn)收益率為8%；機(jī)組年利用小時(shí)數(shù)5 000 h。

3.2.2 初投資（ΔZ）

每臺(tái)機(jī)組低溫省煤器本體造價(jià)約為500萬元（含吹灰裝置）；（2）低溫省煤器的土建費(fèi)用（含安裝）約為100萬元；（3）需增加水側(cè)的凝結(jié)水管道、調(diào)節(jié)閥及其他閥門、管道支吊架材料的費(fèi)用初步估計(jì)為60萬元。

故采用低溫省煤器后的ΔZ=660萬元。

3.2.3 年利潤差額（ΔC）

（1）增設(shè)低溫省煤器的正面運(yùn)行效益：提高了凝結(jié)水溫，節(jié)約了7段抽汽量，從而提高汽輪發(fā)電機(jī)組出力；降低脫硫系統(tǒng)入口煙溫，從而節(jié)約水量，節(jié)約脫硫系統(tǒng)工藝水泵運(yùn)行軸功率。

（2）增設(shè)低溫省煤器的負(fù)面運(yùn)行效益：增加了煙氣側(cè)阻力，從而提高引風(fēng)機(jī)運(yùn)行功耗，增加了水側(cè)阻力，從而凝結(jié)水泵運(yùn)行功耗率；低溫省煤器約每10年需要更換冷段受熱面，加上每年安裝運(yùn)行維護(hù)費(fèi)用，折合至每年分別約需50萬元運(yùn)行維護(hù)費(fèi)用。

增設(shè)低溫省煤器后的年運(yùn)行收益核算（單臺(tái)機(jī)組）如表4所示。由表可以看出，設(shè)置低溫省煤器后，煙氣側(cè)需增加風(fēng)機(jī)的總電功率約98.8 kW，水側(cè)需增加凝結(jié)水電功率約85.2 kW。供電標(biāo)煤耗為272.17 g/(kW·h)，降低了1.01 g/(kW·h)。綜合考慮，增設(shè)低溫省煤器后，會(huì)增加約90.7萬元的年運(yùn)行收益，即ΔC=90.7。

表4 增設(shè)低溫省煤器后的年運(yùn)行收益核算（單臺(tái)機(jī)組）

3.3 經(jīng)濟(jì)性計(jì)算結(jié)果

將計(jì)算結(jié)果代入公式ΔC=ΔZ(A/P，i，n)，得出投資差額回收年限n=11.3年，時(shí)間較長。而且，上述計(jì)算是基于THA運(yùn)行工況進(jìn)行的，若考慮不同負(fù)荷的運(yùn)行工況，回收年限會(huì)進(jìn)一步加長，因此本工程設(shè)置低溫省煤器并無明顯的經(jīng)濟(jì)效益。

4 結(jié)果分析與討論

結(jié)果分析與討論如下。

（1）本工程設(shè)置低溫省煤器后，供電標(biāo)煤耗有所降低，但通過經(jīng)濟(jì)性計(jì)算得出，設(shè)置低溫省煤器后的動(dòng)態(tài)反而增加年投資成本。

（2）以上對經(jīng)濟(jì)性計(jì)算基于額定供熱工況。若考慮不同負(fù)荷的運(yùn)行工況，增設(shè)低溫省煤器后的年度投資會(huì)進(jìn)一步增加，因此不宜采用低溫省煤器。

（3）在75%負(fù)荷及以下，低溫省煤器結(jié)露現(xiàn)象相對嚴(yán)重，換熱效率也會(huì)下降。

（4）以上對低溫省煤器經(jīng)濟(jì)性核算均按照脫硫系統(tǒng)不設(shè)置GGH進(jìn)行，若脫硫系統(tǒng)需要設(shè)置GGH，則設(shè)置低溫省煤器幾乎無運(yùn)行效益，不宜設(shè)置。

（5）本工程設(shè)計(jì)煤種含硫率較高，致使煙氣酸露點(diǎn)較高，不宜采用低溫省煤器。

（6）該計(jì)算基于鍋爐廠提供的排煙溫度進(jìn)行的，電廠后期若出現(xiàn)排煙溫度增加很多，則設(shè)置低溫省煤器有優(yōu)勢。

5 投產(chǎn)運(yùn)行情況

出于其他方面的原因，某公司最后還是采用了低溫省煤器，布置采用方案1。在機(jī)組運(yùn)行3年后，排煙溫度一直偏低，空預(yù)器出口側(cè)出現(xiàn)不同程度的腐蝕，運(yùn)行中低溫省煤器直接切除了水側(cè)凝結(jié)水系統(tǒng)，只是作為一個(gè)煙氣通道。此時(shí)低溫省煤器已經(jīng)完全失去作用。

6 結(jié)束語

本文的研究結(jié)果表明，對于是否采用被賦予具有節(jié)能創(chuàng)新的低溫省煤器要持謹(jǐn)慎的態(tài)度，特別是新建項(xiàng)目，對于設(shè)置低溫省煤器更要結(jié)合實(shí)際進(jìn)行深入論證。設(shè)置低溫省煤器意味著設(shè)計(jì)、采購、施工全過程的投資增加，且又增大了運(yùn)行中的系統(tǒng)阻力，而在當(dāng)今鍋爐設(shè)計(jì)逐漸成熟的環(huán)境下，排煙溫度設(shè)計(jì)都不太高，隨著電廠運(yùn)行日趨自動(dòng)化，后期運(yùn)行中，在受熱面不出現(xiàn)大面積結(jié)渣的情況下，排煙溫度不會(huì)升高太多。而且，低溫省煤器在煙風(fēng)環(huán)境中長期運(yùn)行，不可避免被磨穿造成泄漏，從而增加運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)及維護(hù)成本。