摘要：在电站锅炉空气预热器后的烟道内增设低压省煤器，是降低排烟温度和供电标准煤耗的有效措施。

1、概述

    目前，国内一些电厂锅炉排烟温度偏高，造成锅炉运行效率降低，机组标准煤耗增加；此外，脱硫系统亦需控制入口烟气温度，低烟温可降低脱硫工艺水蒸发损失。从电厂技术改造角度，有多种方案可达到降低排烟温度的目的，在电厂的热系统中增设低压省煤器即是其中之一。采用低温省煤器可提高机组热效率，节约煤耗，并且节水效果显著，符合国家“节能减排”的政策。  

2、低压省煤器系统简介 

    低温省煤器是利用锅炉排烟余热，节约能源的有效措施之一。低压省煤器装在空预器后尾部烟道内，结构与一般省煤器相仿。  

  2.1 低温省煤器在热力系统中的连接方式 

    低温省煤器在热力系统中连接方式是多种多样的，就其本质而言，只有两种连接系统：串联系统和并联系统。 

    低温省煤器的串联系统，从低压加热器出口引出全部凝结水，送入低温省煤器，在低温省煤器中加热升温后，全部返回低压加热器的入口。从凝结水流的系统看，低温省煤器串联于低压加热器之间，成为热力系统的一个组成部分。串联系统的优点是流经低温省煤器的水量最大，在低温省煤器的受热面一定时，锅炉排烟的冷却程度和低温省煤器的热负荷较大，排烟余热利用的程度较高，经济效果较好。其缺点是凝结水流的阻力增加，所需凝结水泵的压头增加，系统对主机系统安全性影响较大。

    低温省煤器的并联系统，从低压加热器出口分流部分凝结水Dd去低温省煤器，加热升温后返回热系统，在低压加热器的入口处与主凝结水相汇合。从凝结水流系统看，低温省煤器与低压加热器NOj成并联方式，与之并联的低压加热器也可是多个。并联系统的优点是，可以不增加凝结水泵扬程。因为低温省煤器绕过一、两个低压加热器，所减少的水阻力足以补偿低温省煤器及其联接管道所增加的阻力。这对改造旧电厂较为有利，除此以外，还可以方便的实现余热梯级开发利用。缺点是低温省煤器的传热温压比串联系统低，因为分流量小于全流量，低温省煤器的出口水温将比串联时的高。并联低温省煤器系统本身就形成了一个独立的旁路，便于停用和维修。

    另外对于从热机组，低温省煤器进水可接自热网循环泵出口或热网补充水，经低温省煤器加热后达到需求温度，回到热网系统供热。  

  2.2  低温省煤器的布置位置 

    根据烟气系统及烟道布置方式，低温省煤器的安装位置可以有如下三种：
 1) 布置在除尘器入口  该布置的优点是：烟气温度高，可最大化吸收烟气余热，降低烟气温度后，烟气流量相应减少，并可以适当减少烟气比电阻，在同等除尘器效率下，可以节约5%的电除尘器的用电量；由于烟气流量减少，引风机轴功率也相应减少，节约厂用电。但由于该处的烟气粉尘浓度很高，飞灰磨损指数较高，烟气流速高，易对低温省煤器的换热元件造成磨损，对运行控制要求较高，若运行中温度较低时会对后烟道、电除尘及引风机造成腐蚀，影响机组安全运行。 

2)布置在除尘器出口  经过静电除尘器除尘后，该处的粉尘减少了，减轻了换热器的磨损、积灰和堵灰问题；此外，该位置处于引风机入口前，降低烟气温度和烟气流量，便于降低引风机轴功率，并提高设备的安全性能。缺点是：换热器需布置于高位烟道上，不利于检修和维护，温度控制不好会对引风机造成腐蚀，且一旦出现水侧泄漏，会对引风机造成极大损害。 

3)布置在引风机出口  该布置优点是，引风机出口烟道中心较低，换热器可以布置在地面，便于运行维护，且土建部分的改造量较少，可以充分利用引风机5-6℃的压缩温升，避免了高尘区烟气磨损，也不会对引风机的安全运行产生影响。新建电厂低温省煤器布置通常选用该布置方式。 

3、低压省煤器节能理论 

    低温省煤器的经济性需从几方面综合考虑：烟气余热再利用，提高机组热效率从而降低煤耗(或增加发电量)；将烟气温度降低减少脱硫工艺水蒸发损失，达到节水效果；增加低温省煤器增加了设备投入，且烟气阻力增大导致引风机电耗增加。本文重点对提高热效率方面说明。 

    一般认为，把烟气余热输入回热系统中会排挤部分抽汽，导致热力循环效率降低；并且，排挤的部分抽汽会增加凝汽器的排汽使汽轮机真空有所降低。事实上，增设低压省煤器后，大量烟气余热进入回热系统，这是在没有增加锅炉燃料量的前提下，获得的额外热量，它以一定的效率转变为电量。这个新增电量要远大于排挤抽汽和汽机真空微降所引起的功量损失，所以机组经济性无例外都是提高的。对供热机组直接接入热网系统，交换热能全部用于供热，热效率更高，且对发电系统不会产生相关影响。
  
  3．1 发电煤耗节省量计算 

    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，而锅炉产生1kg新汽的能耗不变。在这个前提下，热系统所有排挤抽汽所增发的功率，都将使汽轮机的效率提高。  相应1kg汽轮机新汽，其全部做功量称新汽等效焓降（记为H），所有排挤抽汽所增发的功量（记为ΔH）称等效焓降增量，计算如下： 
H = 3600/（η jd ×d）(kJ/kg)  
ΔH=β[（hd2-h4）η5+∑(τ j· ηj)](kJ/kg) 
式中 d—机组汽耗率，kg/kwh；
η jd —汽轮机机电效率； 
β—低省流量系数； 
hd2—低压省煤器出水比焓，kJ/kg；
h4—除氧器进水比焓，kJ/kg； 
τj—所绕过的各低加工质焓升，kJ/kg；
ηj—所绕过的各低加抽汽效率。

热耗率降低δq按下式计算： 
δq=ΔH·q/(H+ΔH)(kJ/kwh) 
式中 q—机组热耗率，kJ/kwh; 

发电标煤耗节省量δbs按下式计算： 
δbs=δq/(η p· η b· 29300)(kg/kwh) 
式中ηp、ηb——锅炉效率、管道效率；  

    某国产200MW机组低压省煤器主要指标计算结果

  项 目             单位      数值

进口烟温ty1          ℃       157
出口烟温ty2          ℃       129.5
低省换热量，Qd       kW       8604
低省出水温度td       ℃       125.5
机组等效焓降H      kJ/kg      1204
等效焓降增量ΔH     kJ/kg      11.32
热耗率 降低δq      g/kwh      77.85
发电标煤 耗减少δ bs g/kwh     3.048       

这里指出，低压省煤器尽管降低了排烟温度，但并未改变锅炉效率。锅炉的排烟温度仍然定义于空气预热器出口。

4、降低排烟温度方案比较 

    主要比较传统的高压省煤器改造和增设低压省煤器的两种技术方案。与高压省煤器改造相比，低温省煤器在电厂节能减排方面有其独到的优点： 

1）可以实现排烟温度的大幅度降低。按照电厂的不同需求，可降低排烟温度30℃～35℃，甚至更多。而改造高压省煤器，则根本无法做到这一点。这个优点对于改造上脱硫系统的锅炉（排烟温度有最高限制），是十分珍贵的。 

2）对于锅炉燃烧和传热不会产生任何不利影响。由于低压省煤器布置于锅炉的最后一级受热面（下级空预器）的后面，因此，它的传热行为对于锅炉的一切受热面的传热均不发生影响。因此既不会降低入炉热风温度而影响锅炉燃烧，也不会使空气预热器的传热量减少，从而反弹排烟温度的降低效果。 

3）具有独特的煤种和季节适应性。锅炉的低压省煤器出口烟温可以根据不同季节和煤质（主要是含硫量）进行调节，以实现节能和防腐蚀的综合要求。这也是高压省煤器改造所不具备的。例如为贵州QG电厂670t/h锅炉设计的低压省煤器，设计将排烟温度从160℃降低到135℃。后运行中排烟温不正常升高到180℃，低压省煤器靠自身的烟温调节功能，仍然将排烟温度轻松降低到135℃。 

4）设计低压省煤器也可以同时解决汽轮机热力系统的某些缺陷。为此，只得部分开启#4低加旁路，使汽轮机热耗增加。加装低压省煤器后，低省出口的水温为120℃，低于主凝结水温度34℃，与主凝结水汇合后，使除氧器进水温度基本恢复设计值，从而消除了回热系统的缺陷，保证了除氧效果。 

5）采用低压省煤器系统，可以充分利用锅炉本体以外的场地空间布置受热面，因而空间宽绰、便于检修。  当然，由于低压省煤器所吸收余热的利用能级相对较低，因此其单位排烟温降的节能量不及高压省煤器改造。如果电厂只需少量降低排烟温度、而锅炉又无燃烧稳定性的担忧或其它限制时，改造高压省煤器也不失为较好的方案。  

5、总结 

    低温省煤器节能效果显著，在国内外已得到较早的应用，且成功的案例较多，但并不是适用于所有电厂，对燃用不同煤种、不同运营条件和方式的电厂是否适用需具体分析确定。
1.  低省煤器的节能效果主要有烟气余热回收降低煤耗、减少脱硫工艺水蒸发损失两方面，但新设备增加了烟气阻力造成引风机投资及运行电耗增加，低温省煤器本体及附属设备投资费用较高，降低烟温后带来的设备低温腐蚀且维护成本增加，故对低温省煤器的节能效果需综合测算评价。

2. 对排烟温度较高的机组(如燃用褐煤的锅炉)，加装低温省煤器后排烟温度下降幅度较大，回收的热量是相当可观的，节能效果显著。

3. 对以热定电的供热机组，可提高机组供热能力，且增加发电量，如回收热可接至热网，其热利用率较高，整体经济效果显著。 

4.  在机组燃煤硫份、水份增加或机组低负荷运行时，低温省煤器可能运行在烟气露点温度以下，存在低温省煤器的腐蚀和烟尘堵塞问题，严重时会造成设备泄漏、阻力增大等影响机组安全运行的故障。