锅炉尾部烟道低温省煤器深度节能专题报告

排烟损失是锅炉运行中最重要的一项热损失，一般约为5%--12%，占锅炉热损失的60%--70%，影响排烟热损失的主要因素是排烟温度，一般情况下，排烟温度每增加10℃，排烟热损失增加0.6%--1%，相应多耗煤1.2%--2.4%。若以燃用热值2000KJ/KG煤的410t/h高压锅炉为例，则每年多消耗近万吨动力力煤，我国火力发电厂的很多锅炉排烟温度都超过设计值,约比设计值高20—50℃。所以，降低排烟温度对于节约燃料和降低污染具有重要的实际意义，实践中以降低排烟温度为目的的锅炉技术改造较多。但由于大多数电厂尾部烟道空间太小，防磨、防腐要求较高，引风机的压头裕量不大等实际情况。为了降低排烟温度，减少排烟损失，提高电厂的运行经济性，可考虑在烟道上加装低温省煤器。低温省煤器的具体方案为：凝结水在低温省煤器内吸收排烟热量，降低排烟温度，自身被加热、升高温度后再返回汽轮机低压加热器系统，代替部分低压加热器的作用。在发电量不变的情况下，可节约机组的能耗。同时，由于进入脱硫塔的烟温下降，还可以节约脱硫工艺水的消耗量。

2.国内外低温省煤器目前的应用情况及安装位置

2.1低温省煤器目前在国内外的应用情况

低温省煤器能提高机组效率、节约能源。目前在国内也已有电厂进行了低温省煤器的安装和改造工作。

山东某发电厂，两台容量100MW发电机组所配锅炉是武汉锅炉厂设计制造的WGZ410/100—10型燃煤锅炉，由于燃用煤种含硫量较高，且锅炉尾部受热面积灰、腐蚀和漏风严重，锅炉排烟温度高达170℃，为了降低排烟温度，提高机组的运行经济性，在尾部加装了低温省煤器。低温省煤器系统布置图如下：

山东某电厂低温省煤器系统连接图

国外低温省煤器技术较早就得到了应用。在苏联为了减少排烟损失而改装锅炉机组时，在锅炉对流竖井的下部装设低温省煤器供加热热网水之用。德国SchwarzePumpe电厂2×800MW褐煤发电机组在静电除尘器和烟气脱硫塔之间加装了烟气冷却器，利用烟气加热锅炉凝结水，其原理同低温省煤器一致。德国科隆Nideraussem1000MW级褐煤发电机组采用分隔烟道系统充分降低排烟温度，把低温省煤器加装在空气预热器的旁通烟道中，在烟气热量足够的前提下引入部分烟气到旁通烟道内加热锅炉给水。日本的常陆那珂电厂采用了水媒方式的管式GGH。烟气放热段的GGH布置在电气除尘器上游，烟气被循环水冷却后进入低温除尘器（烟气温度在90～100℃左右），烟气加热段的GGH布置在烟囱入口，由循环水加热烟气。烟气放热段的GGH的原理和低温省煤器一样。

低温省煤器尽管在国内和国外已经有运用业绩，但上述的例子中我们发现，在德国锅炉排烟温度较高，均达到170℃左右（这些锅炉燃用的是褐煤），而加装低温省煤器后排烟温度下降到100℃左右。日本的情况是锅炉设计排烟温度不高（125℃左右），经过低温省煤器后烟气温度可降低到85℃左右。

由于低温省煤器的传热温差低，因此换热面积大，占地空间也较大，所以在加装低温省煤器时，需合理考虑其在锅炉现场的布置位置。

2.2.1低温省煤器布置在除尘器的进口

日本的不少大型火电厂，如常陆那珂电厂（1000MW）和Tomato-Atsuma电厂（700MW）等都有类似的布置。管式的GGH烟气放热段布置在空预器和除尘器之间。管式GGH将烟气温度降低到90℃左右，除尘器的飞灰比电阻可从1012Ω-cm下降到1010Ω-cm，这样可提高电气除尘器的运行收尘效率。低温省煤器布置在除尘器的进口，除尘器下游的烟气体积流量降低了约5％，因此其烟道、引风机、增压风机等的容量也可相应减少，降低了运行厂用电。据计算，每台机组节约引风机和增压风机厂用电共约500kW。需要指出的是除尘器和风机的选型仍应该考虑125℃低温省煤器未投运时的情况，

这种布置方式最大的风险是腐蚀。因为经过低温烟气换热器后的烟气温度已经在酸露点以下，除尘器、烟道、引风机、增压风机均存在腐蚀的风险。根据日本的有关技术资料，未经除尘器收尘的烟气中含有较多的碱性颗粒，可中和烟气中凝结的硫酸微滴，低温除尘器及其下游的设备并“不需要进行特别的防腐考虑”，而且日本的不少大机组运行低温除尘器也有良好的业绩，因此，这种布置方式应该是可行的。但是，对所谓的“不需要进行特别的防腐考虑”还有一些疑虑：（1）是不是仅仅依靠烟气中的碱性灰颗粒就能中和大部分SO2，而大大降低温

烟气的腐蚀性？中和反应的彻底程度肯定与燃煤的特性有关（如含硫量，含灰量，灰分中碱性物质如CaO。K2O的数量等），是不是还与别的因素有关？

（2）对于低温电气除尘器与常规除尘器的区别还需要进一步研究。根据我们目前掌握的资料，为了防止低温除尘器灰斗中的灰板结，其灰斗的加热面积要大于普通除尘器。由于缺乏更多的资料，如果采用这种布置方式需要进行大量资料的收集研究工作。

（3）对于除尘器下游的烟道和风机设备，由于烟气中的灰已经基本被除去，此时还应该充分考虑相应的防腐措施。

（4）随着烟气温度的降低，烟灰的电气抗阻值下降。此时ESP的除尘性能上升，但是在捶打集尘极板时，附在电极处的烟尘会飞散，使ESP出口粉尘浓度短时上升（比通常的出口浓度要高约50mg/m3左右）。

2.2.2低温省煤器布置在脱硫吸收塔的进口

德国一些燃烧褐煤的锅炉将低温省煤器布置在吸收塔入口。低温省煤器将烟气温度从160℃降低到100℃后进入吸收塔，被烟气加热的凝结水再加热冷二次风。这种方式的低温省煤器实际上起到管式GGH加热器中烟气冷却的作用。烟气经过除尘器后，低温省煤器处于低尘区工作，因此飞灰对管壁的磨损程度将大大减轻。由于烟气中的碱性颗粒几乎被除尘器捕捉，其出口烟气带有酸腐蚀性。但是由于其布置位置在除尘器、引风机、增压风机之后，烟气并不会对这些设备造成腐蚀，因而避免了腐蚀的危险。因为吸收塔内本来就是个酸性环境，烟气离开吸收塔时温度约为45℃。塔内进行了防腐处理。这种布置方式只要考虑对低温省煤器的

低温段材料和低温省煤器与吸收塔之间的烟道进行防腐。

采用这种布置方式的缺点是无法利用烟气温度降低带来的提高电气除尘器运行效率、减少引风机和增压风机功率的好处；其次，其布置位置远离主机，用于降低烟气温度的凝结水管道也较长，凝结水泵需克服的管道阻力及电耗也更高。

3.低压省煤器节能理论及计算

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。这两点对于低压省煤器节能的疑问必须加以澄清。理论上，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功。这个新增功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。

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/（ηjd×d）(kJ/kg)

ΔH=β[（hd2-h4）η5+∑(τj·ηj)] (kJ/kg)

式中 d—机组汽耗率，kg/kwh；

ηjd—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/(ηp·ηb·29300)(kg/kwh)

式中ηp、ηb——锅炉效率、管道效率；

以已投运的某200MW火电机组低压省煤器系统为例进行节能量计算，结果列于表1。由表1可见，低压省煤器降低排烟温度28℃，可节省标准煤3.05g/kwh。

温度仍然定义于空气预热器出口。