引言为满足NOx、SO2和烟尘排放标准，电厂通常需要进行炉内低氮燃烧改造、烟气脱硝改造、除尘器改造、脱硫改造等一系列改造工程。炉内低氮燃烧改造容易造成锅炉排烟温度不同程度地升高，而烟气脱硝、脱硫改造和除尘器改造都对进口烟气温度有一定要求。通过合理的手段降低排烟温度不但能够回收烟气余热，还能为环保改造提供便利条件。低温电除尘器是结合低温省煤器改造，降低除尘器进口烟气温度以提高电除尘器效率的一种综合技术，即通过低温省煤器，使进入电除尘器的烟气温度降低到酸露点附近。由于排烟温度的降低使粉尘比电阻下降，粉尘更易荷电和收集，同时进入电除尘器的实际烟气量相应减少、烟气流速降低，均有利于提高除尘效率。另外对进行引（风机）、增（压风机）合一改造的电厂，可以在原增压风机的位置布置烟气深度冷却器，把烟气温度继续降低到酸露点以下，充分回收烟气余热。可以用回收的烟气余热加热净烟气，从而解决烟囱腐蚀和冒白烟的问题，避免进行湿烟囱防腐改造。总体而言，低温省煤器改造在回收余热、节约能源的同时，是电站锅炉环保改造的有益补充，可以降低环保改造成本、提高效率，实现整体优化。1机组概况某600 MW汽轮机为超临界、一次中间再热、单轴、三缸、四排汽、反动凝汽式汽轮机，型号为CLN600-24.2/566/566。机组可在冷态、温态、热态和极热态等工况下启动，并可以在定压和定-滑-定压的任意一种方式下运行。采用定-滑-定压运行方式时，滑压运行范围为30%~90%BMCR。汽轮机主要参数如表1所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.04.014.T001表1汽轮机主要参数参数机组数据THA工况/MW600额定主蒸汽压力/MPa24.2额定主蒸汽温度/℃566额定高压缸排汽口压力/MPa4.23额定高压缸排汽口温度/℃308.1额定再热蒸汽进口压力/MPa3.81额定再热蒸汽进口温度/℃566主蒸汽额定进汽量/(t/h)1 662.63再热蒸汽额定进汽量/(t/h)1 415.73额定排汽压力/MPa0.004 9配汽方式喷嘴设计冷却水温度/℃20.5热耗率（THA）/(kJ/kWh)7 530给水回热级数81.1机组运行现状2#机组全年平均排烟温度约为124 ℃，夏季最高可达145~150 ℃。平均排烟温度124.3 ℃，2#机组排烟温度平均值随机组负荷变化趋势如图1所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.04.014.F001图12#机组夏季排烟温度平均值随机组负荷变化趋势实际运行表明，锅炉的年平均排烟温度124.3 ℃，最高温度达到147.3 ℃，有进一步的利用价值，排烟温度高对机组的安全性及经济性产生影响。（1）锅炉效率较低，排烟温度每升高15~20 ℃，锅炉效率降低1%，锅炉在提高效率方面有较大的潜力。（2）排烟温度升高，烟气量增大、电场击穿电压下降、粉尘比电阻增大，都将导致除尘器效率下降。（3）排烟温度升高，使风机、除尘器工作环境恶化，影响机组安全性。1.2汽轮机试验结果对2#机组修后性能进行试验，主要的试验结果如表2所示。纯凝工况分别为600 MW、500 MW、400 MW和300 MW，本次可研经济性核算以该数据作为汽轮机性能的基础数据。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.04.014.T002表2纯凝工况下汽轮机试验结果负荷/MW试验热耗率/(kJ/kWh)修正后的热耗率/(kJ/kWh)6007 770.877 727.145007 798.367 840.634007 883.737 928.693008 203.358 259.76该电厂全年投运暖风器，在当前设备条件下全年平均环境温度7.3 ℃，按机组运行要求，空预器冷端综合温度不低于140 ℃，暖风器出口空气温度控制在30 ℃左右。目前采用辅汽供暖风器的方式，而辅汽主要来源为四抽，即除氧器抽汽，这种方式是高品位热能的低品位利用，造成热量品质损失，降低机组的经济性。经过初步估算，目前的运行方式下辅汽消耗量约为6.7 t/h。本次改造拟将投运暖风器后，出口风温加热到60 ℃，锅炉排烟温度相应升高20~30 ℃，涉及低温省煤器和暖风器联合系统设计计算，以此为计算基准。2烟气余热可行性方案2.1方案一：ND钢低温省煤器与暖风器联合系统论证2.1.1系统设计在除尘器之前布置低温省煤器，即利用烟气余热提高除尘效率，余热的不同用途产生的效益不同。烟气余热可以加热低压给水、入炉冷空气、城市热网回水，也可以加热湿法脱硫出口的净烟气。加热低压给水、入炉冷空气和城市热网回水都可以减少抽汽，增加汽轮机做功，从而降低煤耗。加热净烟气至80 ℃以上可以避免进行湿烟囱防腐改造，同时减轻烟囱雨。本方案采用常用的ND钢作为低温省煤器材料。低温省煤器系统有两种连接方式：串联和并联。并联系统的水侧阻力可以将停投的低加阻力抵消，但是并联系统难以实现余热的梯级利用，当排烟温度较低时经济性可能变差。串联布置可以实现烟气余热的梯级利用，但是相当于又增加1台低压加热器，增加水侧阻力。根据电厂1#、2#机组的实际情况，采用并联方式布置，具体的实施方案为单级低温省煤器和暖风器联合系统。根据附件中热平衡图，可以得到THA、75%THA和50%THA工况时，低加和除氧器进、出水温度如表3所示。通过计算分析综合考虑各种因素，单级低温省煤器和暖风器联合系统的方案设计如图2所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.04.014.T003表3低加和除氧器进、出水温度项目THA75%THA50%THA8#低加进口33.433.733.88#低加出口57.752.445.57#低加出口80.473.865.46#低加出口100.092.483.05#低加出口139.7131.2119.3除氧器出口179.9169.0154.8℃10.3969/j.issn.1004-7948.2022.04.014.F002图2单级低温省煤器和暖风器联合系统改造图低温省煤器入口水来源包括4部分：8#低加入口、6#低加入口、暖风器水侧出口以及循环水出口，不同工况调节各部分抽取的凝结水量，混合后进入低温省煤器。混合后的循环水进入低温省煤器吸热后分为两部分，一部分由5#低加入口引回回热系统，一部分进入暖风器加热冷风至60 ℃。本方案设计的优点在于低温省煤器进口水温可以根据实际运行需要发生改变，从而满足复杂运行工况下，保证除尘器入口烟温、暖风器出口风温，同时增强系统的操作灵活性。本次可行性研究方案设计边界条件如表4所示。增加与暖风器的联合系统，电厂可能采取全年投运暖风器的运行方式。空预器入口风温与锅炉空预器出口排烟温度关系密切，空预器入口风温提升，空预器出口排烟温度也将提高。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.04.014.T004表4可行性研究方案设计边界条件项目数据煤质条件碳/%39.96氢/%3.24氧/%8.94氮/%0.89硫/%0.89水分/%18.06灰分/%28.28暖风器运行参数（THA）低位发热量/(MJ/kJ)15.5进口（冬季）/℃5出口（夏季）/℃20出口（全年）/℃60低温省煤器出口烟温/℃958#低加入口水温/℃33.46#低加入口水温/℃80.45#低加入口水温/℃100.05#低加入口水温/℃139.7通过和暖风器厂家沟通，空预器入口风温选取60 ℃。查阅历史气象数据，得到康平地区全年平均温度为7.3 ℃。统计分析每月的平均温度，简化模型之后，康平地区夏季6个月的平均温度为20 ℃（具体时间为4月15日到10月15日），夏季日平均最高温度可达30 ℃左右。而冬季6个月的平均温度为-5 ℃（具体时间为10月15日到次年4月15日），冬季夜平均最低温度可达-20 ℃。对于该新加暖风器而言，夏季工况不存在防冻问题，可以按夏季平均温度20 ℃作为边界条件。冬季工况下，康平地区的气温可能低于-20 ℃界限，为了保证该新加暖风器不出现冻结的危险，使用原蒸汽暖风器将冷空气加热到5 ℃，然后再进入本次增加的水热暖风器加热空气到60 ℃。即保留原有的蒸汽暖风器系统，最大化提高空预器冷端温度和排烟温度。对于冬季工况，冬季投运暖风器考虑低温省煤器运行安全性，本次可研设计将空预器入口风温加热到60 ℃适当提高排烟温度。为保证暖风器内凝结水不至于出现冻结，暖风器入口风温选择5 ℃，当环境温度低于5 ℃时，开启原蒸汽暖风器将冷空气加热至5 ℃再进入该凝结水暖风器，功率计算结果及排烟温度变化如表5所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.04.014.T005表5暖风器冬季热平衡计算项目工况THA75%THA50%THA燃料量/(t/h)352.53267.91186.68暖风器进口空气温度/℃5.005.005.00暖风器进口空气焓/(kJ/kg)（煤）27.2427.2427.24暖风器出口空气温度/℃60.0060.0060.00暖风器出口空气焓/(kJ/kg)（煤）327.29327.29327.29暖风器功率/MW28.2121.4414.94排烟温度（原）/℃124.00108.00103.00排烟温度变化值/℃28.3328.9629.22锅炉排烟温度/℃152.33136.96132.22对于夏季工况，夏季投运暖风器考虑低温省煤器运行安全性，本次可研设计将空预器入口风温加热到60 ℃，适当提高排烟温度，暖风器入口风温选择夏季平均温度20 ℃，暖风器功率计算结果及排烟温度变化如表6所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.04.014.T006表6暖风器夏季热平衡计算项目工况THA75%THA50%THA燃料量/(t/h)352.53267.91186.68暖风器进口空气温度/℃20.0020.0020.00暖风器进口空气焓/(kJ/kg)（煤）108.98108.98108.98暖风器出口空气温度/60.0060.0060.00暖风器出口空气焓/(kJ/kg)（煤）327.29327.29327.29暖风器功率/MW20.5215.6010.87排烟温度（原）/℃124.00108.00103.00排烟温度变化值/℃28.3328.9629.22锅炉排烟温度/℃152.33136.96132.222.1.2改造后预期运行效果通过热力计算可知，综合考虑改造后，低温省煤器和暖风器联合系统投运，取代原供暖风器的辅汽量以及送风温度升高对锅炉效率的影响。（1）方案一冬季暖风器投运工况节能量：THA工况单台机组发电功率最大净增6.18 MW，发电煤耗最大减少3.49 g/kWh，供电煤耗最大减少3.70 g/kWh；75%THA工况机组发电功率最大净增3.77 MW，发电煤耗最大减少2.41 g/kWh，供电煤耗最大减少2.55 g/kWh；50%THA工况机组发电功率最大净增2.38 MW，发电煤耗最大减少2.39 g/kWh，供电煤耗最大减少2.54 g/kWh。方案一冬季节煤量为3 180 t/a，近3年标煤平均价格为603.40元/t，节煤收益为191.88万元/a，具体结果如表7所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.04.014.T007表7方案一冬季经济性计算结果项目工况THA75%THA50%THA发电机功率增加/MW6.784.102.53烟气系统阻力增加/kPa0.480.310.19引风机效率/%77.6770.7463.80引风机功率增加/kW601325145功率净增加/MW6.183.772.38暖风器导致排烟温度升高/℃28.3328.9629.22暖风器热交换量/(kJ/h)101 545 94877 171 22953 770 278锅炉效率变化/%0.187 50.141 40.096 1发电煤耗下降/(g/kWh)3.492.412.39供电煤耗下降/(g/kWh)3.702.552.54（2）方案一夏季暖风器投运工况节能量：THA工况单台机组发电功率最大净增4.70 MW，发电煤耗最大减少2.79 g/kWh，供电煤耗最大减少2.96 g/kWh；75%THA工况机组发电功率最大净增2.96 MW，发电煤耗最大减少2.30 g/kWh，供电煤耗最大减少2.44 g/kWh；50%THA工况机组发电功率最大净增2.01 MW，发电煤耗最大减少2.30 g/kWh，供电煤耗最大减少2.44 g/kWh，方案一夏季节煤量为2 992 t/a，近3年标准煤平均价格为603.40元/t，节煤收益为180.52万元/a，具体结果如表8所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.04.014.T008表8方案一夏季经济性计算结果项目工况THA75%THA50%THA发电机功率增加/MW5.303.282.15烟气系统阻力增加/kPa0.480.310.19引风机效率/%77.6770.7463.80引风机功率增加/kW601325145功率净增加/MW4.702.962.01暖风器导致排烟温度升高/℃28.3328.9629.22暖风器热交换量/(kJ/h)73 881 20856 147 03239 121 336锅炉效率变化/%0.190.140.10发电煤耗下降/(g/kWh)2.792.302.30供电煤耗下降/(g/kWh)2.962.442.44综合考虑，年总节煤量约为6 172 t，节煤收益约为372万元。2.2方案二：热管式低温省煤器与暖风器联合系统论证2.2.1系统设计本项目在空预器后除尘器前的竖直烟道内增设低温省煤器，实现深度降低排烟温度的节能改造。低温省煤器回收的烟气余热加热凝结水或加热暖风器循环水，减少汽轮机抽汽，提高电厂效率。烟气温度降低后，可以提高除尘效率，降低粉尘排放。为了达到改造目的，需在除尘器入口前烟道加装低温省煤器。低温省煤器的进出水温度对于获得的经济性至关重要，既要考虑经济性，又要考虑由此产生的不可逆损失。在一定的进水温度下，出水温度越高，获得的经济效益越大。在同样的进水温度下，如果选取的出水温度较低，需要的换热面积小、投资成本降低；若利用较大的水量可以获得较大的烟温降，但是取得的经济效益较差。低温省煤器进出口水温的选择主要考虑以下因素：（1）低温省煤器引水点温度选取应确保低温省煤器受热面不出现低温腐蚀，即保证低温省煤器进口水温高于烟气酸露点温度。（2）低温省煤器回水点温度选取应确保增设低温省煤器系统经济性，低省回水温度应该尽可能接近该级低加出口水温。根据运行煤种和烟气实际运行压力，选择8#低加入口为低省取水位置，加热后的热水一部分用于暖风器加热冷空气，一部分回到6#低加入口，低温省煤器系统图如图3所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.04.014.F003图3热管式低温省煤器2.2.2改造后预期运行效果通过热力计算可知，综合考虑改造后低温省煤器和暖风器联合系统投运，取代原供暖风器的辅汽量以及送风温度升高对锅炉效率的影响。（1）方案二冬季暖风器投运工况节能量：THA工况单台机组发电功率最大净增5.25 MW，发电煤耗最大减少2.53 g/kWh，供电煤耗最大减少2.68 g/kWh；75%THA工况机组发电功率最大净增3.23 MW，发电煤耗最大减少2.07 g/kWh，供电煤耗最大减少2.20 g/kWh；50%THA工况机组发电功率最大净增1.95 MW，发电煤耗最大减少1.97 g/kWh，供电煤耗最大减少2.08 g/kWh，方案二冬季节煤量为2 644 t/a，近3年标煤平均价格为603.40元/t，节煤收益为160万元/a，具体结果如表9所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.04.014.T009表9方案二冬季经济性计算结果项目工况THA75%THA50%THA发电机功率增加/MW5.673.482.09烟气系统阻力增加/kPa0.350.270.22引风机功率增加/kW427247134功率净增加/MW5.253.231.95暖风器导致排烟温度升高/℃28.3329.9629.22暖风器热交换量/(kJ/h)10 156 00077 184 00053 784 000锅炉效率变化/%0.010.010.01发电煤耗下降/(g/kWh)2.532.071.97供电煤耗下降/(g/kWh)2.682.202.08（2）方案二夏季暖风器投运工况节能量：THA工况单台机组发电功率最大净增4.92 MW，发电煤耗最大减少2.37 g/kWh，供电煤耗最大减少2.51 g/kWh；75%THA工况机组发电功率最大净增3.12 MW，发电煤耗最大减少2.00 g/kWh，供电煤耗最大减少2.12 g/kWh；50%THA工况机组发电功率最大净增1.90 MW，发电煤耗最大减少1.92 g/kWh，供电煤耗最大减少2.03 g/kWh，方案二夏季节煤量为2 558 t/a，近3年标准煤平均价格为603.40元/t，节煤收益为154万元/a，具体结果如表10所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.04.014.T010表10方案二夏季经济性计算结果项目工况THA75%THA50%THA发电机功率增加/MW5.353.372.04烟气系统阻力增加/kPa0.350.270.22引风机功率增加/kW427247134功率净增加/MW4.923.121.90暖风器导致排烟温度升高/℃28.3328.9629.22暖风器热交换量/(kJ/h)73 872 00056 160 00039 132 000锅炉效率变化/%0.010.010.01发电煤耗下降/(g/kWh)2.372.001.92供电煤耗下降/(g/kWh)2.512.122.03综合考虑，年总节煤量约为5 202 t，节煤收益约为314万元。3结语根据方案一初步设计，电厂单台机组增设单级低温省煤器和暖风器联合系统初投资1 700万元，电除尘同步改造费用约450万元，年节约燃煤收益为372万元。排烟温度降低至95 ℃，对于电除尘和脱硫效率也有所提高。根据方案二的初步设计，电厂单台机组增设单级低温省煤器和暖风器联合系统的初投资为1 392万元，电除尘同步改造费用约450万元，年节约燃煤收益为314万元，电厂方案二搪瓷热管低温省煤器和暖风器联合系统改造（含电除尘改造）单台机组初投资为1 842万元，每年节能收益达到328万元（节煤+节水）。综合考虑电厂的实际情况以及我国对火电机组能耗水平的要求，建议选择节煤和节水效果更好的方案二。在改造过程中，热风的温度越高换热损失较小，排烟温度降低，电厂的节煤和节水效果更好。