1低低温省煤器系统概述燃煤供热机组改造既可实现节能降耗、绿色排放，又可降本增益。如某电厂燃煤供热机组，配套亚临界燃煤锅炉。原配套设置为低低温省煤器系统位于电除尘后的烟道内，随着基建的同步安装，吹灰气源采用低辅蒸汽。但原配套设置方法存在低低温省煤器的蒸汽过热度较低，吹灰效果较差，煤器受热面因积灰、腐蚀、结垢[1]，实际降低的烟气温度为10~15 ℃等缺点，降低了煤器的利用率和安全性。因此，低低温省煤器[2]需要进行优化节能改造，为实现经济效益相对最大化提供参考。2低低温省煤器改造的节能计算2.1330.1 MW负荷（100%THA）的节能效果设备运行，2#机组100%THA工况数据如表1所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.06.013.T001表12#机组100%THA工况数据项目工况数据项目工况数据负荷/MW330.10A板式换热器凝结水进口温度/℃54.81凝结水流量/(t/h)860.50B板式换热器凝结水进口温度/℃54.45主蒸汽流量/(t/h)1 020.80A板式换热器凝结水出口温度/℃88.288#加热器进口温度/℃43.60B板式换热器凝结水出口温度/℃76.198#加热器出口温度/℃67.198#低加进口至板式换热器调门开度/%54.027#加热器进口温度/℃67.197#低加出口调门开度/%10.397#加热器出口温度/℃89.045#低加出口压力/MPa0.886#加热器进口温度/℃82.55凝结水泵出口压力/MPa1.76为计算方便将各加热器重新编号，由低压到高压为：NO.1加热器（8#低加）、NO.2加热器（7#低加）、NO.3加热器（6#低加）、NO.4加热器（5#低加）、NO.5加热器（除氧器）、NO.6加热器（3#高加）、NO.7加热器（2#低加）、NO.8加热器（1#高加），文中计算均按新编号进行。根据实际运行工况参数，文中仅计算发电煤耗。改造加装低低温省煤器[3]后，凝结水分流至板式换热器凝结水无流量表，需要计算凝结水分水至板式换热器分水流量，根据质量平衡与能量平衡列方程组为：Dfs1+Dfs2+Dns=DnDfs1hfs1+Dfs2hfs2=(Dfs1+Dfs2)hfs'(Dfs1+Dfs2)hfs+Dnshns=Dnh3r (1)式中：Dfs1——NO.1加热器（8#低加）入口至板式换热器分水流量，t/h；Dfs2——NO.2加热器（7#低加）入口至板式换热器分水流量，t/h；Dns——凝结水流量，t/h；hfs1——NO.1加热器入口至板式换热器分水焓，kJ/kg；hfs2——NO.2加热器入口至板式换热器分水焓，kJ/kg；hfs'——板式换热器凝结水侧进口母管凝结水焓，kJ/kg；hfs——板式换热器凝结水侧出口母管凝结水焓，kJ/kg；hns——NO.2加热器出口凝结水焓，kJ/kg；h3r——NO.3加热器（6#低加）进口凝结水焓，kJ/kg。应用迭代法解式(1)可得：Dns=39.3 t/h、Dfs1=437.3 t/h、Dfs2=383.9 t/h。分水系数β1为分水流量Dfs1与主蒸汽流量D0之比：β1=Dfs1D0 (2)分水系数β2为分水流量Dfs2与主蒸汽流量D0之比：β2=Dfs2D0 (3)解式(2)和式(3)可得：β1=0.428 41、β2=0.376 08。凝结水流量系数αn为分水流量Dn与主蒸汽流量D0之比：αn=DnD0 (4)NO.1加热器进口凝结水分水去板式换热器吸热，流量系数β1的凝结水未走NO.1、NO.2加热器，相当于两加热器加入热量β1(τ1+τ2)，相当于加热器排挤抽气机组多做功β1(τ1η10+τ2η20)；NO.2加热器进口凝结水分水去板式换热器吸热，流量系数β2的凝结水未走NO.2加热器，相当于加热器加入热量β2τ2，亦相当于加热器排挤抽气机组多做功β2τ2η20；β1和β2凝结水分水从板式换热器吸热回来与加热器出口αn-β1-β2的凝结水在NO.3加热器入口处汇合后进入，相当于加热器加入热量αn(h3r-hns)，加热器排挤抽气多做功αn(h3r-hns)η30。可得低低温省煤器投运后机组等效热降[4-5]增加为：ΔH=β1∑i=12τiηi0+β2τ2η20+αn(h3r-hns)η30 (5)δηi=ΔH-ΔQηiH+ΔH×100% (6)解式(5)和式(6)可得：ΔH=7.92 kJ/kg、δηi=0.642 5%。锅炉效率取ηb=92%，管道效率取98%，2#机组在330.1 MW工况下的发电标准煤耗率为：b0=123ηbηdηiηmηg (7)解得：b0=297.66 g/kWh。加装低低温省煤器[5]，2#机组330.1 MW工况下，每千瓦时节约标准煤为：Δb=b0×δηi (8)解得：Δb=1.9125 g/kWh。2.2滑压75%THA工况加装低低温省煤器节能效果滑压75%THA工况下节能效果的计算方法同2.1，2#机组75%THA工况等效热降数据如表2所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.06.013.T002表22#机组75%THA工况等效热降数据项目等效热降数据NO.1加热器抽气效率/%0.065 82NO.2加热器抽气效率/%0.123 60NO.3加热器抽气效率/%0.196 26NO.4加热器抽气效率/%0.247 90NO.5加热器抽气效率/%0.278 59NO.6加热器抽气效率/%0.335 34NO.7加热器抽气效率/%0.471 19NO.8加热器抽气效率/%0.499 53新蒸汽净等效焓降/(kJ/kg)1 262.10设备运行时，2#机组75%THA工况数据如表3所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.06.013.T003表32#机组75%THA工况数据项目工况数据负荷/MW243.40凝结水流量/(t/h)623.06主蒸汽流量/(t/h)698.338#加热器进口温度/℃43.808#加热器出口温度/℃60.777#加热器进口温度/℃60.777#加热器出口温度/℃82.636#加热器进口温度/℃85.39A板式换热器凝结水进口温度/℃60.93B板式换热器凝结水进口温度/℃60.48A板式换热器凝结水出口温度/℃91.71B板式换热器凝结水出口温度/℃79.398#低加进口至板式换热器调门开度/%3.907#低加出口调门开度/%12.015#低加出口压力/MPa0.50凝结水泵出口压力/MPa0.82根据质量平衡与能量平衡列方程组为：Dns+Dfs=DnDnshns+Dfshfs=Dnh3r (9)解得：Dns=34.02 t/h、Dfs=589.04 t/h。定义分水流量Dfs与主蒸汽流量D0之比为分水系数β：β=DfsD0 (10)解得：β=0.843 50。机组等效热降增加为：ΔH=β∑i=12τiηi0+αn(h3r-hns)η30 (11)NO.1加热器进口至板式换热器调门开度认为未开启，式(11)变为：ΔH=βτ2η20+αn(h-3rhns)η30 (12)解得：ΔH=9.67 kJ/kg。可以得到汽轮机装置效率的相对变化率为：δηi=ΔH-ΔQηiH+ΔH×100% (13)解得：δηi=0.760 4%。锅炉效率取ηb=92%，管道效率取98%，采用等效热降法，75%THA工况下的2#机组的发电标准煤耗率为：b0=123ηbηdηiηmηg (14)解得：b0=302.46 g/kWh。加装低低温省煤器，2#机组243.4 MW工况下，每千瓦时节约标准煤为：Δb=b0×δηi (15)解得：Δb=2.299 9 g/kWh。2.3滑压50%THA工况加装低低温省煤器节能效果滑压50%THA工况下节能效果的计算方法同2.1，2#机组50%THA工况等效热降数据如表4所示。设备运行时，2#机组50%THA工况数据如表5所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.06.013.T004表42#机组50%THA工况等效热降数据项目等效热降数据NO.1加热器抽气效率/%0.051 12NO.2加热器抽气效率/%0.107 82NO.3加热器抽气效率/%0.180 14NO.4加热器抽气效率/%0.230 98NO.5加热器抽气效率/%0.261 35NO.6加热器抽气效率/%0.316 47NO.7加热器抽气效率/%0.434 78NO.8加热器抽气效率/%0.464 58新蒸汽净等效焓降/(kJ/kg)1 264.9910.3969/j.issn.1004-7948.2022.06.013.T005表52#机组50%THA工况数据项目工况数据负荷/MW165.40凝结水流量/(t/h)450.00主蒸汽流量/(t/h)494.507#加热器进口温度/℃53.807#加热器出口温度/℃73.606#加热器进口温度/℃81.70A板式换热器凝结水进口温度/℃53.70B板式换热器凝结水进口温度/℃53.50A板式换热器凝结水出口温度/℃96.90B板式换热器凝结水出口温度/℃79.408#低加进口至板式换热器调门开度/%0.307#低加出口调门开度/%53.905#低加出口压力/MPa0.50凝结水泵出口压力/MPa0.82根据质量平衡与能量平衡列方程组为：Dns+Dfs=DnDnshns+Dfshfs=Dnh3r (16)解得：Dns=199.6 t/h、Dfs=250.4 t/h。定义分水流量Dfs与主蒸汽流量D0之比为分水系数β：β=DfsD0 (17)解得：β=0.506 37。机组等效热降增加为：ΔH=β∑i=12τiηi0+αn(h3r-hns)η30 (18)NO.1加热器进口至板式换热器调门开度0.3%，可认为未开启，式(18)变为：ΔH=βτ2η20+αn(h3r-hns)η30 (19)解得：ΔH=10.09 kJ/kg。可得汽轮机装置效率的相对变化率为：δηi=ΔH-ΔQηiH+ΔH×100% (20)解得：δηi=0.791 3%。锅炉效率取ηb=92%，管道效率取98%，采用等效热降法，50%THA工况下的2#机组的发电标准煤耗率为：b0=123ηbηdηiηmηg (21)解得：b0=314.02 g/kWh。加装低低温省煤器，2#机组165.4 MW工况下，每千瓦时节约标准煤为：Δb=b0×δηi (22)解得：Δb=2.484 7 g/kWh。3热平衡计算结论投运低低温省煤器后：100%THA工况下，可降低发电煤耗率1.912 5g/kWh；75%THA工况下，可降低发电煤耗率2.299 9g/kWh；50%THA工况下，可降低发电煤耗率2.484 7g/kWh。4改造前后系统对比低低温省煤器改造前后数据对比如表6所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.06.013.T006表6低低温省煤器改造前后数据对比技术指标改造前改造后本体换热面积/m26 00020 000设计位置电除尘后电除尘前出口烟温/℃14490循环水量/(t/h)400870主要作用回收烟气热量回收烟气热量、降低烟温、提高除尘效率、降低除尘出口的粉尘含量。5结语（1）按排烟温度降低66 ℃、节约1.8 g/kWh标准煤计算，若年发电量约为3×1010 kWh，每年可节约标准煤约5 400 t；标准煤采购单价以700 元/t计算，每年平均节约燃料成本约378万元。（2）年运维材料及人工费按设备费的0.5%计算，年平均增加检修维护费用约8万元。（3）资产折旧年限按15 a、残值率5%计算，采用直线折旧法，年平均折旧费用约65万元。（4）单台炉每年平均减少粉尘排放361.3 t，烟尘排污费以0.275 元/kg计算，年平均可以节省排污费约9.9万元。仅从经营成本分析，每年平均节约成本约为314.9万元，预计5.5 a可收回全部投资，同时可为电厂实现经济效益相对最大化。