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[摘 要]低温省煤器是进行余热利用的一种重要设备，低温省煤器系统的改造优化可提高锅炉运行效率与节省煤炭用量。本研究采用理论分析，对技术要点、关键问题和控制措施等改造方案进行了分析研究。实践表明低温省煤器的优化改造直接影响到锅炉工作效率和能源利用率，因此为了贯彻节能环保理念，加强对新型低温省煤器的研究和使用力度是十分必要的。
[关键词]火电厂；低温省煤器；优化措施；自动控制
中图分类号：R206 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）26-0224-01
1、引言
火力发电厂消耗我国煤炭总产量的50%，其排烟热损失是电站锅炉各项热损失中最大的一项，一般在5%～8%，占锅炉总热损失的80%或更高。影响排烟热损失的主要因素是锅炉排烟温度，研究结果表明，锅炉排烟温度每上升20℃，锅炉效率将下降l%，火电厂机组的年平均标煤耗将随之上升3 g/（kW·h）以上。与此同时，锅炉排烟温度偏高还将造成粉尘、SO：、NO，等污染物排放量的增加。而随着新的煤电节能减排升级与改造行动计划的推出，对火电厂锅炉尾部烟气余热进行回收的改造工作势在必行。鉴于此，本文主要分析改造系统的设计要点和具体方法。
2 低温省煤器系统介绍与改造目标
2.1 低温省煤器系统介绍
低温省煤器之所以能够在火力发电厂中得到廣泛的应用，其最重要的原因就在于低温省煤器具有较高的经济性和环保性。通过对低温省煤器的合理安装和利用，将会为火力发电厂带来巨大的经济效益。
低温省煤器系统的改造方案，通常是在锅炉除尘后部的烟道中加装低温省煤器，利用烟气加热汽机凝结水，提高机组综合效率，同时将排烟温度降低到102℃，实现烟气余热的深度回收，大幅度降低脱硫塔入口烟温，减少脱硫系统水耗，提高机组整体热经济性。
2.2 低温省煤器改造目标
主要包括以下几个方面：①降低排烟温度，提高热利用率；②提高除尘效率，降低SO2排放浓度；③减少脱硫耗水量；④解决低温腐蚀和积灰的问题。这些目标的确立主要是依据锅炉低温省煤器的系统结构而决定的。
依据目标要求，改造技术方案如下：首先，在众多低温省煤器布置方式中，选择在电除尘前布置低溫省煤器的形式；低温省煤器吸收排烟热量时，采用凝结水降低排烟温度；在降低排烟温度的同时，低温省煤器温度升高所增加的热量可以代替低压加热器的部分能量，应用于汽轮机低压加热器系统中。其次，为了降低能耗，在发电量一定时可利用回收的热量对凝结水进行加热。同时由于排烟温度的降低，脱硫工艺水的消耗量也相应减少，从而进一步提高了机组系统的节能性。
低温省煤器改造技术方案有效降低烟尘浓度的原理如下：在一定的设计条件下，低温省煤器出口烟温度控制在85～95℃范围，温度值可以通过特定组件进行有效调节，在降低烟气温度的同时，粉尘比电阻也随之减少，进而减小烟气的流动速度和电除尘器的烟尘浓度。
3、关键问题和控制措施
3.1 防止积灰采取的技术措施
关于防止受热面积灰，也是本设计重点考虑的因素。①设计合适的烟速，利用烟气的自吹灰能力清除管壁积灰。②螺旋翅片贴壁灰浓度小于平均灰浓度，这种结构特点可减轻换热管上的積灰。③本方案采用了防止低温腐蚀的技术措施，可以有效保证受热面金属壁温处于烟气露点之上，避免“结露”现象的发生，从而避免了湿管壁粘灰现象，可防止积灰。
3.2 出口烟气温度控制
在控制和调节低温省煤气出口烟气温度时，要通过调节其中的凝结水流量来完成。设计方案中，低温省煤器出口烟温度为85～95℃，采用凝结水流量调节时可以通过在凝结水管道上设置调节阀或设置升压泵两种方式。应用较为广泛的350 MW机组为了控制低温省煤器出口烟气温度，在主凝结水管道上串联了一个流量调节阀，采用自动控制的方式，通过调节凝结水流量，将低温省煤器出口烟气温度控制在95℃以上，可以加强对低温省煤器腐蚀速率的有效控。
3.3 烟气压差控制
与宽敞的工作环境相比，低温省煤器的工作环境局限于电除尘和空气预热器间，再加上焊接高效换热管导致低温省煤器工作环境的灰尘较多，环境较为恶劣。低温省煤器在灰尘的影响下会出现一系列问题，例如运行阻力的增加，烟气流速的增大以及漏泄发生概率的增加等，均会严重的影响到机组正常运行。鉴于此，加强对低温省煤器烟气压差的控制是十分必要的。
一般情况下，低温省煤器烟气压差控制在200～300 Pa。为了提高控制的有效性，需要安装烟气压差监测装备，保证监测连续性。低温省煤器烟气压差控制一旦出现问题，机组便可能面临停机检修的风险，因此在监视过程中要确定合理的吹坏周期，掌握气压差的变化规律，从而加强控制的针对性。
3.4 泄露监测设施设置
泄露报警装置一般是指压力变送器，设置部位包括低温省煤器的出口母管、水侧近母管、冷却水分组等重要部位。压力变送器的监测对象（即可能引发泄露的问题）包括烟气侧压差异常、压差变化较大以及压力波动混乱等。其次，为了更好地监测压差波动规律和湿度变化，还要在烟气出口烟道处加设湿度检测仪器。
4 节能改造应用
低温省煤器设备安装于空气预热器后，电除尘前的水平烟道上。系统水侧采用母管制，凝结水进入低温省煤器系统供水母管，经增压循环泵增压后送至低温省煤器。低温省煤器按照出口凝结水的去向不同分为非供暖期与供暖期两种工况，两种工况启动、运行操作各不相同。非供暖期工况时，利用汽轮机的凝结水作为该系统的冷却介质，以降烟气温度；供暖期工况时，低温省煤器系统与汽轮机及除氧器系统切断，成为独立的闭式水循环，系统内的水仍为凝结水，凝结水经低温省煤器加热后进入到二次冷却器，与热网回水进行热交换，冷却后的凝结水再进入到低温省煤器内进行加热，换热后的热网回水则汇入热网回水主管路中。该系统按供暖期工况运行，低温省煤器出口烟气温度平均降低45-65℃左右，该部分热量被热网水吸收。
具体为在非供暖期正常运行时为避免低温省煤器发生低温腐蚀，必须实时监控低温省煤器入口水温；低温省煤器入口水温控制范围：60℃～70℃；为保证低温省煤器后游设备的安全，应监控温省煤器出口烟温；低温省煤器出口烟温控制范围：100℃～140℃；文章设计工况为机组凝结水全流量运行，流量不需要调节，但通过调节低温省煤器入口水温，可以间接控制低温省煤器的出口烟温。低温省煤器的入口水温调节方法如下：
①低温省煤器的入口水温是通过调节阀完成的，当入口水温不足60℃时，减小调节阀的开度，降低凝结水低加出口的取水流量（或关闭调节阀），直到满足进水温度要求。
②当入口水温过高，导致低温省煤器出口烟温过高时（大于140℃），增加调节阀开度，直到出口烟温符合要求。
5 结论
余热锅炉是生产企业中重要的节能措施，可有效减少生产中能源耗费，提高能源利用率，为企业节约大量的生产成本。低温省煤器的优化改造直接影响到锅炉工作效率和能源利用率，因此为了贯彻节能环保理念，加强对新型低温省煤器的研究和使用力度是十分必要的。
参考文献
[1] 周晓文.低温省煤器电厂应用探讨[J].中国科技纵横，2015，（15）：185-186.
[2] 刘超，徐疆，刘联胜等.58MW供热锅炉低温省煤器运行优化及经济性分析[J].区域供热，2016，（6）：41-45.
[3] 杨文强，戚继厚，崔志建等.燃煤电厂脱硝和省煤器自动控制优化[J].山东电力技术，2015，42（9）：67-69.
[4] 王志军，熊源泉，苏银海等.分段式低温省煤器在锅炉排烟余热回收中的应用[J].发电设备，2016，30（5）：294-298.
[关键词]火电厂；低温省煤器；优化措施；自动控制
中图分类号：R206 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）26-0224-01
1、引言
火力发电厂消耗我国煤炭总产量的50%，其排烟热损失是电站锅炉各项热损失中最大的一项，一般在5%～8%，占锅炉总热损失的80%或更高。影响排烟热损失的主要因素是锅炉排烟温度，研究结果表明，锅炉排烟温度每上升20℃，锅炉效率将下降l%，火电厂机组的年平均标煤耗将随之上升3 g/（kW·h）以上。与此同时，锅炉排烟温度偏高还将造成粉尘、SO：、NO，等污染物排放量的增加。而随着新的煤电节能减排升级与改造行动计划的推出，对火电厂锅炉尾部烟气余热进行回收的改造工作势在必行。鉴于此，本文主要分析改造系统的设计要点和具体方法。
2 低温省煤器系统介绍与改造目标
2.1 低温省煤器系统介绍
低温省煤器之所以能够在火力发电厂中得到廣泛的应用，其最重要的原因就在于低温省煤器具有较高的经济性和环保性。通过对低温省煤器的合理安装和利用，将会为火力发电厂带来巨大的经济效益。
低温省煤器系统的改造方案，通常是在锅炉除尘后部的烟道中加装低温省煤器，利用烟气加热汽机凝结水，提高机组综合效率，同时将排烟温度降低到102℃，实现烟气余热的深度回收，大幅度降低脱硫塔入口烟温，减少脱硫系统水耗，提高机组整体热经济性。
2.2 低温省煤器改造目标
主要包括以下几个方面：①降低排烟温度，提高热利用率；②提高除尘效率，降低SO2排放浓度；③减少脱硫耗水量；④解决低温腐蚀和积灰的问题。这些目标的确立主要是依据锅炉低温省煤器的系统结构而决定的。
依据目标要求，改造技术方案如下：首先，在众多低温省煤器布置方式中，选择在电除尘前布置低溫省煤器的形式；低温省煤器吸收排烟热量时，采用凝结水降低排烟温度；在降低排烟温度的同时，低温省煤器温度升高所增加的热量可以代替低压加热器的部分能量，应用于汽轮机低压加热器系统中。其次，为了降低能耗，在发电量一定时可利用回收的热量对凝结水进行加热。同时由于排烟温度的降低，脱硫工艺水的消耗量也相应减少，从而进一步提高了机组系统的节能性。
低温省煤器改造技术方案有效降低烟尘浓度的原理如下：在一定的设计条件下，低温省煤器出口烟温度控制在85～95℃范围，温度值可以通过特定组件进行有效调节，在降低烟气温度的同时，粉尘比电阻也随之减少，进而减小烟气的流动速度和电除尘器的烟尘浓度。
3、关键问题和控制措施
3.1 防止积灰采取的技术措施
关于防止受热面积灰，也是本设计重点考虑的因素。①设计合适的烟速，利用烟气的自吹灰能力清除管壁积灰。②螺旋翅片贴壁灰浓度小于平均灰浓度，这种结构特点可减轻换热管上的積灰。③本方案采用了防止低温腐蚀的技术措施，可以有效保证受热面金属壁温处于烟气露点之上，避免“结露”现象的发生，从而避免了湿管壁粘灰现象，可防止积灰。
3.2 出口烟气温度控制
在控制和调节低温省煤气出口烟气温度时，要通过调节其中的凝结水流量来完成。设计方案中，低温省煤器出口烟温度为85～95℃，采用凝结水流量调节时可以通过在凝结水管道上设置调节阀或设置升压泵两种方式。应用较为广泛的350 MW机组为了控制低温省煤器出口烟气温度，在主凝结水管道上串联了一个流量调节阀，采用自动控制的方式，通过调节凝结水流量，将低温省煤器出口烟气温度控制在95℃以上，可以加强对低温省煤器腐蚀速率的有效控。
3.3 烟气压差控制
与宽敞的工作环境相比，低温省煤器的工作环境局限于电除尘和空气预热器间，再加上焊接高效换热管导致低温省煤器工作环境的灰尘较多，环境较为恶劣。低温省煤器在灰尘的影响下会出现一系列问题，例如运行阻力的增加，烟气流速的增大以及漏泄发生概率的增加等，均会严重的影响到机组正常运行。鉴于此，加强对低温省煤器烟气压差的控制是十分必要的。
一般情况下，低温省煤器烟气压差控制在200～300 Pa。为了提高控制的有效性，需要安装烟气压差监测装备，保证监测连续性。低温省煤器烟气压差控制一旦出现问题，机组便可能面临停机检修的风险，因此在监视过程中要确定合理的吹坏周期，掌握气压差的变化规律，从而加强控制的针对性。
3.4 泄露监测设施设置
泄露报警装置一般是指压力变送器，设置部位包括低温省煤器的出口母管、水侧近母管、冷却水分组等重要部位。压力变送器的监测对象（即可能引发泄露的问题）包括烟气侧压差异常、压差变化较大以及压力波动混乱等。其次，为了更好地监测压差波动规律和湿度变化，还要在烟气出口烟道处加设湿度检测仪器。
4 节能改造应用
低温省煤器设备安装于空气预热器后，电除尘前的水平烟道上。系统水侧采用母管制，凝结水进入低温省煤器系统供水母管，经增压循环泵增压后送至低温省煤器。低温省煤器按照出口凝结水的去向不同分为非供暖期与供暖期两种工况，两种工况启动、运行操作各不相同。非供暖期工况时，利用汽轮机的凝结水作为该系统的冷却介质，以降烟气温度；供暖期工况时，低温省煤器系统与汽轮机及除氧器系统切断，成为独立的闭式水循环，系统内的水仍为凝结水，凝结水经低温省煤器加热后进入到二次冷却器，与热网回水进行热交换，冷却后的凝结水再进入到低温省煤器内进行加热，换热后的热网回水则汇入热网回水主管路中。该系统按供暖期工况运行，低温省煤器出口烟气温度平均降低45-65℃左右，该部分热量被热网水吸收。
具体为在非供暖期正常运行时为避免低温省煤器发生低温腐蚀，必须实时监控低温省煤器入口水温；低温省煤器入口水温控制范围：60℃～70℃；为保证低温省煤器后游设备的安全，应监控温省煤器出口烟温；低温省煤器出口烟温控制范围：100℃～140℃；文章设计工况为机组凝结水全流量运行，流量不需要调节，但通过调节低温省煤器入口水温，可以间接控制低温省煤器的出口烟温。低温省煤器的入口水温调节方法如下：
①低温省煤器的入口水温是通过调节阀完成的，当入口水温不足60℃时，减小调节阀的开度，降低凝结水低加出口的取水流量（或关闭调节阀），直到满足进水温度要求。
②当入口水温过高，导致低温省煤器出口烟温过高时（大于140℃），增加调节阀开度，直到出口烟温符合要求。
5 结论
余热锅炉是生产企业中重要的节能措施，可有效减少生产中能源耗费，提高能源利用率，为企业节约大量的生产成本。低温省煤器的优化改造直接影响到锅炉工作效率和能源利用率，因此为了贯彻节能环保理念，加强对新型低温省煤器的研究和使用力度是十分必要的。
参考文献
[1] 周晓文.低温省煤器电厂应用探讨[J].中国科技纵横，2015，（15）：185-186.
[2] 刘超，徐疆，刘联胜等.58MW供热锅炉低温省煤器运行优化及经济性分析[J].区域供热，2016，（6）：41-45.
[3] 杨文强，戚继厚，崔志建等.燃煤电厂脱硝和省煤器自动控制优化[J].山东电力技术，2015，42（9）：67-69.
[4] 王志军，熊源泉，苏银海等.分段式低温省煤器在锅炉排烟余热回收中的应用[J].发电设备，2016，30（5）：294-298.