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摘 要：在降本增效大环境下，电厂需要大量掺烧非设计煤种，东方电厂常年掺烧印尼煤，因该煤全水分较大，导致锅炉排烟温度偏离设计值较大，为了充分实现机组深度节能减排，综合考虑在电袋除尘前串联布置4组低温省煤器，这一方面将高温排烟损失有效收回，同时因为烟温降低，有效提高了电袋除尘的除尘效果，本文旨在对该技术路线进行详细介绍，并结合工程实际进行校核计算，同时评估其节能减排效果。
关键词：低温省煤器排烟温度配煤掺烧节能减排
1实施背景
东方电厂2号机组配套哈尔滨锅炉厂制造的型号为HG-1100/25.40/571/569的超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次再热、采用前后墙对冲燃烧方式、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。东方电厂地处远离煤炭能源基地的海南岛，在燃料供给上倘若长期采取计划内购，则会直接增加燃料成本，特别在前几年煤炭供给吃紧，价格攀升的现状下，电厂燃煤供给很难得到可靠保证，考虑到企业降本增效和提高燃料供给的抗风险能力，东方电厂燃料采购的多样性显得尤其重要，其不得不采取计划外購与计划内购相结合的燃料采购模式。海南岛面向南海，在国内煤和进口煤的采购上，该厂选择国内平朔煤和煤价相对便宜的印尼煤、菲律宾煤。表1平朔煤、印尼煤及菲律宾煤的工业分析。
进口煤水分大，导致烟气携带大量汽化潜热高的水汽，虽然对空预器的换热片进行了最大限度的技改，但是空预器的换热能力有限，排烟温度较掺烧前仍旧偏高，同时烟气量大也直接促使引风机电耗攀升。因此，有效解决这一难题成为该厂迫切需要解决的问题。
2技术路线介绍
通过论证采取在空预器至电袋除尘入口烟道安装低温省煤器，拟将烟气温度从约146℃降低到90℃后进入除尘器，低温省煤器与原有烟气余热器（换热器布置在引风机和脱硫塔之间）利用装置串联联接。低温省煤器系统示意图见图2。
低温省煤器的凝结水引自8号低加的入口和7号低加的出口混合至72℃作为取水点，最终回水至5号低加入口。凝结水系统设计压力按4.0MPa。低温省煤器的每段烟道的低温省煤器的管路上设置一台调节阀，凝结水流量可以由调节阀组进行灵活调节。原烟气余热利用装置、新增低温省煤器分别设置一路旁路系统，增加流量调节阀，可实现自动调节。系统满足低温省煤器在各工况的运行要求，包括每个低温省煤器出口烟温、凝结水进出口的水温和水量的控制要求。
3工艺描述
低温省煤器热力系统运行控制主要分为水温控制、烟温控制两个方面：
3.1 水温控制
低温省煤器系统入口水温控制由8低加入口引水调节阀开度实现。通过调节8低加入口引水调节阀的开度，改变从8低加入口引水流量，从而使冷却器系统入口混水温度达到设定值72℃，保证系统的经济性。8低加入口调阀设置自动及手动调节转换按钮，当处于自动位置时，8低加入口调阀通过PID控制调节开度，当混水温度大于72℃时增大调节阀开度，加大8低加入口引水流量，从而降低混水温度并使之趋向于72℃，反之则减小调节阀开度，减小8低加入口引水流量，从而升高混水温度并使之趋向于72℃。
3.2烟温控制
低温省煤器分流旁路调节阀（与汽机低加主管道并联的调节阀）用来调节冷却器系统入水口的流量。此阀门的控制依据低温省煤器出口烟温信号，保证低温省煤器出口烟温在90℃左右。
该调节阀设置手动/自动切换按钮，当调节阀处于手动位置时，阀门开度通过手动调节滑块或者按钮等来调节;当处于自动位置时，阀门开度与烟气出口温度信号进行PID控制器调节，使烟气出口温度始终不低于90℃。具体调节过程为：当出口烟气温度高于90℃时，减小分流旁路调节阀开度，增大低温省煤器入口水量，从而使冷却器系统热交换增加，从而达到降低烟温的目的，反之则增大分流旁路调节阀开度，减小低温省煤器入口水量，从而使冷却器系统热交换减少，从而达到升高烟温的目的。
当旁路分流调节阀开度为100%，并且冷却器系统烟温持续低于90℃时，系统会自动提升低温省煤器入口混水温度值，以增加系统的安全性。
4低温省煤器系统自动控制逻辑
4.1热水循环泵：
系统循环泵设置手动/自动调节按钮，当处于手动位置时，循环泵的频率通过DCS画面手动来调节;当处于自动位置时，循环泵的频率与低温省煤器入口温度信号进行PID控制器调节，通过调节进入低温省煤器系统的再循环水量，使低温省煤器混水温度达到72℃（温度采用三取均，其中有一个坏点时，温度采取二取均，两个及以上坏点，系统不能投自动）。热水循环泵控制逻辑图见图3。
4.2 #8低加入口电动调节阀
系统#8低加电动调节门设置手动/自动调节按钮，当处于手动位置时，电动调节门通过DCS画面手动来调节;当处于自动位置时，#8低加入口电动调节门的开度与低温省煤器入口温度信号进行PID控制器调节，通过调节#8低加入口水量，使低温省煤器混水温度达到72℃（温度采用三取均，其中有一个坏点时，温度采取二取均，两个及以上坏点，系统不能投自动）。低省入口上水温度制逻辑见图4。
系统#6与#7低加电动调节门设置手动/自动调节按钮，当处于手动位置时，电动调节门通过DCS画面手动来调节;当处于自动位置时，#6与#7低加电动调节门的开度与低温省煤器出口烟气温度信号进行PID控制器调节，通过调节进入低温省煤器系统的水量，使低温省煤器出口烟温达到90℃（温度采用每个烟道出口烟温三取均，有一个坏点采用二取均。然后六个烟道温度最小值作为调节参考值。任意一个烟道出现出口烟温两个坏点或两个以上坏点，系统不能投入自动）。低省出口烟气温度制逻辑图见图5。
5节能减排分析
5.1脱硫塔减少水耗计算
机组排烟温度降低，会减少脱硫塔喷雾降温水耗，脱硫塔节水效益统计见表3。 5.2节煤效益计算
5.2.1额定工况节煤量计算
汽机侧凝结水取水方案：额定工况运行时，低温省煤器系统水侧同时从8号低加出口和7号低加出口取部分凝结水，经低温省煤器加热后回6号低加出口。
额定工况从8号低加入口取水191t/h，温度39.1℃，从7号低加出口取水465t/h，温度85.5℃，混合至72℃，总共656t/h，经低温省煤器加热至106℃后汇入6号低加出口。
根据凝结水取水方案可知，因低温省煤器回水温度高于6号低加入口水温会排挤6号低加部分抽汽。从8号低加出口取部分凝结水，会排挤7号低加部分抽汽，该系统为逐级自流。
因此，烟气余热利用方案的节约发电煤耗计算如下：
5.2.2引风机增加能耗
低温省煤器布置在除尘器前，THA负荷引风机处烟气温度由原来的146℃降到90℃，烟气体积流量减少13.37%。因此，烟气体积流量减少而腾出引风机出力4500*0.1337=601Pa（其中，4500Pa为引风机THA工况出力）。设计THA工况运行时，低温省煤器阻力为400Pa，因此加装低温省煤器后增加引风机负担为400-600=-200Pa，即加装低温省煤器后，可以腾出引风机出力200Pa。
低温省煤器布置在电袋除尘前，由于烟气温度降低而引起体积流量减小，经计算引风机出力不会增加，因此改造后引风机能耗不会增加。
机组在THA下，加装烟气冷却器余热回收系统后，一台机组的节煤效益如下表3。
6结论
本工程实施后，通过运行检验该系统能够实现保持低省出口烟温110℃运行（考虑存在除尘布袋损伤风险，未按照设计温度运行）;通过试验验证发现投用低省后发电煤耗降低1.02g/kwh （标煤），基本接近预期效果，综合评估该工程节能减排成效显著。
第一作者简介：蒋清福（1981-），男，贵州大方，本科，助理工程师，从事火电厂集控运行管理、分析和方式優化工作。海南省东方市工业大道华能东方电厂，572600，[email protected]，15008080883。
第二作者简介：刘斌（1986-），男，江苏泰州，本科，工程师，从事火电厂集控运行管理、分析和方式优化工作。海南省东方市工业大道华能东方电厂，572600，[email protected]，15091933969。
关键词：低温省煤器排烟温度配煤掺烧节能减排
1实施背景
东方电厂2号机组配套哈尔滨锅炉厂制造的型号为HG-1100/25.40/571/569的超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次再热、采用前后墙对冲燃烧方式、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。东方电厂地处远离煤炭能源基地的海南岛，在燃料供给上倘若长期采取计划内购，则会直接增加燃料成本，特别在前几年煤炭供给吃紧，价格攀升的现状下，电厂燃煤供给很难得到可靠保证，考虑到企业降本增效和提高燃料供给的抗风险能力，东方电厂燃料采购的多样性显得尤其重要，其不得不采取计划外購与计划内购相结合的燃料采购模式。海南岛面向南海，在国内煤和进口煤的采购上，该厂选择国内平朔煤和煤价相对便宜的印尼煤、菲律宾煤。表1平朔煤、印尼煤及菲律宾煤的工业分析。
进口煤水分大，导致烟气携带大量汽化潜热高的水汽，虽然对空预器的换热片进行了最大限度的技改，但是空预器的换热能力有限，排烟温度较掺烧前仍旧偏高，同时烟气量大也直接促使引风机电耗攀升。因此，有效解决这一难题成为该厂迫切需要解决的问题。
2技术路线介绍
通过论证采取在空预器至电袋除尘入口烟道安装低温省煤器，拟将烟气温度从约146℃降低到90℃后进入除尘器，低温省煤器与原有烟气余热器（换热器布置在引风机和脱硫塔之间）利用装置串联联接。低温省煤器系统示意图见图2。
低温省煤器的凝结水引自8号低加的入口和7号低加的出口混合至72℃作为取水点，最终回水至5号低加入口。凝结水系统设计压力按4.0MPa。低温省煤器的每段烟道的低温省煤器的管路上设置一台调节阀，凝结水流量可以由调节阀组进行灵活调节。原烟气余热利用装置、新增低温省煤器分别设置一路旁路系统，增加流量调节阀，可实现自动调节。系统满足低温省煤器在各工况的运行要求，包括每个低温省煤器出口烟温、凝结水进出口的水温和水量的控制要求。
3工艺描述
低温省煤器热力系统运行控制主要分为水温控制、烟温控制两个方面：
3.1 水温控制
低温省煤器系统入口水温控制由8低加入口引水调节阀开度实现。通过调节8低加入口引水调节阀的开度，改变从8低加入口引水流量，从而使冷却器系统入口混水温度达到设定值72℃，保证系统的经济性。8低加入口调阀设置自动及手动调节转换按钮，当处于自动位置时，8低加入口调阀通过PID控制调节开度，当混水温度大于72℃时增大调节阀开度，加大8低加入口引水流量，从而降低混水温度并使之趋向于72℃，反之则减小调节阀开度，减小8低加入口引水流量，从而升高混水温度并使之趋向于72℃。
3.2烟温控制
低温省煤器分流旁路调节阀（与汽机低加主管道并联的调节阀）用来调节冷却器系统入水口的流量。此阀门的控制依据低温省煤器出口烟温信号，保证低温省煤器出口烟温在90℃左右。
该调节阀设置手动/自动切换按钮，当调节阀处于手动位置时，阀门开度通过手动调节滑块或者按钮等来调节;当处于自动位置时，阀门开度与烟气出口温度信号进行PID控制器调节，使烟气出口温度始终不低于90℃。具体调节过程为：当出口烟气温度高于90℃时，减小分流旁路调节阀开度，增大低温省煤器入口水量，从而使冷却器系统热交换增加，从而达到降低烟温的目的，反之则增大分流旁路调节阀开度，减小低温省煤器入口水量，从而使冷却器系统热交换减少，从而达到升高烟温的目的。
当旁路分流调节阀开度为100%，并且冷却器系统烟温持续低于90℃时，系统会自动提升低温省煤器入口混水温度值，以增加系统的安全性。
4低温省煤器系统自动控制逻辑
4.1热水循环泵：
系统循环泵设置手动/自动调节按钮，当处于手动位置时，循环泵的频率通过DCS画面手动来调节;当处于自动位置时，循环泵的频率与低温省煤器入口温度信号进行PID控制器调节，通过调节进入低温省煤器系统的再循环水量，使低温省煤器混水温度达到72℃（温度采用三取均，其中有一个坏点时，温度采取二取均，两个及以上坏点，系统不能投自动）。热水循环泵控制逻辑图见图3。
4.2 #8低加入口电动调节阀
系统#8低加电动调节门设置手动/自动调节按钮，当处于手动位置时，电动调节门通过DCS画面手动来调节;当处于自动位置时，#8低加入口电动调节门的开度与低温省煤器入口温度信号进行PID控制器调节，通过调节#8低加入口水量，使低温省煤器混水温度达到72℃（温度采用三取均，其中有一个坏点时，温度采取二取均，两个及以上坏点，系统不能投自动）。低省入口上水温度制逻辑见图4。
系统#6与#7低加电动调节门设置手动/自动调节按钮，当处于手动位置时，电动调节门通过DCS画面手动来调节;当处于自动位置时，#6与#7低加电动调节门的开度与低温省煤器出口烟气温度信号进行PID控制器调节，通过调节进入低温省煤器系统的水量，使低温省煤器出口烟温达到90℃（温度采用每个烟道出口烟温三取均，有一个坏点采用二取均。然后六个烟道温度最小值作为调节参考值。任意一个烟道出现出口烟温两个坏点或两个以上坏点，系统不能投入自动）。低省出口烟气温度制逻辑图见图5。
5节能减排分析
5.1脱硫塔减少水耗计算
机组排烟温度降低，会减少脱硫塔喷雾降温水耗，脱硫塔节水效益统计见表3。 5.2节煤效益计算
5.2.1额定工况节煤量计算
汽机侧凝结水取水方案：额定工况运行时，低温省煤器系统水侧同时从8号低加出口和7号低加出口取部分凝结水，经低温省煤器加热后回6号低加出口。
额定工况从8号低加入口取水191t/h，温度39.1℃，从7号低加出口取水465t/h，温度85.5℃，混合至72℃，总共656t/h，经低温省煤器加热至106℃后汇入6号低加出口。
根据凝结水取水方案可知，因低温省煤器回水温度高于6号低加入口水温会排挤6号低加部分抽汽。从8号低加出口取部分凝结水，会排挤7号低加部分抽汽，该系统为逐级自流。
因此，烟气余热利用方案的节约发电煤耗计算如下：
5.2.2引风机增加能耗
低温省煤器布置在除尘器前，THA负荷引风机处烟气温度由原来的146℃降到90℃，烟气体积流量减少13.37%。因此，烟气体积流量减少而腾出引风机出力4500*0.1337=601Pa（其中，4500Pa为引风机THA工况出力）。设计THA工况运行时，低温省煤器阻力为400Pa，因此加装低温省煤器后增加引风机负担为400-600=-200Pa，即加装低温省煤器后，可以腾出引风机出力200Pa。
低温省煤器布置在电袋除尘前，由于烟气温度降低而引起体积流量减小，经计算引风机出力不会增加，因此改造后引风机能耗不会增加。
机组在THA下，加装烟气冷却器余热回收系统后，一台机组的节煤效益如下表3。
6结论
本工程实施后，通过运行检验该系统能够实现保持低省出口烟温110℃运行（考虑存在除尘布袋损伤风险，未按照设计温度运行）;通过试验验证发现投用低省后发电煤耗降低1.02g/kwh （标煤），基本接近预期效果，综合评估该工程节能减排成效显著。
第一作者简介：蒋清福（1981-），男，贵州大方，本科，助理工程师，从事火电厂集控运行管理、分析和方式優化工作。海南省东方市工业大道华能东方电厂，572600，[email protected]，15008080883。
第二作者简介：刘斌（1986-），男，江苏泰州，本科，工程师，从事火电厂集控运行管理、分析和方式优化工作。海南省东方市工业大道华能东方电厂，572600，[email protected]，15091933969。