（重庆松藻电力有限公司 401443）
摘要：为了彻底解决机组排烟温度过高的问题，提高机组效率、推进节能减排，安稳电厂二期 2×660MW 机组#3炉在锅炉尾部受热面增设低温省煤器，增设低温省煤器后，机组污染物排放降低，环保效益显著。本文以设计数据和现场实际情况为基础，对低温省煤器的改造进行分析，并分别对工程概况、机组现状进行了介绍。
关键词：低温省煤器；排烟温度
机组概述：本厂采用东方锅炉（集团）股份有限公司生产的660MW 锅炉，型号为DG2141/25.31-Ⅱ12型,超临界参数。锅炉型式为单炉膛、型露天布置、平衡通风、一次中间再热、W型火焰燃烧、尾部双烟道、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、,燃用无烟煤、垂直管圈水冷壁变压直流炉。锅炉以最大连续出力工况（BMCR）为设计参数。6台双进双出磨煤机正压直吹式制粉系统，每台磨煤机带4只双旋风煤粉燃烧器，24只煤粉燃烧器顺列布置在下炉膛的前后墙炉拱上；前、后墙水冷壁上部还布置有26个燃尽风调风器
1. 低省联合暖风器系统
方案：此次低省联合暖风器系统由龙净环保公司负责改造及调试，低温省煤器的水来自凝结水，采用了两点取水、一点回水方式。正常运行时，将#7低加入口和#7低加出口引出的凝结水混合至70℃，经低省增压泵增压后进入低温省煤器加热，加热后的凝结水进入暖风器中加入一次风、二次风；多余的热量进入#6低加出口管道，实现热平衡。
1.1运行参数
机组负荷在660MW时，通过调整7#低加后凝结水至低省取水（高温取水）和7#低加前凝结水至低省取水（低温取水）、开大回水调门，可将低省出口烟气温度能控制在117℃左右；负荷在330MW时，通过全关回水调门、全开再循环调门、关小一二次风进水调门，可将低省出口烟气温度能控制在105℃左右。
1.2目前系统存在的问题
1.2.1 #3机组负荷660MW时，LSC及暖风器系统运行情况：
低省增压泵入口水温70℃（设计70℃）
低省模块出口水温92℃（设计119℃）
一、二次暖风器入口水温及回水母管水温92℃（设计119℃）
暖风器模块出口水温65.87℃（设计70℃）
系统流量约为1350t/h（设计1000t/h左右），增压泵频率45 HZ
（取水流量820t/h，暖风器回水管路流量未计入，粗略估计500t/h）
低省模块A入口烟温161℃（设计170℃），出口烟温114℃（设计105℃）
低省模块B入口烟温157℃（设计170℃），出口烟温115℃（设计105℃）
暖风器入口烟温约为20℃（设计20℃），出口烟温平均 62℃（设计70℃）
1.2.2存在的问题
（1）根据以上工况可以看出在机组满负荷情况下低省模块出口烟温无法达到在入口烟温170℃时降低至105℃的设计要求，低省模块出口水温也无法到达119℃的设计要求。
（2）另高温取水管（7、8号低压出口）未设计逆止门，在低温取水管（轴封加热器出口）开度30%以上时，会导致低温水流至高温取水管，此项缺陷导致：无法投运进水母管混水70度的自动控制逻辑;凝结水直接将7#、8#低加短接，即7#低加前的凝结水直接进入7#低加后，易造成除氧器水位高；低省增压泵入口水温控制难度增加，低省出口烟气温度无法降至115℃以内。
（3）该系统流量计设计位置仅显示为 高低温取水流量及循环旁路水的总和，暖风器回水流量未能计入该流量回路，建议在低省模块出口总管增加流量计、暖风器进水总管增加流量计、回水管调节门后增加流量计。
1.3低负荷时
低负荷时，为控制低省出口烟温，只能关小一二次风暖风器进水调门，使得一二次风暖风器出口风温低于45℃，空预器出口冷端综合温度无法保证在180℃以上，因此为保证空预器出口冷端综合温度，负荷降至360MW以下时，则将开启原蒸汽暖风器。
2. 3#机组660MW时检修前、后对比
2.1排烟温度：
3#炉检修及改造后电除尘出口烟温下降了34.51℃，主要原因是：增加了低温省煤器，降低了烟温。
2.2风机电流：
送风机电流下降了3A左右，引风机电流增加了80A（此次改造期间，风机电流测点从原来的B相改为A相（B相电流较A相，一二次风机电流应较原来高3A左右，引风机电流应较原来高8A左右））。实际送风机电流未增加，引风机电流增加了约72A。主要原因是：超低改造后锅炉侧增加了低省和一层催化剂，脱硫增加3台浆液循环泵，阻力增加导致引风机电流增加。
3. 3#机组330MW时检修前、后对比
3.1排烟温度：
3#炉检修及改造后电除尘出口烟温下降了23℃，主要原因是：增加了低温省煤器，降低了烟温。
3.2风机电流：
送风机电流下降了4A左右，引风机电流增加了29A（此次改造期间，风机电流测点从原来的B相改为A相（B相电流较A相，一二次风机电流应较原来高3A左右，引风机电流应较原来高8A左右））。实际送风机电流未增加，引风机电流增加了约21A）。主要原因是：超低改造后锅炉侧增加了低省和一层催化剂，脱硫增加3台浆液循环泵，阻力增加导致引风机电流增加。
4. 3#、4#机组660MW时对比
4.1排烟温度：
3#炉检修及改造后电除尘出口烟温较4#炉低12.23℃，主要原因是：增加了低温省煤器，降低了烟温。
4.2风机电流：
送风机电流较4#炉高2A左右，引风机电流较4#炉高93A，主要原因是：3#锅炉超低改造后锅炉侧增加了低省和一层催化剂，脱硫增加3台浆液循环泵，阻力增加导致引风机电流增加。
5. 3#、4#机组330MW时对比
5.1排烟温差：
4#炉排烟温差较3#炉低11.34℃，主要原因是：增加了低温省煤器，降低了烟温。
5.2风机电流：
低负荷运行期间，4#炉风机电流均高于3#炉，但3#炉引风机电流较4#炉高30A，主要原因是：3#锅炉超低改造后锅炉侧增加了低省和一层催化剂，脱硫增加3台浆液循环泵，阻力增加导致引风机电流增加。
同时：排烟温降低，粉尘比电阻减小，不易形成反电晕，提高除尘效率。可以将排烟温度降低至酸露点以下，使得烟气中的 SO3 凝结成 H2SO4雾滴，由于此时烟气中的粉尘浓度非常高，H2SO4 雾滴将会被灰粒子吸附，大大降低飞灰比电阻， 进而被电除尘捕获。由于 H2SO4 雾滴被灰粒子中的碱性物质中和，即使烟温降低至 酸露点以下，也不会对受热面和电除尘产生腐蚀，同时 SO3 的脱除率将达到 95%左 右，远远高于传统湿法脱硫的 30%-50%
参考文献：
[1]郭建斌. 低温省煤器在 660MW 超临界机组中的应用[J]. 内蒙古电力技 术,2016,(05):74-76+86.
[2]童家麟,翁景. 660MW机组锅炉增设低温省煤器的经济性分析[J]. 热能动力工 程,2016,(03):83-86+141.