近年来，国家对能源化工企业的节能环保要求日趋严格，各企业不断通过技术更新、设备改造等手段，提高生产效率、降低能源消耗，保证各项节能环保参数达到要求。对于火力发电厂而言，锅炉的热量损失以排烟热量损失为主（一般占锅炉热量损失的60%~70%^[1]），开展锅炉排烟热量损失综合利用工作，具有非常重要的意义。北方联合电力有限责任公司内蒙古上都发电有限责任公司（以下简称上都电厂）通过在锅炉排烟系统中进行低低温省煤器应用改造，不但降低了电除尘器耗电率，而且提高了凝结水温度，减少了热量损失，节约了发电成本。

低低温省煤器安装在空预器出口至电除尘入口的烟道内，利用烟气余热提高凝结水温度，降低烟气温度。最佳运行状态下，不但能够提高凝结水温度，减少热量损失，节约发电燃料，还有可能使高频整流最佳除尘烟气温度保持在80~90 ℃，提高除尘效率，降低电除尘器耗电率^[2]。

此次改造工程的核心技术问题是换热器及水循环系统的设计。虽然整个系统的结构、原理并不复杂，但如何能够在高速且含有大量灰分的高温烟气中，使换热器持续保持良好的工作状态和换热性能，又能有效控制改造成本，是改造项目成功与否的关键。

结合现场实际情况，设计时在水循环系统中增设了增压水泵，用以克服系统阻力，并可通过调节供水流量控制低低温省煤器的出口烟温。

设备生产厂家最初的设计方案中仅考虑了凝结水系统分接后，系统需要克服沿程阻力，认为采用以380 V供电方式驱动的电动机就可以满足要求。但经设计联络会讨论后，决定采用上都电厂建议的设置2台增压泵（调节阀加装旁路）的供水方式，以保证将来能够向上都镇供热。系统回水至机组6号低压加热器（13.7 m）后，同时预留供热连接口。

由于电动机容量的增大，原设计增压水泵电动机380 V供电方式需改为3 kV供电方式，配套的配电、保护装置也同步进行升级^[3]。另外，为了保证换热效果，在原方案的基础上又增设了蒸汽吹灰器^[4]。

本次改造方案由西安热工研究院有限公司负责设计，具体实施措施如下：

（1） 烟气余热利用系统中，在引风机后、脱硫塔前共加装4台低低温省煤器。改造后系统结构示意如图 1所示。

图1(Figure 1)

图1 低低温省煤器水循环系统示意图

（2） 从6号、7号低压加热器入口引出部分凝结水（混水温度80 ℃），进入低低温省煤器加热后，再从6号低压加热器出口引回至回热系统。

改造后，烟气余热利用系统的设计参数^[5]如下：

（1） THA工况下，烟气温度从150℃下降至107℃；

（2） 凝结水温度由80 ℃升高至120.6 ℃，每小时可回收余热热量33.87 MW；

（3） 600 MW、450 MW和300 MW负荷时，低低温省煤器系统的投入分别可以降低发电煤耗率1.8 g/kWh、1.71 g/kWh和1.35 g/kWh。

（4） 按机组年运行小时数5500 h、负荷率75%计算，进行低低温省煤器改造后，单台机组年可节约标煤4302 t，电厂折算标煤价格706.2元/t，单台机组年节煤、节水总收益达321.8万元，单台低低温省煤器的初投资约为1272.6万元，动态投资回收期约为4.1 a。

低低温省煤器投运前，需对所有管道系统进行水冲洗^[6]。为避免管道内给水在低压下发生汽化，产生严重的水击现象，采用低温冲洗用水及系统在排净空气后迅速升压的办法排净管道内的空气。

水压试验压力为7号低压加热器正常工作压力或回水管道设计压力（正常工作压力）的1.25倍（考虑现场实际情况后，最终确定的试验压力为5.0MPa）。在该试验压力下，保持压力稳压10 min后，再将试验压力降至设计压力，稳压30 min；对试验系统进行全面检查，压力表无降压现象，整个管路系统（除泵或阀门填料局部地方）无渗漏才算试验合格^[7]。水压试验过程中发现增压泵存在以下问题。

制造厂家设计时认为系统注水时需启动增压泵，否则无法实现系统注水，而实际注水时不启动增加压泵也能完成注水。经分析认为制造厂家计算时注水工况选取有误，选取了运行工况进行计算，因注水时并不存在沿程阻力，所以不启动增压泵是可以完成注水的，且注水时还需要控制阀门开度，不然会对凝结水系统造成冲击。注水完成后，在无增压泵运行条件下，调试过程中测试系统最大凝结水流量在370~400 t/h。

由于需要考虑供热需求，选型时进一步增加了增压泵的容量，工频启泵过程中，增压泵的振动很大，在排除了安装问题后，对系统进行了节流后振动消除。经与制造厂家核实，认为泵压力、流量与系统参数不匹配，选型过大造成工频全流量失配引发振动。为了避免增压泵发生振动，只能变频运行（最低在5 Hz工况下运行），不能满足全工况运行要求。此问题给机组实际运行带来很大不便，并且原设计的控制逻辑也不能成立，需要彻底修改。后经认真研究分析系统，结合现场试验，发现不启动增压泵系统仍可正常运行，而且更节能。

投运前需检查确认以下事项：

（1） 烟道已清理干净，所有孔门、检修门均已关闭，低低温省煤器水系统经过严密性试验无漏点^{[6, 7]}；

（2） 汽水管道各支架完整，受力均匀，且处于正常状态，所有控制系统、热工仪表均处于正常状态；

（3） 声波吹灰系统、蒸汽吹灰系统均处于正常状态。

低低温省煤器系统投运条件均满足时，投入低低温省煤器系统进行试运行。在机组不同负荷条件下，手动调节各调节阀开度，使换热器入口水温、出口烟温达到设计要求（入口温度不宜高于70 ℃，出口烟温在102 ℃左右）；并记录各负荷条件下，水温、烟温符合要求时各调节阀开度。

混水温度调节逻辑如图 2所示，通过以下步骤对逻辑进行检验。

图2(Figure 2)

图2 低低温省煤器混水温度调节逻辑

（1） 7号低压加热器进口取水管路手动阀全开、调节阀旁路电动阀关闭，7号低压加热器出口取水电动阀全开；

（2） 调节电动阀初始开度为50%，当低低温省煤器入口水温高于75 ℃±5 ℃时，增加调节电动阀开度5%，并等待60 s；

（3） 如果水温持续偏高，再调节电动阀开度直至换热模块入口水温保持在75 ℃±5 ℃范围内；

（4） 调节电动阀初始开度为50%，当低低温省煤器入口水温低于75 ℃±5 ℃时，减小调节电动阀开度5%，并等待60 s；

（5） 如果水温持续偏低，继续调整调节电动阀开度，直至换热模块入口水温在75 ℃±5 ℃范围内。因水温具有一定迟滞性，观察等待时间（60 s）可根据现场管线的长度及介质的流速情况进行适当调整。同理把控制对象改为烟温，通过同样步骤对逻辑进行检验。

由于增压泵的容量偏大，本项测试需要在机组高负荷时进行。低低温省煤器出口烟温由系统配备的增压泵控制，2台增压泵中有1台变频运行。烟气温度调节逻辑如图 3所示，通过以下步骤对逻辑进行检验。

图3(Figure 3)

图3 低低温省煤器烟气温度调节逻辑

（1） 当低低温省煤器出口烟温高于107 ℃±5 ℃时，提升变频增压泵的转速，待120 s后观察低低温省煤器出口烟温；

（2） 如果出口烟温持续偏高，则需要继续提升增压泵转速，直至低低温省煤器出口烟温在107 ℃±5 ℃；

（3） 当低低温省煤器出口烟温低于107 ℃±5 ℃时，降低增压泵转速，待120 s后观察低低温省煤器出口烟温；

（4） 如果出口烟温持续偏低，则继续降低增压泵的转速，直至低低温省煤器出口烟温在107 ℃±5 ℃范围内。需要注意由于烟温反应速度具有一定迟滞性，观察等待时间（120 s）可根据现场运行情况做适当调整。

低低温省煤器控制逻辑包含了水温自动控制、烟温自动控制和节能自动控制3个部分，烟温保护作为最终的保障措施，为低低温省煤器的安全运行提供保障。一般情况下，低低温省煤器系统处于不投增压泵的运行工况（将来供热时再投）^[5]。对低低温省煤器系统控制逻辑进行了优化改进，主要包括增压泵运行方式，增压泵烟温自动控制（变频启动增压泵后，烟温控制将切入节能自动控制方式），节能自动调节方式，烟温保护功能等。

3号机组低低温省煤器投运过程中，出现了机组凝结水系统扰动较大的现象，主要表现有：

（1） 投入不当易造成6号低压加热器退出；

（2） 凝结水泵出口压力大幅波动；

（3） 除氧器水位波动等。

（1） 在投运或退出3号机组低低温省煤器时，通过盘前操作界面间接控制开启1—4号模块对空排汽。将3号机组凝结水至低低温省煤器的温度调节阀开启5%，见对空排汽满水时关闭；

（2） 开启3号炉低低温省煤器至凝结水回水总阀，投入低低温省煤器系统；

（3） 如果20 min后系统仍未见水，可适当增加3号机组凝结水至低低温省煤器温度调节阀开度1%~2%，但总开度不宜大于8%；除3号炉凝结水增压泵旁路阀需开启外，其他电动阀在注满水前均需关闭。

（4） 使用其他方式注水时，只能采用就地操作相关阀门的方式，具体方法可参照相关规程中远方操作步骤^[7]。

低低温省煤器系统改造后，75%THA工况下、出口烟温按109 ℃控制时的计算结果表明，3号机组热耗率可由8141 kJ/kWh下降至8097 kJ/kWh，扣除系统自身消耗后，机组发电煤耗率可降低1.5 g/kWh；改造后，烟气实际控制温度进一步下调为95 ℃，系统实际节能效果将优于上述计算值（实现供热后，节能效果会更佳），改造节能效果显著。

改造完成后，3号机组重新点火启动，电除尘器及低低温省煤器运行稳定，各项参数均符合设计指标要求，烟气浓度低于国家标准对重点地区的排放要求^[8]。通过低低温省煤器改造，提高了电除尘器效率，降低了机组发电煤耗率，节约了发电成本，为电厂节能减排工作做出了重要贡献。