本发明涉及一种利用相变换热器回收锅炉烟气余热量的确定方法，包括步骤有：(1)相变换热器从锅炉烟气中吸收的余热量计算：(2)相变换热器加热部分凝结水后减少8号低压加热器和7号低压加热器抽汽流量计算：(3)7号低压加热器和8号低压加热器减少抽汽量用于发电后增加发电量计算：(4)利用相变换热器回收锅炉烟气余热节能量计算。本发明方法针对利用相变换热器回收锅炉烟气余热用于加热进入8号低压加热器之前的凝结水泵出口，将加热之后的凝结水在7号低压加热器出口并入凝结水主管道，这样就可以减少8号低压加热器和7号低压加热器抽汽流量，减少的部分抽汽流量用于发电，增大发电机功率，减少燃煤消耗量。
1.一种利用相变换热器回收锅炉烟气余热量的确定方法，其特征在于包括步骤如下：
My＝Qin·(Hout-Hin)＝Qin·[f(Pout，Tout)-f(Pin，Tin)]
式中：My为相变换热器从锅炉烟气中吸收的余热量，单位为kW；Qin为进入相变换热器的凝结水流量，单位为t/h；在系统中Qin＝Qout；Hout为相变换热器加热凝结水出口焓值，单位为kJ/kg，可以通过其压力Pout和温度Tout查表得到；Hin为相变换热器加热凝结水入口焓值，单位为kJ/kg，可以通过其压力Pin和温度Tin查表得到；公式中f(Px，Tx)是相变换热器加热凝结水出口或入口焓值与加热凝结水压力及温度之间的函数关系式，该函数关系通过查表即可确定，(2)相变换热器加热部分凝结水后减少8号低压加热器和7号低压加热器抽汽流量计算：
式中：Q7、Q8分别为减少的7号低压加热器和8号低压加热器抽汽流量，单位为t/h；H7为7号低压加热器抽汽焓值，单位为kJ/kg，可以通过其压力P7和温度T7查表得到；Hs7为7号低压加热器疏水焓值，单位为kJ/kg，可以通过其压力Ps7和温度Ts7查表得到；Hout7为7号低压加热器凝结水出口焓值，单位为kJ/kg，可以通过其压力Pout7和温度Tout7查表得到；Hout8为8号低压加热器凝结水出口焓值，单位为kJ/kg，可以通过其压力Pout8和温度Tout8查表得到，在本系统中8号低压加热器凝结水出口焓值即为7号低压加热器凝结水入口焓值；H8为8号低压加热器抽汽焓值，单位为kJ/kg，可以通过其压力P8和温度T8查表得到；Hs8为8号低压加热器疏水焓值，单位为kJ/kg，可以通过其压力Ps8和温度Ts8查表得到；Hin8为8号低压加热器凝结水入口焓值，单位为kJ/kg，可以通过其压力Pin8和温度Tin8查表得到；
(3)7号低压加热器和8号低压加热器减少抽汽量用于发电后增加发电量计算：
式中：N为7号低压加热器和8号低压加热器减少抽汽量用于发电后增加发电量，单位为kW；Hd8为机组8段抽汽的等效热降值，单位为kJ/kg；Hd7为机组7段抽汽的等效热降值，单位为kJ/kg；ηe为机械效率；ηm为发电机效率；
利用相变换热器回收锅炉烟气余热节能量以标准煤的形式表示：
式中：G为利用相变换热器回收锅炉烟气余热节省标煤量，单位为吨/年；h为机组年运行小时数，单位为小时；τ为机组平均供电煤耗，单位为g/(kW.h)，其中，公式中机组年运行小时数h为历史统计数据，机组平均供电煤耗τ为历史统计数据。
2.根据权利要求1所述的利用相变换热器回收锅炉烟气余热量的确定方法，其特征在于：所述步骤(1)中相变换热器从锅炉烟气中吸收的余热量计算公式中的数据量Qin、Pout、Tout、Pin及Tin均来自于统计时间段内机组DCS系统数据。
3.根据权利要求1所述的利用相变换热器回收锅炉烟气余热量的确定方法，其特征在于：所述步骤(2)公式中疏水压力Ps7和温度Ts7、凝结水压力Pout7和温度Tout7、抽汽压力P8和温度T8、出口凝结水压力Pout8和温度Tout8、入口凝结水压力Pin8和温度Tin8及疏水压力Ps8和温度Ts8各数据量均来自于统计时间段内机组DCS系统数据。
4.根据权利要求1所述的利用相变换热器回收锅炉烟气余热量的确定方法，其特征在于：所述步骤(3)公式中等效热降值Hd8、等效热降值Hd7、机械效率ηe、发电机效率ηm各数据量均来自于机组设计值。
利用相变换热器回收锅炉烟气余热量的确定方法
技术领域
[0001] 本发明属于火力发电节能技术领域，尤其是一种利用相变换热器回收锅炉烟气余热量的确定方法。
背景技术
[0002] 现锅炉排烟温度按照经典的控制酸露腐蚀条件的设计规范设计，计算排烟温度已经留有设备保护的余地。但随着运行时间的延长，排烟温度因设备局部积灰而升高，运行排烟温度为145℃时，高于酸露点温度的40-50度。随着企业间竞争的加剧和日趋严格的节能减排及环保要求，进一步降低排烟温度，节省燃料消耗，减少污染排放，已经有了成熟技术可以应用到低温余热回收方面来，即应用相变换热器技术进行烟气余热回收，达到节能减排的目的。但是对于利用相变换热器回收锅炉烟气余热的节能量数值尚无具体的确定方法，而节能量数值的确定对于指导运行人员调整相变换热器运行方式，最大限度地回收烟气余热量，有着重大的指导意义。
发明内容
[0003] 本发明的目的是针对现有技术的不足，而提出一种利用相变换热器回收锅炉烟气余热量的确定方法。
[0004] 本发明解决其技术问题是采取以下技术方案实现的：
[0005] 一种利用相变换热器回收锅炉烟气余热量的确定方法，包括步骤如下：
[0006] (1)相变换热器从锅炉烟气中吸收的余热量计算：
[0007] My＝Qin·(Hout-Hin)＝Qin·[f(Pout，Tout)-f(Pin，Tin)]
[0008] 式中：My为相变换热器从锅炉烟气中吸收的余热量，单位为kW；Qin为进入相变换热器的凝结水流量，单位为t/h；在系统中Qin＝Qout；Hout为相变换热器加热凝结水出口焓值，单位为kJ/kg，可以通过其压力Pout和温度Tout查表得到；Hin为相变换热器加热凝结水入口焓值，单位为kJ/kg，可以通过其压力Pin和温度Tin查表得到；
[0009] (2)相变换热器加热部分凝结水后减少8号低压加热器和7号低压加热器抽汽流量计算：
[0010]
[0011]
[0012] 式中：Q7、Q8分别为减少的7号低压加热器和8号低压加热器抽汽流量，单位为t/h；H7为7号低压加热器抽汽焓值，单位为kJ/kg，可以通过其压力P7和温度T7查表得到；Hs7为7号低压加热器疏水焓值，单位为kJ/kg，可以通过其压力Ps7和温度Ts7查表得到；Hout7为7号低压加热器凝结水出口焓值，单位为kJ/kg，可以通过其压力Pout7和温度Tout7查表得到；Hout8为8号低压加热器凝结水出口焓值，单位为kJ/kg，可以通过其压力Pout8和温度Tout8查表得到，在本系统中8号低压加热器凝结水出口焓值即为7号低压加热器凝结水入口焓值；H8为8号低压加热器抽汽焓值，单位为kJ/kg，可以通过其压力P8和温度T8查表得到；Hs8为8号低压加热器疏水焓值，单位为kJ/kg，可以通过其压力Ps8和温度Ts8查表得到；Hin8为8号低压加热器凝结水入口焓值，单位为kJ/kg，可以通过其压力Pin8和温度Tin8查表得到；
[0013] (3)7号低压加热器和8号低压加热器减少抽汽量用于发电后增加发电量计算：
[0014] N＝(Hd8·Q8+Hd7·Q7)×ηe×ηm
[0015] 式中：N为7号低压加热器和8号低压加热器减少抽汽量用于发电后增加发电量，单位为kW；Hd8为机组8段抽汽的等效热降值，单位为kJ/kg；Hd7为机组7段抽汽的等效热降值，单位为kJ/kg；ηe为机械效率；ηm为发电机效率；
[0016] (4)利用相变换热器回收锅炉烟气余热节能量计算：
[0017] 本发明中的利用相变换热器回收锅炉烟气余热节能量以标准煤的形式表示：
[0018] G＝N×h×τ
[0019] 式中：G为利用相变换热器回收锅炉烟气余热节省标煤量，单位为吨/年；h为机组年运行小时数，单位为小时；τ为机组平均供电煤耗，单位为g/(kW.h)。
[0020] 而且，所述步骤(1)中相变换热器从锅炉烟气中吸收的余热量计算公式中的数据量Qin、Pout、Tout、Pin及Tin均来自于统计时间段内机组DCS系统数据。
[0021] 而且，所述步骤(2)公式中疏水压力Ps7和温度Ts7、凝结水压力Pout7和温度Tout7、抽汽压力P8和温度T8、出口凝结水压力Pout8和温度Tout8、入口凝结水压力Pin8和温度Tin8及疏水压力Ps8和温度Ts8各数据量均来自于统计时间段内机组DCS系统数据。
[0022] 而且，所述步骤(3)公式中等效热降值Hd8、等效热降值Hd7、机械效率ηe、发电机效率ηm各数据量均来自于机组设计值。
[0023] 而且，所述步骤(4)公式中机组年运行小时数h为历史统计数据，机组平均供电煤耗τ为历史统计数据。
[0024] 本发明的优点和积极效果是：
[0025] 1、本发明方法针对利用相变换热器回收锅炉烟气余热用于加热进入8号低压加热器之前的凝结水泵出口，将加热之后的凝结水在7号低压加热器出口并入凝结水主管道，这样就可以减少8号低压加热器和7号低压加热器抽汽流量，减少的部分抽汽流量用于发电，增大发电机功率，减少燃煤消耗量。
[0026] 2、本发明通过对系统分析，成功实现对利用相变换热器回收锅炉烟气余热节能量的计算，思路严谨、计算科学。
附图说明
[0027] 图1是本发明中利用相变换热器回收锅炉烟气余热的系统构成示意图。
具体实施方式
[0028] 以下结合附图对本发明实施做进一步详述，以下实施例只是描述性的，不是限定性的，不能以此限定本发明的保护范围。
[0029] 一种利用相变换热器回收锅炉烟气余热量的确定方法，如图1所示，利用相变换热器回收锅炉烟气余热的系统包括锅炉烟气管道、安装在锅炉烟气管道上的相变换热器、凝结水泵及与凝结水泵连接的8号低压加热器和7号低压加热器，该方法步骤如下：
[0030] (1)相变换热器从锅炉烟气中吸收的余热量计算：
[0031] My＝Qin·(Hout-Hin)＝Qin·[f(Pout，Tout)-f(Pin，Tin)]
[0032] 式中：My为相变换热器从锅炉烟气中吸收的余热量，kW；Qin为进入相变换热器的凝结水流量，t/h，在系统中Qin＝Qout；Hout为相变换热器加热凝结水出口焓值，kJ/kg，可以通过其压力Pout和温度Tout查表得到(用函数f(Pout，Tout)表示)；Hin为相变换热器加热凝结水入口焓值，kJ/kg，可以通过其压力Pin和温度Tin查表得到(用函数f(Pin，Tin)表示)。
[0033] 计算公式中各数据量的来源分别为：
[0034] ①进入相变换热器的凝结水流量Qin来自于统计时间段内机组DCS系统数据；
[0035] ②相变换热器加热凝结水出口压力Pout来自于统计时间段内机组DCS系统数据；
[0036] ③相变换热器加热凝结水出口温度Tout来自于统计时间段内机组DCS系统数据；
[0037] ④相变换热器加热凝结水入口压力Pin来自于统计时间段内机组DCS系统数据；
[0038] ⑤相变换热器加热凝结水入口温度Tin来自于统计时间段内机组DCS系统数据；
[0039] 在一个具体实例中，进入相变换热器的凝结水流量Qin＝119.8t/h；相变换热器加热凝结水出口压力Pout＝1.2MPa，出口温度Tout＝108.2℃，计算出口焓值Hout＝454.5kJ/kg；相变换热器加热凝结水入口压力Pin＝1.25MPa，入口温度Tin＝34.5℃，计算入口焓值Hin＝
145.6kJ/kg。
[0040] 经计算，相变换热器从锅炉烟气中吸收的余热量为10279.5kW；
[0041] (2)相变换热器加热部分凝结水后减少8号低压加热器和7号低压加热器抽汽流量计算：
[0042] 采用热平衡原理，相同流量的凝结水依次流经8号低压加热器和7号低压加热器所需的8号低压加热器抽汽流量和7号低压加热器抽汽流量即为减少的8号低压加热器和7号低压加热器抽汽流量。
[0043]
[0044]
[0045] 式中：Q7、Q8分别为减少的7号低压加热器和8号低压加热器抽汽流量，t/h；H7为7号低压加热器抽汽焓值，kJ/kg，可以通过其压力P7和温度T7查表得到(用函数f(P7，T7)表示)；Hs7为7号低压加热器疏水焓值，kJ/kg，可以通过其压力Ps7和温度Ts7查表得到(用函数f(Ps7，Ts7)表示)；Hout7为7号低压加热器凝结水出口焓值，kJ/kg，可以通过其压力Pout7和温度Tout7查表得到(用函数f(Pout7，Tout7)表示)；Hout8为8号低压加热器凝结水出口焓值，kJ/kg，可以通过其压力Pout8和温度Tout8查表得到(用函数f(Pout8，Tout8)表示)，在本系统中8号低压加热器凝结水出口焓值即为7号低压加热器凝结水入口焓值；H8为8号低压加热器抽汽焓值，kJ/kg，可以通过其压力P8和温度T8查表得到(用函数f(P8，T8)表示)；Hs8为8号低压加热器疏水焓值，kJ/kg，可以通过其压力Ps8和温度Ts8查表得到(用函数f(Ps8，Ts8)表示)；Hin8为8号低压加热器凝结水入口焓值，kJ/kg，可以通过其压力Pin8和温度Tin8查表得到(用函数f(Pin8，Tin8)表示)。
[0046] 公式中各数据量的来源分别为：
[0047] ①7号低压加热器抽汽压力P7和温度T7来自于统计时间段内机组DCS系统数据；
[0048] ②7号低压加热器疏水压力Ps7和温度Ts7来自于统计时间段内机组DCS系统数据；
[0049] ③7号低压加热器出口凝结水压力Pout7和温度Tout7来自于统计时间段内机组DCS系统数据；
[0050] ④8号低压加热器抽汽压力P8和温度T8来自于统计时间段内机组DCS系统数据；
[0051] ⑤8号低压加热器出口凝结水压力Pout8和温度Tout8来自于统计时间段内机组DCS系统数据；
[0052] ⑥8号低压加热器入口凝结水压力Pin8和温度Tin8来自于统计时间段内机组DCS系统数据；
[0053] ⑦8号低压加热器疏水压力Ps8和温度Ts8来自于统计时间段内机组DCS系统数据。
[0054] 在这个具体实例中，7号低压加热器抽汽压力P7＝0.156MPa，抽汽温度T7＝146.2℃，计算7号低压加热器抽汽焓值H7＝2764.4kJ/kg；7号低压加热器疏水压力Ps7＝0.156MPa，疏水温度Ts7＝92.5℃，计算7号低压加热器疏水焓值Hs7＝387.3kJ/kg；7号低压加热器凝结水出口压力Pout7＝0.678MPa，出口温度Tout7＝108.2℃，计算7号低压加热器凝结水出口Hout7＝410.1kJ/kg；8号低压加热器凝结水出口压力Pout8＝0.685MPa，出口温度Tout8＝77.6℃，计算8号低压加热器凝结水出口焓值Hout8＝327.4kJ/kg；8号低压加热器抽汽压力P8＝0.051MPa，抽汽温度T8＝81.8℃，计算8号低压加热器抽汽焓值H8＝2646.9kJ/kg；8号低压加热器疏水压力Ps8＝0.051MPa，疏水温度Ts8＝40.3℃，计算8号低压加热器疏水焓值Hs8＝168.7kJ/kg；8号低压加热器凝结水入口压力Pin80.698MPa，入口温度Tin8＝34.7℃，计算8号低压加热器凝结水入口焓值Hin8＝148.1kJ/kg。
[0055] 经计算，相变换热器加热部分凝结水后减少8号低压加热器抽汽流量Q8＝0.115t/h，减少7号低压加热器抽汽流量Q7＝0.24t/h。
[0056] (3)7号低压加热器和8号低压加热器减少抽汽量用于发电后增加发电量计算：
[0057] N＝(Hd8·Q8+Hd7·Q7)×ηe×ηm
[0058] 式中：N为7号低压加热器和8号低压加热器减少抽汽量用于发电后增加发电量，kW；Hd8为机组8段抽汽的等效热降值，kJ/kg；Hd7为机组7段抽汽的等效热降值，kJ/kg；ηe为机械效率；ηm为发电机效率。
[0059] 公式中各数据量的来源分别为：
[0060] ①8段抽汽的等效热降值Hd8为机组设计值；
[0061] ②7段抽汽的等效热降值Hd7为机组设计值；
[0062] ③机械效率ηe为机组设计值；
[0063] ④发电机效率ηm为机组设计值。
[0064] 在这个具体实例中，机组8段抽汽的等效热降值Hd8＝306.7kJ/kg；机组7段抽汽的等效热降值Hd7＝408.4kJ/kg；机械效率ηe＝99％；发电机效率ηm＝98.9％。
[0065] 经计算，7号低压加热器和8号低压加热器减少抽汽量用于发电后增加发电量N＝36.3kW；
[0066] (4)利用相变换热器回收锅炉烟气余热节能量计算：
[0067] 本发明中的利用相变换热器回收锅炉烟气余热节能量以标准煤的形式表示，[0068] G＝N×h×τ
[0069] 式中：G为利用相变换热器回收锅炉烟气余热节省标煤量，吨/年；h为机组年运行小时数，小时；τ为机组平均供电煤耗，g/(kW.h)，
[0070] 公式中各数据量的来源分别为：
[0071] ①机组年运行小时数h为历史统计数据；
[0072] ②机组平均供电煤耗τ为历史统计数据；
[0073] 在这个具体实例中，机组年运行小时数h＝6000小时；机组平均供电煤耗τ＝340g/(kW.h)。
[0074] 经计算，利用相变换热器回收锅炉烟气余热节省标煤量G＝74.1吨/年。
