一种电站锅炉炉内低温低压蒸汽生产装置及工艺方法与流程

本发明属于电站锅炉机组实际工程应用技术领域，特别涉及一种电站锅炉炉内低温低压蒸汽生产装置及工艺方法。

背景技术：

电厂为获得一定量低温低压蒸汽(1.3mpa的饱和蒸汽)，为了不影响现役330mw亚临界锅炉机组的正常运行，只能另新建符合实际工程需求的小型低压蒸汽锅炉，这样无疑会增加蒸汽生产成本和电厂日常维护成本。如果利用主蒸汽直接减压减温，会造成能量数量和品质的下降，不节能也不经济；且会影响现有机组的主蒸汽流量，严重影响现有的锅炉汽水系统运行。

在与330mw亚临界机组相匹配的亚临界压力直流锅炉炉膛内部，低nox燃烧器sofa风与炉膛上部的屏式过热器之间有约15m左右的空间，炉膛四周只布置了垂直管屏组成的膜式水冷壁，炉膛内部还存在着一定的辐射受热空间可以利用。

综上，针对电厂实际需求和亚临界锅炉炉膛内部结构特点，本着经济、安全、节能的角度，亟需一种新的大型电站锅炉炉内低温低压蒸汽生产工艺设计及系统。

技术实现要素：

本发明的目的在于提供一种电站锅炉炉内低温低压蒸汽生产装置及工艺方法，以解决上述存在的一个或多个技术问题。本发明的方法及系统，能够实现在不影响主蒸汽量和机组汽水循环系统的条件下，生产所需要的低温低压蒸汽。

为达到上述目的，本发明采用以下技术方案：

本发明的一种电站锅炉炉内低温低压蒸汽生产装置，包括：壁式蒸汽发生器、蒸汽联箱和外供蒸汽混合站；

所述壁式蒸汽发生器设置在锅炉炉膛内低nox燃烧器sofa风与屏式过热器之间；

所述壁式蒸汽发生器设置有引入管，用于通入补给水；

所述壁式蒸汽发生器通过引出管与所述蒸汽联箱相连通；

所述蒸汽联箱通过蒸汽管路与所述外供蒸汽混合站相连通，所述外供蒸汽混合站用于减温减压饱和蒸汽，实现外供蒸汽。

本发明的进一步改进在于，所述引入管的取水位置设置于电站锅炉的高压加热器与锅炉给水泵之间。

本发明的进一步改进在于，还包括：低压给水泵；当所需蒸汽参数较低时，所述引入管的取水位置设置于电站锅炉的锅炉给水泵和除氧器之间；所述低压给水泵设置于所述引入管，用于克服沿程阻力并与外供蒸汽参数相匹配；所述低压给水泵的给水加压为1.0～5.0mpa。

本发明的进一步改进在于，所述壁式蒸汽发生器使用内螺纹管或者光管制造；所述壁式蒸汽发生器沿膜式水冷壁周边布置。

本发明的进一步改进在于，当外供蒸汽混合站不外供蒸汽时，生产得到的低温低压蒸汽参数可以与汽轮机抽汽参数相匹配，将生产得到的低温低压蒸汽通入高压加热器或低压加热器，用于可以减少汽轮机抽汽量，增加发电量。

本发明的进一步改进在于，所述低温低压蒸汽参数范围为1.0～5.0mpa的饱和蒸汽。

本发明的进一步改进在于，

壁式蒸汽发生器收到的辐射传热根据有效辐射计算，计算表达式为：

式中：qfs为辐射传热量kj；

fb为壁式蒸汽发生器总面积m²；

ψ为炉膛内受热面的热有效系数；

σ0为斯特藩-玻尔兹曼常数；

thy为火焰的平均温度k；

al为炉膛黑度，计算表达式为，

其中，ahy为火焰黑度，计算表达式为，

ahy＝1-e^-kps，(3)

式中，有效辐射层厚度v为炉膛容积；p为炉膛压力；k为火焰辐射减弱系数，是火焰中各种辐射介质的减弱系数的代数和，单位是1/(m·mpa)，根据烟气特性表计算得到；

炉膛内烟气的换热量的计算表达式为：

式中：qf为炉膛内烟气的换热量kj；

bj为锅炉计算燃料消耗量，计算表达式为，

t11为理论燃烧温度k；

为炉膛出口烟温k；

vcpj为烟气在理论燃烧温度和炉膛出口温度之间的平均比热容量；

为保温系数，计算表达式为：

式中：η为锅炉效率；

q5为锅炉散热损失；

壁式蒸汽发生器收到的辐射传热等于炉膛内烟气的换热量，炉膛传热计算的基本计算方程式为：

根据上述公式计算获得壁式蒸汽发生器的受热面积，根据壁式蒸汽发生器设计原则设计其结构。

本发明的进一步改进在于，所述外供蒸汽混合站内安装有减压阀和喷水减温器，用于实现中温饱和蒸汽在外供蒸汽混合站内减温减压，达到预设的蒸汽压力和温度。

本发明的进一步改进在于，额外生产一定量的低温低压蒸汽而又不影响主蒸汽流量、参数，需要额外投入一定量的燃煤来维持炉膛内能量平衡；其中，单位时间需要额外投入的煤耗量计算公式：

式中：b为单位时间燃煤消耗量t/h；

d为炉内低温低压蒸汽产量t/h；

i′为壁式蒸汽发生器入口的蒸汽焓值kj/kg；

i″为壁式蒸汽发生器出口的蒸汽焓值kj/kg；

q为炉膛中单位时间实际可用来加热燃烧产物的热量kj/kg；

η1为管路效率；η2为锅炉热效率；

炉膛中单位时间实际可用来加热燃烧产物的热量为：

式中：b为单位时间燃煤消耗量t/h；

qr为每千克燃料送入炉膛的可用热量kj/kg，取qr＝qnet，daf；

qnet，daf为燃煤收到基低位发热量kj/kg；

q4为固体不完全燃烧热损失；

q3为气体不完全燃烧热损失；

q6为灰渣物理热损失；

每千克燃煤完全燃烧时，所需要的氧量为：

式中：car为燃煤收到基元素分析碳含量；

har为燃煤收到基元素分析氢含量；

sar为燃煤收到基元素分析硫含量；

oar为燃煤收到基元素分析氧含量；

锅炉燃烧所需要的氧气来源于空气时，1kg燃煤完全燃烧所需要的理论空气量为：

式中：v⁰为单位质量燃煤完全燃烧所需的理论空气量m³/kg；

kar为每千克燃料中的“当量含碳量”，kar＝car+0.375har；

实际送入锅炉的空气量v值，计算表达式为：

v＝α·v⁰，(12)

式中：v为送入炉膛的实际空气量m³/kg；

v⁰为单位质量燃煤完全燃烧所需的理论空气量m³/kg；

α为过量空气系数。

本发明的一种电站锅炉炉内低温低压蒸汽生产工艺方法，基于本发明所述的生产装置，包括以下步骤：

通过引入管从电站锅炉给水系统的第三高压加热器和锅炉给水泵之间取水；或者，采用低压给水泵取水；壁式蒸汽发生器中，给水吸收炉膛内热量加热至实际生产需要的中温饱和蒸汽，中温饱和蒸汽经引出管进入蒸汽联箱，之后经过蒸汽管路进入外供蒸汽混合站；在外供蒸汽混合站内，经过喷水减温器和减压阀的减温减压得到生产所需的低温低压蒸汽饱和蒸汽；其中，所述中温饱和蒸汽为比所述低温低压蒸汽压力高1.0～3.0mpa的饱和蒸汽。

与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：

针对电厂对低温低压蒸汽的需求，目前应用较多的方案是从主蒸汽或者汽轮机中抽汽，之后经过减压阀的减压和喷水减温，得到需要的低温低压蒸汽，这种传统方法不够经济，且会造成能量品质的损耗，带来能源的大量浪费，增加电厂运行成本；另外，会致使主蒸汽流量减少、汽轮机做功减少，电厂发电量减少，导致电厂效益降低；再者，另新建小型锅炉机组的方案，虽然可以依托现有大型机组的辅机设备，如除尘设备、脱硫脱硝设备等满足超低排放的要求，但也会增加电厂额外投资费用和运行成本，而且针对蒸汽是否需求和需求量变化的灵活性较差，也没有响应国家节能减排的号召，造成了人力物力的大量浪费。显然两种方案都不能节能、经济地在不影响主蒸汽流量的前提下生产所需低温低压蒸汽；且上述亚临界压力直流锅炉辐射受热面空间的闲置，也没有得到充分的利用。

本发明的生产装置，结构简单，只需要增加少量管路、安装与需求相匹配的蒸汽联箱和喷水减温设备即可，投资费用相对较少；不影响原有设备的运行，对主蒸汽流量影响小；系统可根据是否需要低温低压蒸汽切换，不外供蒸汽时，作为机组内部节能系统运行；另外需要指出的是，本发明的生产装置与直接减温减压利用主蒸汽成产低温低压蒸汽相比，除不影响主蒸汽量外，从热力学第一定律角度来看，本发明的装置较利用主蒸汽生产低温低压蒸汽，没有将工质加热到主蒸汽的高参数，所以从能量消耗来看，本发明一定程度上节省了燃煤的消耗量；从热力学第二定律的角度来看，能量品质的损失小，一定程度上做到能量的梯级利用，很大程度上做到了节能减排。

本发明中，壁式蒸汽发生器的受热面管束采用内螺纹管，以增强管内扰动，强迫气泡脱离管壁，减少热阻，降低壁温，防止膜态沸腾的发生，确保水循环安全。

本发明中，取水口布置在锅炉给水泵与除氧器出口之间的管路上，根据实际锅炉结构就近接管，尽量减少所述大型电站锅炉炉内低温低压蒸汽生产系统中引入管的长度，只需要另外增加一个小流量的给水泵增加给水的压力，以克服管路内的压力损失；或者，当所需低温低压蒸汽相对较高时或为减少给水泵的安装，可以在给水泵与第三高压加热器之间的管路取水，这时就不需要另外安装给水泵。两种取水方式都只需要适当增加补给水泵的流量，增加的补给水流量与所需的低温低压蒸汽量相匹配，以达到不影响主蒸汽汽水系统的流量的目的。给水经引入管进入所述大型电站锅炉炉内低温低压蒸汽生产系统中的的壁式蒸汽发生器中加热，产生中温饱和蒸汽(450℃左右)，产生的中温饱和蒸汽经引出管进入安装在锅炉炉顶的蒸汽联箱，蒸汽联箱作为蒸汽出口，汇集经由炉内壁式蒸汽发生器加热生成的过热蒸汽。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图做简单的介绍；显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来说，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1是本发明实施例中，锅炉内部结构示意图；

图2是本发明实施例的一种电站锅炉炉内低温低压蒸汽生产系统示意图；

图1和图2中，

101、低nox燃烧器；102、屏式过热器；103、锅炉尾部烟道；104、锅炉炉膛；

1、锅炉本体；2、壁式蒸汽发生器；3、引出管；4、蒸汽联箱；5、省煤器；6、引入管；7、低压给水泵；8、第一高压加热器；9、第二高压加热器；10、第三高压加热器；11、锅炉给水泵；12、除氧器；13、第一低压加热器14、第二低压加热器；15、第三低压加热器；16、第四低压加热器；17、凝结水泵；18、凝汽器；19、外供蒸汽混合站。

具体实施方式

为使本发明实施例的目的、技术效果及技术方案更加清楚，下面结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述；显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例。基于本发明公开的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动的前提下所获得的其它实施例，都应属于本发明保护的范围。

请参阅图1和图2，本发明实施例的一种电站锅炉炉内低温低压蒸汽生产装置，包括：

在锅炉本体1的锅炉炉膛104内部低nox燃烧器101的sofa风上部至炉膛顶部的屏式过热器102之间的区域，沿膜式水冷壁周边布置壁式蒸汽发生器2，如图1所示。

其中，电站锅炉包括锅炉本体1、锅炉炉膛104、低nox燃烧器101、屏式过热器102、锅炉尾部烟道103。

优选的，壁式蒸汽发生器2的受热面管束采用内螺纹管，以增强管内扰动，强迫气泡脱离管壁，减少热阻，降低壁温，防止膜态沸腾的发生，确保水循环安全；壁式蒸汽发生器2可以采用价格较低的12cr1mov或者t22钢等材料制作，由于该壁式蒸汽发生器2的管束内工质温度、压力相对较低，所以可以在满足热强度和抗氧化性的条件下，尽量选择成本较低的材料。图1中，区域a为大型电站锅炉炉内低温低压蒸汽生产系统设计方案涉及的壁式蒸汽发生器2布置区域。

由于炉膛内火焰温度较高，约在1000℃左右，而所述生产工艺涉及的壁式蒸汽发生器2内工质温度较低，而且炉膛内烟气流速较低，对流传热量占总换热量的份额很小，一般小于5％，所以炉膛内传热以辐射为主。

生产工艺涉及的壁式蒸汽发生器收到的辐射传热根据有效辐射计算：

式中：qfs为辐射传热量(kj)；

fb为所述生产工艺涉及的壁式蒸汽发生器总面积(m²)；

ψ为炉膛内受热面的热有效系数，一般取0.30～0.45；

σ0为斯特藩-玻尔兹曼常数，一般取σ0＝5.67×10^-8w·m^-2·k^-4；

thy为火焰的平均温度(k)；

al为炉膛黑度，

其中，ahy为火焰黑度，

ahy＝1-e^-kps，(3)

式中，有效辐射层厚度v为炉膛容积；p为炉膛压力，一般取p＝0.1mpa；k为火焰辐射减弱系数，是火焰中各种辐射介质的减弱系数的代数和，单位是1/(m·mpa)，可根据烟气特性表计算得到，本发明中取2.61。

炉膛内烟气的换热量为：

式中：qf——炉膛内烟气的换热量(kj)；

bj——锅炉计算燃料消耗量，

t11——理论燃烧温度(k)；

——炉膛出口烟温(k)；

vcpj——烟气在理论燃烧温度和炉膛出口温度之间的平均比热容量；

——保温系数，

式中：η——锅炉效率；

q5——锅炉散热损失。

根据热力学第一定律可知，生产工艺涉及的壁式蒸汽发生器收到的辐射传热等于炉膛内烟气的换热量，于是得到炉膛传热计算的基本计算方程式：

其中，相关系数ψ、σ0、al、均可根据上述公式求得，而thy、vcpj、t11、可根据锅炉运行和锅炉设计参数得到，bj根据实际蒸汽需求可根据上述公式求得，故所述生产工艺涉及的壁式蒸汽发生器2的受热面积就可以由计算得到，之后根据壁式蒸汽发生器2设计原则设计结构即可。

引入管6的取水位置设置于电站锅炉的高压加热器与锅炉给水泵11之间；所述高压加热器和所述锅炉给水泵11作为电站锅炉给水系统的一部分，用于给电站锅炉的省煤器5供水。

请参阅图2，本发明实施例中，大型电站锅炉炉内低温低压蒸汽生产系统示意图，本发明中的大型电站锅炉炉内低温低压蒸汽生产系统的进水口布置在锅炉给水泵11与除氧器12出口之间的管路上，根据实际锅炉结构就近接管，尽量减少所述大型电站锅炉炉内低温低压蒸汽生产系统中引入管6的长度，只需要另外增加一个小流量的低压给水泵7增加给水的压力约1.0～2.0mpa，以克服管路内的压力损失；或者，当所需低温低压蒸汽相对较高时或为减少给水泵的安装，可以在锅炉给水泵11与第三高压加热器10之间的管路取水，这时就不需要另外安装给水泵。两种取水方式都只需要适当增加补给水泵的流量，增加的补给水流量与所需的低温低压蒸汽量相匹配，以达到不影响主蒸汽汽水系统的流量的目的。给水经引入管6进入所述大型电站锅炉炉内低温低压蒸汽生产系统中的的壁式蒸汽发生器2中加热，产生中温饱和蒸汽(450℃左右)，产生的中温饱和蒸汽经引出管3进入安装在锅炉炉顶的蒸汽联箱4，蒸汽联箱4作为蒸汽出口，汇集经由炉内壁式蒸汽发生器2加热生成的过热蒸汽。

本发明实施例的图2中，①为不外供蒸汽时，通往高压加热器的管路；②为不外供蒸汽时，通往低压加热器的管路。

本发明实施例中，过热蒸汽通过连接管路进入外供蒸汽混合站19，外供蒸汽混合站19内安装减压阀和喷水减温器，过热蒸汽在外供蒸汽混合站19内实现减温减压，达到所需要的蒸汽压力和温度。此时从除氧器12出口或者给水泵出口抽取的给水加热到中温饱和蒸汽所需热量来自于壁式蒸汽发生器2在炉膛内部的吸热，要想不影响主蒸汽参数，不影响发电量，需要额外多投入燃煤，额外多通入一、二次风来维持炉膛内部热平衡，并保证烟气流过所述壁式蒸汽发生器2后进入屏式过热器102的温度与应用本发明所述大型电站锅炉炉内低温低压蒸汽生产系统之前烟气流经该位置的温度基本相同。但是，由于炉膛内部燃料量和空气量的增加，造成锅炉内烟气量的增大，为维持烟气与后续各受热面换热量基本不变，热力计算过程中，需要将上述经过所述壁式蒸汽发生器2进入屏式受热面前的温度比应用本发明所述大型电站锅炉炉内低温低压蒸汽生产系统之前烟气流经该位置的温度低大约20～100℃。

根据能量守恒定律，要想额外生产一定量的低温低压蒸汽而又不影响主蒸汽流量、参数，需要额外投入一定量的燃煤来维持炉膛内能量平衡，单位时间需要额外投入的煤耗量计算公式：

式中：b——单位时间燃煤消耗量(t/h)；

d——炉内低温低压蒸汽产量(t/h)；

i′——所述生产工艺涉及的壁式蒸汽发生器入口的蒸汽焓值(kj/kg)；

i″——所述生产工艺涉及的壁式蒸汽发生器出口的蒸汽焓值(kj/kg)；

q——炉膛中单位时间实际可用来加热燃烧产物的热量(kj/kg)；

η1——所述生产工艺涉及的管路效率，本文中取98.5％；

η2——锅炉热效率，本文中取92％。

然而，燃煤在炉膛内部的燃烧，由于存在固体和气体不完全燃烧热损失q4及q3以及灰渣物理热损失q6，故炉膛中单位时间实际可用来加热燃烧产物的热量为：

式中：b——单位时间燃煤消耗量(t/h)；

qr——每千克燃料送入炉膛的可用热量(kj/kg)，工程上一般取qr＝qnet，daf；

qnet，daf——燃煤收到基低位发热量(kj/kg)；

q4——固体不完全燃烧热损失；

q3——气体不完全燃烧热损失；

q6——灰渣物理热损失。

由于炉膛内投入的燃煤增加，需要增加空气量，并根据原定分级配风比例送入炉膛。根据燃煤的元素分析结果和各元素与氧气反应的化学方程式计算可得，每千克燃煤完全燃烧时，所需要的氧量为：

式中：car——燃煤收到基元素分析碳含量；

har——燃煤收到基元素分析氢含量；

sar——燃煤收到基元素分析硫含量；

oar——燃煤收到基元素分析氧含量。

由于锅炉燃烧所需要的氧气来源于空气，所以1kg燃煤完全燃烧所需要的理论空气量为：

式中：v⁰——单位质量燃煤完全燃烧所需的理论空气量(m³/kg)；

kar——每千克燃料中的“当量含碳量”，kar＝car+0.375har。

由于空气的供给量是否充足和燃料与空气的混合是否良好是影响燃料完全燃烧程度的重要因素，为保证炉膛内燃煤完全燃烧，通常实际送入锅炉的空气量v(m³/kg)值一般大于理论空气量：

v＝α·v⁰(12)

式中：v——送入炉膛的实际空气量(m³/kg)；

v⁰——单位质量燃煤完全燃烧所需的理论空气量(m³/kg)；

α——过量空气系数，即实际空气量与理论空气量的比值，燃煤锅炉一般取1.2～1.3。

本发明实施例中，当不需要外供蒸汽时，所述大型电站锅炉炉内低温低压蒸汽生产系统生成的中温饱和蒸汽在经外供蒸汽混合站19时，可以通过调节减压阀和喷水减温器的运行参数，将中温饱和蒸汽降压降温至与汽轮机高压缸抽汽或者低压缸抽汽参数相同的蒸汽，汇入汽轮机抽汽，接入高压或低压加热器(如图2中①、②管路所示)，加热给水，形成一个与主蒸汽水循环系统相连接的第二汽水循环系统。此时，所述大型电站锅炉炉内低温低压蒸汽生产系统通过吸收炉内的热量用来加热给水，可以不抽汽或减少汽轮机抽汽量，增加主蒸汽在汽轮机内的做功量，也就可以多发电。这时，本发明所述大型电站锅炉炉内低温低压蒸汽生产系统就是一套不影响锅炉主循环汽水系统的节能系统。

本发明实施例中，结合现有的电站锅炉，在先行电站锅炉给水系统的基础上加以改造，汽轮机排汽经过凝汽器18减温之后经由凝结水泵17增压，之后依次经过第四低压加热器16、第三低压加热器15、第二低压加热器14、第一低压加热器13、除氧器12、锅炉给水泵11、第三高压加热器10、第二高压加热器9、第一高压加热器8，达到锅炉给水的预热和增压的目的，之后进入省煤器进行进一步加热给水，进入锅炉炉内的加热过程。

其中，第一高压加热器8、第二高压加热器9、第三高压加热器10，第一低压加热器13、第二低压加热器14、第三低压加热器15、第四低压加热器16，为利用汽轮机中、低压缸的部分抽汽加热给水的热量交换装置；

锅炉给水泵11，用于为锅炉供输补给水，补偿锅炉内给水损失；

除氧器12，用于除去锅炉给水中的溶解氧和其他气体；

凝结水泵17，用于输送凝汽器内的冷凝水；

凝汽器18，用于将汽轮机的排汽冷凝成水供锅炉重新使用，在汽轮机排汽处建立真空和维持真空。

本发明实施例所述大型电站锅炉炉内低温低压蒸汽生产工艺设计及系统，主要优势在于结构简单，只需要另外增加少量管路、安装与需求相匹配的联箱和喷水减温设备即可，投资费用相对较少；不影响原有设备的运行，对主蒸汽流量影响小；系统可根据是否需要低温低压蒸汽切换，不外供蒸汽时，作为机组内部节能系统运行。

需要指出的是，本发明所述大型电站锅炉炉内低温低压蒸汽生产系统与直接减温减压利用主蒸汽成产低温低压蒸汽相比，除不影响主蒸汽量外，从热力学第一定律角度来看，本发明所述大型电站锅炉炉内低温低压蒸汽生产工艺设计及系统较利用主蒸汽生产低温低压蒸汽，没有将工质加热到主蒸汽的高参数，所以从能量消耗来看，本发明所述大型电站锅炉炉内低温低压蒸汽生产系统一定程度上节省了燃煤的消耗量；从热力学第二定律的角度来看，能量品质的损失小，一定程度上做到能量的梯级利用，很大程度上做到了节能减排。

下面运用具体的热力学计算分析两种方案的优劣：

为排除其他影响因素，主蒸汽减温减压方案的工质起始位置取与本发明所述大型电站锅炉炉内低温低压蒸汽生产系统的工质起始位置相同，即二者的系统进口工质参数相同，都取补给水参数为起始参数。如表1所示，表1为运行工质参数；表中温度、压力参数均为实际运行的相应参数，工质焓值由nist标准参考数据库中水蒸气参数表计算得到。

表1.运行工质参数

在不考虑炉膛传热的损耗，只讨论能量平衡，可以根据公式(8)计算得到两种方案的煤耗量，炉膛中单位时间实际可用来加热燃烧产物的热量取标准煤的收到基低温发热量q＝29307kj/kg，炉内低温低压蒸汽产量设定为100t/h。

可以得到方案一单位时间内的标准煤消耗量约9.02t/h，方案二单位时间内标准煤消耗量约为6.80t/h，二者相差不多，但按全年7000h的运行时间计算，应用本发明所述大型电站锅炉炉内低温低压蒸汽生产工艺较主蒸汽减温减压生产工艺每年可以减少煤耗量15484.69t左右(按标准煤计算)；与使用工业锅炉直接生产所需参数的低温低压蒸汽相比，工业锅炉消耗标准煤量约为8.87t/h(按工业锅炉效率为70％计算)，相比较可以得出本发明所述大型电站锅炉炉内低温低压蒸汽生产工艺每年可以减少标准煤消耗量14473.56t左右(按标准煤计算)。

根据热力学第二定律可知，各种能量之间在技术使用和经济价值角度存在着品味(质量)的差异，由于单一热源提供的热量是不能连续做功，只能由部分转化为可供利用的机械能，这部分在技术上可以实现的可转换的最大功量被称为而在上述方案中，中间过程的工质喷水减温减压至所需工质的参数过程中，由于有限温差的传热导致的不可逆传热而存在着不可避免的损失。

喷水减温过程的质量平衡方程：

qm,v1+qm,w＝qm,v2，(13)

式中，qm，v1——喷水减温前蒸汽质量流量(t/h)；

qm，w——减温水质量流量(t/h)；

qm，v2——喷水减温后蒸汽质量流量(t/h)。

喷水减温过程的能量平衡方程：

hm,v2·qm,v2＝hm,v1·qm,v1+hm,w·qm,w，(14)

式中，hm，v1——喷水减温前蒸汽比焓(kj/kg)；

hm，v2——喷水减温后蒸汽比焓(kj/kg)；

hm，w——减温水比焓(kj/kg)；

根据平衡一般关系式，可以得到：

ex,w+ex,v1-ex,v2＝ex,l，(15)

式中，ex，v1——喷水减温前蒸汽的值(kj/kg)；

ex，v2——喷水减温后蒸汽的值(kj/kg)；

ex，w——减温水的值(kj/kg)；

ex，l——喷水减温过程的损失(kj/kg)。

根据式(13)、(14)、(15)可以计算得到两种方案的减温水量和损失，利用主蒸汽减温减压每小时生产1t所需低温低压参数的蒸汽，需要约0.185t的减温水，带来的损失约为353.266kj/kg，而采用本发明所述的炉内大型电站锅炉炉内低温低压蒸汽生产系统每小时生产1t所需低温低压参数的蒸汽，需要约0.0054t的减温水，带来的损失约为69.637kj/kg，二者相比较可知，采用本发明所述的大型电站锅炉炉内低温低压蒸汽生产系统生产低温低压蒸汽较直接减温减压主蒸汽的减温水量节省约0.18t，节省97.1％的喷水减温水量；而且可以减少损失约283.629kj/kg，减少损失约80.29％。

由能量贬值原理可知，诸如喷水减温的传热过程中，热量的数量不会减少，但是热量中可资利用的会减少，即能量的品质降低了。而在实际过程中，总伴随着不可逆因素，导致能量中的一部分退化为不能转化为机械能，也无法转变为的废热，因而损失是整整意义上的损失。减少损失是合理用能和节能的指导方向。

本发明实施例的一种电站锅炉炉内低温低压蒸汽生产工艺方法，基于本发明的生产装置，包括以下步骤：

通过引入管6从电站锅炉给水系统的第三高压加热器10和锅炉给水泵11之间取水，或者采用低压给水泵7取水；

壁式蒸汽发生器2中，给水吸收炉膛内热量加热至实际生产需要的中温饱和蒸汽，中温饱和蒸汽经引出管3进入蒸汽联箱4，之后经过蒸汽管路进入外供蒸汽混合站19；

在外供蒸汽混合站19内，经过喷水减温器和减压阀的减温减压得到生产所需的低温低压蒸汽饱和蒸汽；

其中，所述中温饱和蒸汽与低温低压饱和蒸汽参数相匹配，为由蒸汽管路沿程损失决定的比低温低压蒸汽压力高1.0～3.0mpa的饱和蒸汽。

具体实施方案

实施例1

需要外供蒸汽时，根据所需低温低压蒸汽参数选择取水点，若所需低温低压蒸汽较高，则选择在给水泵与第三高压加热器之间的管路为取水点；否则选择给水泵与除氧器之间的管路取水，此时需另外安装低压给水泵，提升给水压力1.0～5.0mpa，以克服管路中的压力损失。本案例需要外供100t/h的1.3mpa的饱和蒸汽，所以从给水泵与除氧器之间的管路取水，并安装低压给水泵提升给水压力，得到压力为0.79104mpa温度为443.1k的饱和水，根据所需低温低压蒸汽量调节低压给水泵和补给水泵流量，以免影响主蒸汽流量。所述大型电站锅炉炉内低温低压蒸汽生产系统的给水经引入管进入壁式蒸汽发生器内加热，壁式蒸汽发生器受热面积根据实际锅炉运行和所需低温低压蒸汽参数设计，给水在壁式蒸汽发生器内被加热形成2.3mpa的饱和蒸汽，过热蒸汽经引出管汇集到蒸汽联箱。过热蒸汽通过管路进入外供蒸汽混合站，经内部的减压阀和喷水减温器减温减压至所需低温低压蒸汽参数(1.3mpa饱和蒸汽)，经外供管路外供蒸汽。

实施例2

不需要外供蒸汽时，可以将取水点选择设置在给水泵与第三高压加热器之间，给水加热过程与案例1类似，过热蒸汽进入外供蒸汽混合站后，经减压阀和喷水减温至合适的压力温度参数，生产5.945mpa、386.7℃过热蒸汽可以通入第一高压加热器，或者生产相应参数的蒸汽通入第二低压加热器，或者第一高压加热器、第二高压加热器、第三高压加热器取代或者部分取代汽轮机高、低压缸抽汽。

以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，这些未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，均在申请待批的本发明的权利要求保护范围之内。

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