烟气余热回收专题报告.docVIP

目 录 1、低温省煤器系统概述及应用情况 1 2、低温省煤器热力连接方式比较 3 2.1、并联系统 3 2.2、串联系统 4 2.3、连接系统比较 4 3、低温省煤器的设置安装位置比较 5 3.1、安装方案一 5 3.2、安装方案二 8 3.3、安装方案比较结论 9 3.4、对主厂房布置的影响 10 4、低温省煤器防腐和防积灰措施 10 4.1、低温省煤器防腐的措施 10 4.2、低温省煤器防积灰措施 11 5、低温省煤器的经济性初步分析 12 6、下阶段进一步研究重点 14 7、结论 14 【内容摘要】本专题对低温省煤器加热凝结水的热力连接方式和布置方式进行了分析论证，对推荐的低温省煤器设置方案进行了技术经济分析，并提出了下阶段调研重点。主要结论为：设置低温省煤器在技术上是可行的，可显著提高机组热效率，降低发电标煤耗节约脱硫工艺用水量。 1、低温省煤器系统概述及应用情况 排烟损失是锅炉运行中最重要的一项热损失，减少排烟损失，降低排烟温度，节约能源，提高电厂的经济性，低温省煤器的运用就是提高烟气利用效率的一种手段。图1是低温省煤器的系统连接示意，通常从某个低压加热器引出部分或全部冷凝水，送往低温省煤器。 图1 低温省煤器的系统连接示意图在国外，低温省煤器较早就得到了应用。起先，前苏联为了减少排烟损失而改装锅炉机组时，在锅炉对流竖井的下部装设低温省煤器供加热热网水之用。对于近期发展起来的超超临界发电机组而言，同样也能找到低温省煤器的痕迹，德国黑泵（Schwarze Pumpe）电厂2×800MW 褐煤发电机组在静电除尘器和烟气脱硫塔之间加装了烟气冷却器，利用烟气加热锅炉凝结水，其原理同低温省煤器一致。德国科隆Nideraussem1000MW级褐煤发电机组采用分隔烟道系统充分降低排烟温度，把低温省煤器加装在空气预热器的旁通烟道中，在烟气热量足够的前提下引入部分烟气到旁通烟道内加热锅炉给水。日本的常陆那珂电厂采用了水媒方式的管式GGH。烟气放热段的GGH布置在电气除尘器上游，烟气被冷却后进入低温除尘器（烟气温度在90～100℃左右），烟气加热段的GGH布置在烟囱入口，由循环水加热烟气。烟气放热段的GGH的原理和低温省煤器一样。 在国内也有电厂在进行低温省煤器的改造工作，如外高桥电厂三期2×1000MW机组进行低温省煤器改造，低温省煤器布置在引风机后脱硫装置前，图低温省煤器尽管在国内和国外已经有运用业绩，但上述的例子中我们发现，在德国锅炉排烟温度较高，均达到170℃左右（这是因为这些锅炉燃用的是褐煤），而加装低温省煤器后排烟温度下降到100℃左右，回收的热量是相当可观的。因此低温省煤器对于高排烟温度的锅炉的节能效果是非常明显的。日本外高桥电厂三期的情况与本工程较为相似，锅炉设计排烟温度不是很高（125℃左右），经过低温省煤器后烟气温度可降低到85℃左右。 2低温省煤器热力连接方式低温省煤器在热力系统中的连接方式，直接影响到它的经济和运行的安全可靠性。低温省煤器联入热力系统的方案很多，就其本质而言，两种连接系统：一并联系统；二串联系统。初步，凝结水从越靠近除氧器的低加抽出到低温省煤器汽机的热耗就越低凝结水从越靠近除氧器的低加抽出有利于提高低温省煤器换热管金属壁温，对防止低温省煤器低温腐蚀有利。低温省煤器的联系统，从其THA工况热平衡图可以看出，8号低加出口凝结水温为℃，7号低加出口凝结水温为83℃，6号低加出口凝结水温为121.9℃从7号低加出口的凝结水管道抽出凝结水到低温省煤器加热后回到6号低加入口的连接方式最为合适低温省煤器的串联系统，即凝结水从7号低压加热器出口管道引出，送入低温省煤器，在低温省煤器中加热升温后，全部返回6号低压加热器的入口。从凝结水流的系统看，低温省煤器与低压加热器成并联方式，与之并联的低压加热器也可是多个。并联系统的优点是，可以不增加凝结水泵扬程。因为低温省煤器绕过一、两个低压加热器，所减少的水阻力足以补偿低温省煤器及其联接管道所增加的阻力。这对改造旧电厂较为有利，除此以外，还可以方便的实现余热梯级开发利用。缺点是低温省煤器的传热温将比串联系统低，因为分流量小于全流量，低温省煤器的出口水温将比串联时的高，所需换热面积要增加。低温省煤器串联于低压加热器之间，成为热力系统的一个组成部分。串联系统的优点是流经低温省煤器的水量最大，在低温省煤器的受热面一定时，锅炉排烟的冷却程度和低温省煤器的热负荷较大，排烟余热利用的程度较高，经济效果较好。其缺点是凝结水流的阻力增加，所需凝结水泵的压头增加。 对于本工程，排烟温度，烟气酸露点偏高，如采用并联方式，凝结水温升受低温省煤器所需传热温差限制，对排烟热量利用较低，推荐采用串联系统连接方式。 3、低温省煤器的设置比较 如附图3－1所示，低温省煤器的布置方案有两种选择