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1、河南XX发电厂21000MW机组深度降低排烟温度低压省煤器技术的初步可行性研究XX大学济南XXX有限责任公司20106河南XX发电厂21000MW机组深度降低排烟温度低压省煤器技术的初步可行性研究一、 深度降低排烟温度节能研究的背景大型火电机组的节能减排是目前国家的重要国策，近年来，随着国家节能减排指标的严格要求以及煤价的上涨波动，以煤为基础的发电成本日益增加，各电厂面临着节能的巨大压力，寻求降低煤耗的新技术、新方法，并加大了相关的资金投入。排烟热损失是电站锅炉各项热损失中最大的一项，一般约为5%12%，占锅炉热损失的60%70%。影响排烟热损失的主要因素是排烟温度，一般情况下，排烟温度每增加
2、10，排烟热损失增加0.6%1.0%，相应多耗煤1.2% 2.4%。若以燃用热值为20000 kJ/kg煤的1000 t/h亚临界锅炉为例，则每年多消耗几千吨动力用煤，降低排烟温度对于节能减排具有重要的实际意义。目前国内火电机组的锅炉排烟温度大都在110130之间，有的甚至达到150以上。理论上，对于排烟温度为110130的锅炉，传统的理念认为已经满足要求了，已经比较低了，继续降低就可能出现腐蚀等不可靠因素的出现。但是国家要求的烟气环保指标的提高，必须在尾部增设脱硫装置。而湿法脱硫的最佳工作温度为8090。从110130的烟气温度降低到8090，其中蕴含着大量的热量。这一热量在传统的湿法脱硫工
3、艺中被用来加热脱硫后的低温烟气，提高烟气的排放温度。实现这一功能的设备就是GGH。但是运行实践表明， GGH（气气换热器）系统存在诸多问题，其中最为突出的就是换热空间堵塞和GGH的漏风，这会导致换热效果的降低，使回转式GGH耗电量增大，增压风机电耗增大，增加了厂用电率，提高了发电厂的供电煤耗。目前已经安装GGH的机组，有的已经取消GGH系统，有的也在积极采取措施，准备取消该系统；新上机组的脱硫系统几乎全部选择了不设置GGH系统。湿法脱硫系统中取消了GGH系统后，必然增加了进入脱硫系统的烟气温度，这将降低脱硫效率。最佳的脱硫工作温度为烟气温度不得大于8090。为了满足这个要求，就要采用脱硫系统前
4、喷水减温或增加脱硫工艺水量。若采取脱硫系统前喷水减温，把烟温降低到8090，需要大量的减温水，同时加重了脱硫系统的负担，也浪费了烟气所蕴含的巨大热量。综上所述，烟气尾部的湿法脱硫给必须降低排烟温度提出了要求，而原有GGH的诸多问题，又使得业主不得不取消GGH，这就给我们如何利用这些热量提出了要求。因此，就现在的观点，锅炉的排烟温度在设计的排烟温度110130下工作已经不能满足要求，必须增设其他装置把排烟温度继续降低，以满足脱硫的要求，同时又是节能、节水的要求。有效利用锅炉排烟余热，降低排烟温度实现深度节能，符合国家的节能减排政策，并可能使湿法脱硫系统使用的厂用电量与烟气余热再利用所发的电量抵消
5、，从而可以实现“零能耗”脱硫。二、本机组适于实施深度降低排烟温度节能的特别优势河南XX发电厂一期工程21000MW机组锅炉系东方锅炉厂制造的2724t/h超超临界锅炉，锅炉设计排烟温度为120（THA），锅炉设计效率93.86%。由于机组正处于基建阶段，相对其它已建好的机组，对其实施深度降低排烟温度节能有着特别的优势；除了基建阶段的优势之外，根据搜集到的现有资料，根据采用的煤种，XX发电厂区别于其他发电厂，实现深度降低排烟温度，还有其独到的优势:1、 在机组基建期间装设深度降低排烟温度节能装置，可将受热面区域烟道、水管路、钢架布置安装及引风机选型等方面，纳入机组整体基建方案中统筹考虑，可使实施
6、深度节能项目的投资大幅度降低。2、 在基建阶段可方便对深度降低排烟温度节能装置的布置位置、布置方式进行优化设计，实现分段布置。受热面可分为高温段与低温段两部分，高温段受热面布置在引风机前面，其壁温控制在露点之上，不会发生低温腐蚀。一方面提高了装置的安全性，另一方面烟气在进入引风机之前，经过高温受热面降温，体积流量减小，可降低引风机功率，减小引风机电耗。3、 本机组的设计炉机参数与煤质非常适合高效回用烟气余热，节能效果显著。本项目实施后，将降低供电标准煤耗值1.36g/kw.h，每年可节约标煤8262吨。4、 本机组装设排烟深度节能装置后，可在锅炉烟气进入脱硫系统前将排烟温度降至88，使得脱硫系
7、统可不设置GGH系统，减少了投资，且不需要对烟气进行喷水减温，每年可节省减温水31万吨。基于上述观点，XX发电厂实施深度降低排烟温度技术不仅是可行的，而且是合理的，经济效益巨大。三、设计方案介绍1、系统拟采用在锅炉尾部装设山东大学的专利技术低压省煤器，回收排烟热量，将烟温由设计排烟温度降低到适合于脱硫系统需要的入口温度，实现深度节能。锅炉排烟深度节能热力系统如附图1所示。低压省煤器分为高温段和低温段两部分，高温段布置在空预器之后、引风机之前，而低温段布置在引风机之后。受热面采用错列管排逆流布置，烟气自高温段向低温段冲刷省煤器蛇形管束。低压省煤器与主回水成并联布置，其进口水取自低压加热器系统，设
8、计特定的进水方式与电调阀配合，可实现低压省煤器进水量的切换与调整。进入低压省煤器的凝结水吸收排烟热量后，在#5低加入口凝结水管路与主凝结水汇合。在低压省煤器水侧管路加装一台小功率的升压泵，以克服低压省煤器本体及连接管道的流阻，保证其水侧流量，实现排烟余热的梯级利用。 低压省煤器高、低温段受热面水侧管路串联布置。由凝结水系统流来的低压加热器主凝结水，经低压省煤器低温段入囗集箱进入低温低压省煤器，经蛇形管排流入低温段出囗集箱，汇集后进入低压省煤器高温段入囗集箱，经高温低压省煤器蛇形管排流入高温段出囗集箱，然后经一凝结水母管汇集后，返回#5低加入口凝结水管路。由于凝结水经过两级串联受热面加热，提高了
9、回水温度，节省了高品质的回热抽汽，产生较高的节能效果；另外，凝结水经过低温段提升温度后进入高温段，可使高温段的壁温高于烟气露点，避免了高温低压省煤器受热面发生低温腐蚀，保证了高温低压省煤器的安全可靠性。由于实现了介质、烟气的逆向流动，一方面可大大提高低压省煤器的传热系数，减小了布置占用空间；另一方面，可使排烟温度的降低不受介质出口水温的限制，最大限度地降低排烟温度。低压省煤器高低温段在设计分水流量下，可降低排烟温度至88以下，通过调节低压省煤器的进水流量和温度（根据煤的含硫量），还可对排烟温度的降低幅度做一定的调整。2.主要设计参数序号名称符号单位数值备注1锅炉负荷DT/H2724.04发电量
10、：1000MW2进口烟温Ty11203出口烟温Ty2884进口水温Ts1605烟气流阻PYPa880600（修正后）6水侧流阻PsMPa0.087传热功率QKw368808煤含硫量S%0.26四、实施上述方案的可行性1.山东大学热力设备节能研究团队和济南XX动力技术有限责任公司关于降低锅炉排烟温度的研究已经近十年，进行了许多相关的研究探讨，包括：（1）锅炉尾部换热面的强化传热研究；（2）烟气环境中的换热面磨损特性研究以及防止磨损的方法；（3）烟气环境中的换热面积灰特性研究以及防止积灰的方法；（4）烟气露点以下环境中换热面的腐蚀规律以及防止腐蚀的方法；（5）锅炉降低排烟温度的研究；（6）锅炉深度
11、降低排烟温度的研究；（7）外部输入热量对于汽轮机回热系统、凝汽器的影响研究。2. 山东大学热力设备节能研究团队和济南XX动力技术有限责任公司关于降低锅炉排烟温度的工程改造已经近十年，成功完成了数十台各种型号的锅炉降低排烟温度的改造，积累了许多工程改造经验。改造后，锅炉排烟温度降低2040，节省供电煤耗1.54g/kwh，可以产生巨大的经济效益。3.本新上机组处于基建阶段，从空间布置上可以布置充足的受热面。4.由于受热面布置在电除尘之后，降低了受热面磨损、积灰的可能性。5. 高温低压省煤器传热元件采用镍铬渗层零隙阻钎焊螺旋翅片管，接触热阻几乎为零，抗腐蚀，耐磨损；低温低压省煤器传热元件螺旋翅片管
12、采用耐腐蚀钢材质，具有高的耐酸腐蚀性能，为允许元件结露创造了条件。综上所述，本方案无论是技术上，还是经验上都是成熟的。五、经济性分析实施本设计方案，可为发电厂带来如下经济效益：(1)降低了排烟温度，余热回收后提高了机组循环热效率，降低了煤耗率；(2)创造了锅炉脱硫系统长期连续高效、安全运行的烟气温度条件；(3)替代了GGH系统的降低烟温功能，节省了GGH系统投资费用，或节省了减温水。(4)高温低压省煤器布置在引风机之前，烟气经过高温低压省煤器后烟温降低，体积流量减小，降低了引风机的功率与电耗。综合考虑上述因素，实施本方案带来的直接经济效益为：1、采用等效热降法进行热经济性分析。将低压省煤器回收
13、的排烟余热作为纯热量输入系统，而锅炉的有效热量不变，从而使锅炉的发电煤耗降低。经计算，发电标准煤耗降低值: b s1 =1.40( g / kwh )2、机组辅机节（耗）煤量（1）通过对电厂热力系统经济性分析知道，由于加装了低压省煤器，使得机组的发电煤耗降低，从而使锅炉、汽机的各参数指标发生变化，如锅炉燃煤量降低、进风量降低、烟气量减少、给水量减小、主蒸汽流量减小等，所以对电厂辅机运行电耗产生影响。循环水泵所受影响较小，电耗基本不变；其余所有用电辅机（如磨煤机、送风机、引风机、增压风机、给水泵等），因发电煤耗降低，电耗将按比例减小，从而引起标准供电煤耗的降低。由发电煤耗降低引起的辅机的标准煤耗
14、降低值约为：b s2=0.06( g / kwh )（2）低压省煤器所增加烟侧阻力对引风机功率的影响平均负荷下（年负荷率取75%），安装低压省煤器后新增烟气总流阻600Pa（修正后），由此引起的引风机增加耗电功率为Pyf=340kw。（风机效率取85%）（3）升压泵增加的耗电功率：Psb=18kw（升压泵效率取85%）（4）（2、3）两项总耗电功率为 P=Pyf+Psb=358kw两项标准煤耗增加：bs3=(35836001000)/(293000.9390.9850.490.981000000)=0.1( g / kwh )式中，0.939锅炉热效率， 0.985管道效率， 0.49循环效率
15、 0.98机电效率（5）低压省煤器引起的辅机耗电的标准煤耗增加b sfj=b s3-b s2=0.04( g / kwh )3、总节煤量计算总供电煤耗降低：b s=b s1-b sfj =1.36( g / kwh )年节标煤量：Bb=cPbs =0.75100000081001.3610-6 = 8262( t )年节煤经济效益：S1=CeBb=65010-48262=537(万元)式中 c年均负荷率，c=75%P机组额定功率，P=1000000 kw机组年运行小时数，=8100小时标煤单价，=650元/吨4、烟温降低对脱硫系统减温喷水的节水量计算若无深度降低排烟温度节能系统，烟气进入脱硫系统前，要预先对烟气进行喷水减温，降至脱硫系统允许温度。低压省煤器降低烟温Ty=32，由此对脱硫系统减温喷水的节水量计算如下。低压省煤器
