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1、余热是工业企业在生产过程中, 由燃料燃烧及各种热能换热设备、用能设备和化学反应设备中产生而未被用尽的能量资源。对于火力发电厂来说, 排烟热损失是锅炉各项热损失中最大的一项, 一般在 5 % 12% , 占锅炉总热损失的 80 %或更高。影响排烟热损失的主要因素是锅炉排烟温度, 一般情况下, 排烟温度每升高 10 , 排烟热损失增加 0. 6 % 1. 0 %。从能源利用的角度来看, 这部分余热是潜力很大的能量资源。近些年来, 国内一些研究机构经过努力, 在国内一些电厂成功设计安装了余热回收利用系统,为电厂带来了良好的经济效益。目前从该发电厂 3号和 4号锅炉运行参数来看, 夏季排烟温度在 16
2、0 170 , 冬季由于送风温度较低, 排烟温度也在 140 以上, 为合理利用这部分排烟余热, 该电厂决定在 3、4号锅炉安装余热回收利用系统, 从而达到为发电企业节能降耗目的。1 设备概况该电厂 3、4号锅炉系前苏联 塔干洛戈 !锅炉制造厂生产的 En? 670- 13. 8? 545KT型自然循环煤粉炉, 机组额定功率 215 MW。锅炉呈 T型布置, 燃烧室两侧布置左右两个下降烟道, 燃烧室被中间水冷壁分为前后两部分, 即前后炉膛, 在双面水冷壁上留有菱形开口, 用来平衡前后炉膛的烟气压力。电厂原有热网系统由厂用五抽、六抽母管供汽提供热源, 经换热后, 为家属区和厂区采暖供热, 并提供
3、生活热水。利用锅炉排烟余热提供热源并代替抽汽供热, 会从减少抽汽和排烟热损失两方面提高机组经济性。2 改造方案介绍2. 1 改造原则( 1)在锅炉尾部空气预热器后竖井烟道内安装的余热回收器。( 2)依据锅炉运行情况, 安装余热回收器后,排烟温度下降范围 20 左右。( 3)防止烟气侧存在受热面腐蚀、积灰、磨损并充分考虑烟气阻力增加等问题。( 4)充分考虑防止工质侧结垢问题。( 5)余热回收器系统为单独控制系统, 即该设备发生故障时 (如发生漏泄时 )能够解列, 而不影响机组正常运行。2. 2 余热利用系统描述从电厂现场实际出发, 决定采用在# 3、# 4 锅炉空气预热器出口竖井烟道加装低温低压
4、省煤器吸收锅炉排烟余热, 作为家属区生活热水及采暖热水的热源的方案。低温低压省煤器管排采用膜式对流受热面,分别在每台锅炉的 4个竖井烟道内安装横向 33 /32排、纵向 32排膜式管排, 分别由 4个入口联箱引入和 4个出口联箱引出, 出、入口联箱布置炉墙外。为保证余热回收器入口工质温度达到 95 ,在余热回收系统中, 加装热水再循环系统。锅炉排烟余热回收利用系统与电厂原有的抽汽供热系统呈并联排布。余热回收系统出口的水经混合器流入供水母管给电厂家属区供热, 回水经回水母管流入升压泵, 经升压泵升压后流入各台炉余热回收系统的分管至余热回收器, 重新加热。布置图如图 1所示。该方案可实现与原热网切
5、换, 并随改造逐步实施, 将完全取代原热网, 增设设备较少, 投资也小, 而且余热回收系统的运行操作和监视相对简单, 对整个机组的稳定运行没有影响, 同时也可达到降低排烟温度的目的。3 关键技术问题的处理3. 1 余热回收器受热面的低温腐蚀问题锅炉尾部受热面存在着低温腐蚀问题, 余回收器布置在空气预热器出口, 也同样存在低温腐蚀。低温腐蚀主要是酸腐蚀, 与烟气酸露点关, 燃料中的硫含量决定了酸露点温度的高低。图 1 余热利用系统方案中根据设计煤种和现燃用的运行煤种分别进行了酸露点的计算, 得出的酸露点温度分别为 79. 32 和 75. 17 。在设计时采用再循环系统, 使余热回收器回水温度为
6、 95 , 避免了受热面的低温腐蚀不仅延长余热回收系统的使用寿命, 而且实现对主机系统正常运行的较小影响。3. 2余热回收器受热面的磨损问题考虑到受热面的磨损问题, 此次改造将余热回收器管排设计成膜式管排, 这种结构迫使烟气流动趋于层流, 管排间没有烟气扰动, 是不易磨损的布置形式。另外, 由于烟气流速对受热面的磨损影响最大, 设计时通过调整管排横向截距, 控制烟气的平均流速在 6 8 m / s, 有效地避免了余热回收器管排的磨损问题。3. 3 烟道系统阻力问题经计算得到余热回收器烟气侧阻力最大为29 mmH2O, 改 造 后 烟 道 阻 力 将 增 加 到 410mmH2O; 而引风机铭牌
7、参数为 464 mmH2O, 引风机出力还有一定裕度, 因此改造后引风机的出力仍然可以满足锅炉的正常运行。3. 4 余热回收器管内壁结垢问题受热面管内壁结垢主要发生在蒸发段, 因为蒸汽的溶盐能力与水比较相差很大。设计中控制余热回收器管内工质低于对应压力下饱和温度 5 , 使工质在整个系统处于液相, 避免管内壁的结垢问题, 但仍建议在锅炉检修期间进行割管检查, 并确定酸洗周期。4 经济效益以该电厂 3号锅炉为例, 当排烟余热利用系统安装后, 当机组 200 MW 电负荷下, 可吸收尾部排烟余热能源 24. 06 GJ/h, 折算成标准煤 0. 821t/h, 安装排烟余热利用系统后增加的辅机电耗
8、折算成标准煤 0. 028 t/h, 该系统节约的净能源折算成标准煤为 0. 793 t/h。按每年 3号机组全年累计发电量 15亿度, 负荷率 85. 6% 计算, 那么 3号机组安装该排烟余热利用系统后, 一年可节约标准煤 5 946 ,t 每吨标准煤及其运费按 350元计算,一年可节约人民币 208. 1万元。如果该电厂 1 4号锅炉全部安装余热利用系统, 则每年可节约标准煤约 23. 7万吨, 每年可节约人民币 829. 5万元。5 结 论1)该电厂 3、4号锅炉在排烟余热利用改造后, 经两年的运行使用经热力计算, 4台锅炉余热回收器设计总吸热功率按设计煤种 22. 098 ?106
9、kal/h, 按试验煤种 21. 786 ? 106 kal/h。可见设计供热能力达到预定要求, 可满足一区、二区、厂区、主厂房、新 16层楼、新两栋六层楼供暖和家属区、浴池、游泳池生活热水并有一定余量。2)经济效益可观。# 3机组安装该排烟余热利用系统后, 一年可节约人民币 208. 1万元。 14号锅炉全部安装余热利用系统, 则每年可节约标准煤约 23. 7万吨, 每年可节约人民币 829. 5万元, 当年可收回成本。 3)有效避免烟气侧低温腐蚀。改造设计计算时余热回收器入口工质温度可达到 95 , 计算酸露点为设计煤种计算的酸露点为 79. 32 , 试验煤种计算酸露点为 75. 17 , 对余热回收器入口管排的腐蚀较小。4)烟气侧阻力影响较小。此方案管间烟气平均流速 6. 45 m /s, 烟气侧阻力增加 21. 6 29mmH2O, 对引风机出力影响较小, 改造后引风机出力仍可满足机组正常运行。5)设计防止管内壁结垢。余热回收利用系统采用非沸腾式低压省煤器, 管内壁结垢问题较小, 但建议在锅炉检修期间进行割管检查, 并确定酸洗周期。参考文献 1 北京有色冶金设计研究总院主编. 余热锅炉设计与运行 M . 冶金工业出版社, 1982. 2 化工设备设计全书编辑委员会. 化工设备设计全书废热锅炉 M . 化学工业出版社、工业装备与信息工程出版中心, 2002.
