相变换热器项目方案建议书.doc

国电长治热电锅炉烟气余热回收技术改造项目可行性研究报告二一五年一月目 录1 概述11.1 企业概况11.2 改造的必要性12 分控相变换热系统技术介绍22.1 技术背景22.2 分控相变换热技术简介33 锅炉烟气余热回收方案53.1 编制依据53.2 设计方案143.3 分控相变余热回收系统的计算参数183.4 节能减排效益计算184 项目相关因素影响分析194.1 设备经济寿命和使用寿命194.2 对空预器的影响204.3 相变余热回收系统对除尘器的影响204.4 对引、送风机的影响205 项目实施计划205.1 项目主要工程内容205.2 项目实施地点：215.3 项目工期计划216 成本效益分析216.1 项目总投资费用216.2 项目投资回报期217 结论211 概述1.1 企业概况 晋能长治热电有限公司厂址位于全国十大魅力城市之-长治市，距长治市城区约7公里。地处我国中部能源基地，不仅有着丰富的煤炭资源和水力资源；而且地理位置优越，市域内有太焦、长邯两条铁路，公路有国道3条、省道13条，长晋高速、长太高速贯穿南北，还有有机场一座，目前已形成以铁路、公路为主，航空为辅的交通运输网络。发展条件优越，工作、生活环境较好。公司2330MW级机组于2011年10月投产，安装2台330MW亚临界燃煤空冷冷凝式供热机组，配置2台117t/h亚临界参数、自然循环、一次中间再热、固态排渣煤粉锅炉。1.2 改造的必要性自电力企业改革后，从体制上根本打破了电力企业集发、输、配、售于一体的局面，火电厂在新的经营模式下面临着日渐严峻的考验。尤其是近年来煤炭市场放开后，电煤价格的持续上涨，而电、热价格则一路平行。煤炭价格的上涨，使得火电厂的生产成本急剧上升，导致我厂电热价格与成本倒挂问题越发突出，加剧了火电厂的经营困境。在这种情况下，企业如何扭转负债经营的不利局面，成为当务之急，用新技术、新工艺、新方法，挖潜改造，提高机炉热效率、节能减排势在必行。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。目前设计条件下的排烟温度高于酸露点温度的15-18度，实际上排烟温度的计算方面也因为招标对经济指标要求而存在潜在的上升空间。以国内300MW机组的实际运行的负荷、排烟温度状况，几乎没有一家能够按照设计指标运行。造成排烟温度升高的原因是多方面的。随着运行时间的延长，排烟温度因空预器设备的末端腐蚀而局部积灰、系统阻力增加、过量空气系数增加、排烟温度升高；空气预热器漏风、夏季空气温度升高、煤种变化也使得锅炉远离校核煤种等因素都会引发排烟温度升高。排烟损失是影响锅炉效率的主要因素，电站锅炉的排烟温度为120140，如果降低排烟温度1620。对于一台300MW的发电机组，平均每年可节约标煤约6000吨。 另外，利用烟气余热提高空预前空气温度和脱硫塔后烟温，可减轻空预器和烟道腐蚀；降低脱硫塔前烟温还可减少脱硫工艺前的喷水量以及降低进入电除尘器的烟气体积流量和灰的比电阻，有效提高电除尘效率，减少除尘器的改造费用。目前晋能长治热电厂锅炉运行排烟温度冬、夏季平均温度约135，锅炉常用负荷下，空预器入口烟温340360，空预器出口烟温冬季平均温度约115，夏季平均约135，一二次风空预器出口温度300320。本项目拟采用分控相变烟气余热回收技术，将排烟温度高于该炉型正常燃料酸露点以上部分的烟气热量回收，并进行最佳利用，以达到节省燃煤量，降低发电煤耗，减少污染物的排放，提高锅炉效率及电除尘效率的目的。2 分控相变换热系统技术介绍2.1 技术背景2.1.1余热回收利用的效益烟气余热回收的价值不在于降低了多少排烟温度，而是如何利用了这些从烟气回收的低温余热。如果烟气余热用于加热凝结水，让加热凝结水排挤的汽机抽汽去发电，进行低温低压的朗肯循环，则其发电效率很低。一般汽机七段抽汽的循环热效率约为18%，五段抽汽循环热效率约25%。目前运用较多的低温省煤器就属于该利用方式。尽管低温省煤器造价较低，但其余热回收的效益不高，所以其余热回收的静态投资回收期约为35年。如果烟气余热用于加热锅炉进风，则其热量得到梯级利用，其节约的燃煤可产生主汽，从而大大提高了热力循环效率。对于300MW亚临界再热机组热力循环的效率约48%，是低温省煤器余热回收利用发电效率的23倍。尽管空气加热器的换热系数低于水加热器，但其传热温差较高，因而增加的成本有限，其余热回收的静态投资回收期约为1.83年.2.1.2现有余热回收技术的不足传统低温省煤器不仅余热回收的效益低，而且只适于回收排烟温度较高的余热，否则受热面腐蚀和堵灰问题会很严重。该系统如果设计不当，还有发生凝结水汽化的风险。在国内外强化传热技术以及专用于余热回收利用的技术中，利用汽体凝结和液体沸腾蒸发的换热系数高、流体介质携带热能强度大，且流体温度分布均匀的特点，开发出许多高效相变换热技术。在降低锅炉排烟温度、回收余热提高热效率方面，常采用热管或其它相变换热技术，通过不同技术方案来控制烟气侧受热面的腐蚀和结灰速度，取得较好的效果。相变式低温省煤器是为了控制烟道换热器的低温腐蚀而开发，其通过控制中间传热介质（水-汽）的相变参数来控制传热量和烟道换热器壁温，从而提高了系统的可靠性，并可自动将排烟温度降低到最佳的温度。相变式空气加热器系统同相变式低温省煤器的原理相同，但加热锅炉供风时的经济性更好。目前运用该技术已开发的自然循环系统中，空气加热器的安装位置要求高于烟道换热器，因而实施的困难较多。另外，该系统也不易实现一二次风的同步加热，且只能将空气加热器布置在送风机入口，这样在夏季时，送风机由于入口风温过高将无法正常运行。自然循环相变换热系统主要是通过调节换热器的冷源流量来控制相变参数的，本质上是通过改变换热系数和传热温差来调节换热量，因而调控换热器壁温的能力较差，调节特性不佳，调节手段无法满足冷、热源负荷大幅变化时设备的安全，低温腐蚀常在这时剧烈发生。另外，自然循环相变换热系统只适宜加热单一冷源。只加热锅炉供风的余热回收利用系统，在夏季环境温度较高时，特别是在南方地区，烟气与空气的传热温差减小，余热回收的经济性将大幅下降。2.2分控相变换热技术简介针对现有技术的不足，山西三合盛节能环保技术股份有限公司与中国科学院过程工程研究所合作开发了分控相变烟气余热回收利用系统。分控相变换热系统充分利用了相变换热系统的传热系数高、参数同一性好等特点，但改变了冷源与热源相变参数一致的传统，将冷源与热源相变参数分别控制。热源侧相变参数以保护烟道换热器不发生低温腐蚀为控制目标，并且可随烟气酸露点变化自动调节相变参数；冷源侧相变参数可任意调节，从而使得系统具有很强的兼容性和适应性。由于蒸发吸热和冷凝放热的饱和压力各自独立控制，可确保在冷源换热大幅变化时，热源换热管的壁温不受影响，可靠地保障换热管不受低温腐蚀损害。分控相变烟气余热回收利用系统的基本原理是：烟道换热器内饱和水吸收烟气余热而蒸发，蒸汽去往风道换热器和凝结水换热器等不同冷源热用户，释放热量后凝结为水，凝结水回流到烟道换热器继续传热循环。烟道换热器出口蒸汽母管安装有气流调节阀，当测得的相变参数（压力和温度对应）低于设定值时，气流调节阀关小，反之开大，从而控制相变参数和烟道换热器壁温的稳定。蒸汽母管可以同时接往不同的冷源换热器，系统可根据环境温度和排烟温度的设定值，自动调节不同冷源的供汽量，从而达到最佳余热利用效率。分控相变换热系统原理示意图分控相变换热系统的特点包括：l 可随环境温度和机组负荷的变化，将热源烟气换热器产生的蒸汽分别控制输送到一次风加热器、二次风加热器、热网加热器和凝结水换热器等不同热用户，自动进行不同热用户的优化组合，实现最佳的能量梯级利用，使节能减排效益的最大化。l 组合系统可在避免低温省煤器发生低温腐蚀和汽化的情况下，提升低温省煤器的出口水温，提高余热回收利用的热力循环效率和经济性。l 一次风加热器和二次风加热器可与原暖风器及辅汽系统兼容，可减小风道阻力损失，保护空气预热器，并确保暖风器回热系统的经济性；l 采用汽液换热器和辅助蒸汽等控制冷凝液的过冷度，确保烟气换热器不发生局部低温腐蚀，可提高安全裕量；l 相变系统采用强制循环，换热器可灵活布置，也可实现冷、热源之间的远距离传热，提高了系统的适应性；由于相变介质的潜热大，介质携带的能量密度很高，因而流体流量较小，水泵功耗很低。l 烟气换热器采用小联箱单元组合结构，即便于检修维护，减轻局部磨损的危害，也可提高整个换热器的使用寿命；l 采用热源内部压力信号和温度信号以及热源吸热管束内液位信号和壁温信号的组合来实施多元和全过程的控制和保护。由于控制对象的时间常数小，调节特性好，易于将多任务控制和多层次保护集成在一个系统，控制系统精度和设备安全性更高。l 由于系统可更精确可靠地控制换热管壁温，不仅提高了设备的寿命，还可减小安全余量，将烟气排烟温度降低更多，有更高的节能减排效益。l 可与空气预热器配套设计，变为可调式空气预热系统，保护空气预热器不发生低温腐蚀和堵灰。从而空预器可采用管式或板式结构，降低漏风损失，提高了机组经济性。分控相变烟气余热回收利用系统中标了全球环境基金通过世界银行实施的无偿援助项目，2012年12月完成了太原一电厂13号炉（1025t/h）的系统调试，2013年10月完成14号炉的余热回收项目。2014年12月完成陕西华电蒲城电厂3号炉烟气余热回收项目改造。3 锅炉烟气余热回收方案3.1 编制依据根据锅炉设计参数和实际运行参数计算编制，主要的设计计算依据包括：锅炉容量、燃用煤的分析、排烟温度、烟气量、一、二次风率、凝结水参数和年运行小时数等。锅炉说明书、锅炉热力计算书、汽机热力计算书、实际运行统计数据、烟风道布置安装图等为设计的重要参考内容。重点综合考虑了实际运行工况的平均值和极值以及余热回收的经济效益。3.1.1 设计采用的主要标准及规范：火力发电厂设计技术规程 DL5000-2000电力建设施工与验收技术规范 DL/T5047-95火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规定 DL/T5121-2000火力发电厂汽水管道应力计算技术规程 DL/T5366-2006火力发电厂保温油漆设计规程 DL/T5072-20073.1.2 设计计算主要参考公式实用锅炉手册林宗虎等锅炉计算手册宋贵良等锅炉原理及计算(第三版)-冯俊凯等锅炉原理范从振等3.1.3 技术资料：锅炉设计热力计算书锅炉安装、运行说明书锅炉烟风道布置安装图锅炉主要运行数据锅炉大修后燃烧调整及热效率试验报告当年试验中心煤组的煤质月报炉热力特性书1、2号锅炉实际运行参数略有不同，本报告具体以此次改造的锅炉实际情况为主要依据进行调整。3.1.4 设计燃煤特性煤质资料项目符号单位设计煤种校核煤种校核煤种分析基水分Mad % 0.75 1.2 0.53 干燥无灰基挥发分Vd.af % 14.1 13.5 16.6 应用基灰（即收到基）Aar % 29.39 33.62 26.68 应用基碳Car % 54.64 50.29 58 应用基氢Har % 3.2 2.76 3.36 应用基氧Oar % 1.71 2.06 1.75 应用基氮Nar % 1.41 1.41 1.08 应用基硫Sar % 1.2 1.05 1.5 应用基水分（全水分）Mt.ar % 8.45 8.81 7.63 100 100 100 灰成分分析：二氧化硅SiO2 % 46.66 47.76 0.00 三氧化二铝Al2O3 % 33.87 30.05 0.00 三氧化二铁Fe2O3 % 3.96 4.52 0.00 氧化钙CaO % 6.84 5.45 0.00 氧化镁MgO % 1.94 4.80 0.00 氧化钾K2O % 0.83 1.00 0.00 氧化钠Na2O % 0.51 0.59 0.00 三氧化硫SO3 % 3.09 3.64 0.00 氧化钛TiO2 % 1.28 1.18 0.00 五氧化二磷P2O5 % 0.52 0.39 0.00 其它% 0.50 0.62 100.00 哈氏可磨性指数HGI 76 71 0 灰变形温度DT 1500 1500 1500 灰软化温度ST 1500 1500 1500 灰溶化温度FT 1500 1500 1500 应用基低位发热量Qnet.ar kJ/kg 21353 19259 23027 3.1.5 锅炉的主要热力计算数据（设计煤种）：项目负荷单位BMCR TRL TMCR THA 75%THA 50%THA 切高加1、蒸汽及水流量过热器出口t/h 1171.0 1137.0 1137.0 1065.0 777.0 514.0 926.0 再热器出口t/h 990.92 960.48 964.13 907.03 675.52 448.99 921.68 省煤器进口t/h 1154.57 1126.36 1126.39 1055.45 716.32 452.18 799.97 过热器一级喷水t/h 22.51 17.61 17.58 16.16 54.76 53.57 108.23 过热器二级喷水t/h 5.63 4.40 4.40 4.04 13.69 13.39 27.06 再热器喷水t/h 0 0 0 0 0 0 0 锅炉正常排污量t/h 11.71 11.37 11.37 10.65 7.77 5.14 9.26 2、蒸汽及水压力过热器出口压力Mpa.a 18.50 18.46 18.46 18.37 13.23 8.78 18.22 一级过热器压降MPa 0.43 0.41 0.41 0.36 0.2 0.1 0.28 二级过热器压降MPa 0.49 0.46 0.46 0.41 0.23 0.11 0.32 三级过热器压降MPa 0.23 0.22 0.22 0.19 0.11 0.05 0.15 四级过热器压降MPa 0.35 0.33 0.33 0.29 0.17 0.08 0.23 过热器总压降MPa 1.50 1.42 1.42 1.25 0.71 0.34 0.98 再热器进口压力Mpa.a 4.46 4.32 4.34 4.09 3.06 2.04 4.24 一级再热器压降MPa 0.10 0.09 0.10 0.09 0.05 0.02 0.09 二级再热器压降MPa 0.13 0.12 0.12 0.11 0.06 0.03 0.11 再热器出口压力Mpa.a 4.23 4.11 4.12 3.89 2.95 1.99 4.04 汽包压力Mpa.a 20.00 19.88 19.88 19.62 13.94 9.12 19.20 水冷壁压降MPa 不适用不适用不适用不适用不适用不适用不适用省煤器压降（不含位差）MPa 0.14 0.12 0.08 0.05 0.04 0.02 0.08 省煤器重位压降MPa 0.25 0.25 0.25 0.25 0.25 0.25 0.25 省煤器进口压力Mpa.a 20.39 20.25 20.21 19.92 14.23 9.39 19.53 3、蒸汽和水温度过热器出口 543 543 543 543 543 543 543 过热器温度偏差 5 5 5 5 5 5 5 再热器进口 342 339 340 334 341 345 341 再热器出口 543 543 543 543 543 543 543 再热器温度偏差 10 10 10 10 10 10 10 省煤器进口 285.9 283.8 284.0 279.8 261.5 237.8 185.8 省煤器出口 292.0 289.4 289.7 285.0 269.3 250.7 202.5 过热器减温水 186.0 184.2 180.8 182.3 170.0 155.1 185.8 汽包 365.8 365.2 365.2 364.2 304.3 304.3 362.3 4、空气流量空气预热器进口一次风m3/h 289427 284832 284832 272583 225872 194895 281153 kg/s 83.05 81.73 81.73 78.22 64.81 55.93 80.68 空气预热器进口二次风m3/h 1010844 986699 986699 933333 736593 618241 969892 kg/s 294.9 287.9 287.9 272.3 211.4 177.4 283.0 空气预热器出口一次风m3/h 455436 445734 445734 423696 346933 283000 447657 kg/s 67.81 66.36 66.36 62.97 49.69 40.81 65.31 空气预热器出口二次风m3/h 1984123 1936576 1936576 1830263 1457903 1207725 1941857 kg/s 288.00 281.33 281.33 265.89 205.44 171.86 276.56 一次风漏到烟气Nm3/h 45183 45183 45183 44830 43771 43418 44830 kg/s 16.13 16.13 16.13 16.00 15.62 15.50 16.00 一次风漏到二次风Nm3/h -2471 -2118 -2118 -2118 -1412 -1059 -1765 kg/s -0.88 -0.76 -0.76 -0.76 -0.50 -0.38 -0.63 项目负荷单位BMCR TRL TMCR THA 75%THA 50%THA 切高加二次风漏到烟气Nm3/h 16944 16238 16238 15885 15179 14473 16238 kg/s 6.05 5.80 5.80 5.67 5.42 5.17 5.80 总的空气侧漏到烟气侧Nm3/h 62126 61420 61420 60714 58949 57890 61067 kg/s 22.18 21.92 21.92 21.67 21.04 20.66 21.80 空预器漏风率% 5.47 5.53 5.53 5.76 7.10 8.58 5.58 一次风漏风率% 18.36 18.81 18.81 19.49 23.33 27.04 19.05 5、烟气流量炉膛出口m3/h 6214050 6063156 6063024 5705160 4311189 3294636 5963060 kg/s 405.4 396.7 396.7 376.4 296.5 240.9 390.4 高温过热器出口m3/h 5751528 5614863 5614758 5292515 4034279 3114875 5524085 kg/s 405.4 396.7 396.7 376.4 296.5 240.9 390.4 高温再热器出口m3/h 5246094 5126684 5126615 4840007 3728174 2919405 5045508 kg/s 405.4 396.7 396.7 376.4 296.5 240.9 390.4 省煤器出口（后烟井）m3/h 1910011 1727770 1724653 1555499 1213807 1014375 1844416 kg/s 261.6 237.1 236.7 213.2 160.3 134.3 244.3 后烟井(过热器侧) Nm3/h 709543 643285 641998 578464 435154 366205 662674 kg/s 261.6 237.1 236.7 213.2 160.3 134.3 244.3 前烟井(再热器侧) Nm3/h 390256 432838 434141 442623 369859 290736 396443 kg/s 143.9 159.6 160.0 163.2 136.2 106.6 146.1 空气预热器进口m3/h 3061226 2992359 2992359 2841359 2318776 1900856 3006392 kg/s 405.4 396.7 396.7 376.4 296.5 240.9 390.4 空气预热器出口m3/h 1991516 1948337 1948337 1854616 1520756 1245355 1936580 kg/s 427.6 418.6 418.6 398.1 317.5 261.6 412.2 6、空气预热器出口烟气含尘量g/Nm3 34.69 34.67 34.67 34.60 33.22 28.06 34.65 7、空气温度空气预热器进口一次风 30 30 30 30 30 30 30 空气预热器进口二次风 25 25 25 25 30 30 25 空气预热器出口一次风 311 311 311 312 334 330 323 空气预热器出口二次风 326 326 326 326 344 338 338 8、烟气温度炉膛出口 1030 1026 1026 1012 943 850 1024 大屏过热器进口 1121 1117 1117 1100 1017 908 1113 大屏过热器出口 1121 1117 1117 1100 1017 908 1113 高温过热器进口 1030 1026 1026 1012 943 850 1024 低温过热器进口 731 729 729 722 689 644 728 高温再热器进口 926 922 922 912 858 782 921 低温再热器进口 791 789 789 781 742 688 788 大屏过热器出口 1121 1117 1117 1100 1017 908 1113 后屏过热器出口 1030 1026 1026 1012 943 850 1024 高温过热器出口 933 930 930 919 865 789 929 低温过热器出口 359 357 357 357 379 369 400 高温再热器出口 827 825 825 817 779 722 825 低温再热器出口 380 379 379 376 381 384 379 省煤器进口 359 357 357 357 379 369 400 省煤器出口 348 346 346 345 360 347 368 空气预热器出口（未修正） 125 125 125 124 130 120 128 空气预热器出口（修正） 120 120 120 119 123 113 123 项目负荷单位BMCR TRL TMCR THA 75%THA 50%THA 切高加9、空气压降空气预热器一次风压降Pa 686 667 667 628 402 314 569 空气预热器二次风压降Pa 932 892 892 814 569 422 892 （一次风）燃烧器阻力kPa 850 （二次风）燃烧器阻力kPa 1000 （三次风）燃烧器阻力kPa 1800 10、烟气压力及压降炉膛设计压力kPa 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 炉膛可承受压力kPa 9.98 9.98 9.98 9.98 9.98 9.98 9.98 锅炉本体烟气压降压降kPa 1.71 1.67 1.67 1.59 1.28 1.05 1.65 空气预热器压降kPa 1.04 1.00 1.00 0.92 0.66 0.47 1.00 炉膛到空气预热器出口压降kPa 2.75 2.67 2.67 2.51 1.93 1.53 2.65 11、燃料消耗量t/h 149.2 146.0 146.0 138.5 106.2 75.0 143.7 12、输入热量GJ/h 3118.8 3051.7 3051.7 2895.6 2220.7 1551.9 3003.4 13、锅炉热损失干烟气热损失% 4.70 4.67 4.67 4.66 5.03 5.39 4.83 燃料中水份及含氢热损失% 0.33 0.32 0.32 0.32 0.34 0.30 0.34 空气中水份热损失% 0.04 0.04 0.04 0.04 0.05 0.05 0.04 未完全燃烧热损失% 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 表面辐射及对流散热热损失% 0.17 0.17 0.17 0.17 0.17 0.17 0.17 不可测量热损失% 0.30 0.30 0.30 0.30 0.30 0.30 0.30 总热损失% 7.64 7.60 7.60 7.59 7.99 8.31 7.78 14、锅炉热效率锅炉计算热效率（低位发热量）% 92.36 92.40 92.40 92.41 92.01 91.69 92.22 制造厂裕度% 0.41 锅炉保证热效率（低位发热量，进风20）% 92.00 15、热量，炉膛热负荷，NOx 过热蒸汽吸热量GJ/h 1194.3 1143.6 1144.1 1057.5 761.1 527.9 1094.7 再热蒸汽吸热量GJ/h 475.2 466.0 466.5 449.5 311.9 196.2 442.1 燃料向锅炉供的热量GJ/h 3118.8 3051.7 3051.7 2895.6 2220.7 1551.9 3003.4 截面热负荷kW/m2 5331.3 5216.5 5216.6 4949.7 3796.0 2652.9 5134.1 容积热负荷kW/m3 114.3 111.8 111.8 106.1 81.4 56.9 110.1 有效的投影辐射受热面热负荷（EPRS）kW/m2 226.7 221.8 221.8 210.5 161.4 112.8 218.3 燃烧器区域面积热负荷kW/m2 1666.0 1630.2 1630.2 1546.8 1186.3 829.0 1604.4 NOx排放值（以NO26计）mg/Nm3 650 16.过剩空气系数炉膛出口过量空气系数-1.25 1.25 1.25 1.25 1.29 1.51 1.25 预热器出口过量空气系数-1.32 1.32 1.32 1.33 1.38 1.65 1.33 17.燃烧器一次风率% 18 燃烧器三次风率% 18.8 19.21 19.21 20.25 25.65 20.83 19.52 18.烟速大屏过热器m/s -后屏过热器m/s 7.6 7.4 7.4 6.9 5.1 3.9 7.2 高温过热器m/s 8.6 8.4 8.4 7.9 5.9 4.5 8.3 低温过热器m/s 12.2 11.0 11.0 9.8 7.3 6.0 11.6 高温再热器m/s 11.2 10.9 10.9 10.3 7.8 5.9 10.7 低温再热器m/s 9.6 11.0 11.0 11.1 9.2 7.0 10.1 省煤器m/s 8.3 7.5 7.5 6.8 5.2 4.3 8.2 3.1.6 汽轮机热力计算数据：3.1.7 现在实际使用的典型煤质分析数据：项目符号单位数值收到基低位发热值Qnet.arKJ/Kg21000收到基水分Mar%1.2收到基灰分Aar%33.62收到基碳Car%50.29收到基全硫Sar%1.5收到基全氮Nar%1.41干燥无灰基挥发份Vdaf%14.33.1.8 锅炉风烟实际运行参数目前晋能长治热电厂锅炉实际运行参数：空预器入口烟温340360，空预器出口烟温年平均温度约137，一二次风空预器出口温度300320。3.2 设计方案3.2.1 总体方案本项目根据锅炉实际燃用煤质及运行参数确定的余热回收方案如下： 余热回收系统总体采用分控相变技术，回收烟气的热量用于同时加热进入空预器的一、二次风和旁路7号低加的凝结水，加热风和水的热量根据排烟温度和环境温度自行调节分配。分控相变换热主系统采用下图热力系统，并增设低低温省煤器。低低温省煤器与原系统的凝结水换热器并联连接。凝结水换热器的入口水源取自轴封加热器前、凝结水精处理装置后的凝结水总管上，凝结水换热器的出口连接至7号低加出口（具体参数见热力计算书附表）。与凝结水换热器相同，低低温省煤器凝结水出入口设关断阀，入口设调节阀。四个分控相变烟道换热器布置在空预器后、电除尘入口的四个水平烟道，同时在每个分控相变烟道换热器后增设低低温烟道换热器。分控相变烟道换热器采用20号钢为基体的螺旋翅片管，低低温烟道换热器采用基体为ND钢的H型翅片管。烟道换热器出口变径管与电除尘入口变径管一体设计，同时考虑对电除尘入口导流板的设计改造，不能影响电除尘效率。在送风机和一次风机出口风道位置加装风道换热器，布置在现有暖风器入口，现有暖风器位置移位。在零米送风机出口风道之间设凝结水加热器和汽液换热器。循环水泵、水箱布置在零米，靠近凝结水加热器和汽液换热器。系统流程图如下图所示：3.2.2 热力系统构成分控相变换热系统主要组成包括：序号项目单位数量备注1吸热蒸发器（烟道）8组2放热冷凝器（风道）6组3凝结水加热器1组4汽液换热器1组5汽流调节阀2台6液流调节阀4台7平衡水箱2台8水封箱1台9循环泵2台10液位计4台11电控阀4台12汽水管路系统（含管道、手动阀门、法兰螺栓、弯头及附件）1套13DCS系统1套14主材(烟风道、基座、承重梁加固)1套15监视监测系统（含测量元件、电缆、桥架）1套16保温材料1套3.3 分控相变余热回收系统的计算参数（根据提供的数据计算）根据用户实际运行参数，参考设计数据，对分控余热回收系统的设计计算如下：以单台炉为基数，仅计算加热风的结果，凝结水加热最大负荷设计为加热风量的50%80%，平均负荷为加热风量的3060%。具体以参数计算和设备造价情况确定。计算依据的主要参数数据机组计算负荷(MW)300年平均运行负荷率（%）70.00%平均年发电量（亿kwh）18.396煤平均热值（kcal/kg）5000煤的平均含硫量（%）0.80%烟气酸露点（）90改造前年平均排烟温度（）125改造后年平均排烟温度（）105改造前年平均空预入口风温（）10改造后年平均空预入口风温（）34.93.4 节能减排效益计算下表仅计算加热风的效益。凝结水加热器只在夏季采用，加热凝结水的余热利用效益相比较低，总的余热利用效益约为加热风总效益的13%。节能效益计算计算的主要参数数据回收的余热年节约标煤量（t/y）5086增加引、送风机等电耗（KW）298项目年节约标煤量（t/y）5086供电煤耗降低（g/kwh）2.01 减排效益计算计算的主要参数数据减少SO2排放（t）214 减少NOx排放（t）233减少CO2排放（t）9093减少灰渣排放（t）1720 4 项目相关因素影响分析4.1 设备经济寿命和使用寿命分控相变换热技术的系统设计不受季节和环境的影响，可以始终通过对锅炉进风和凝结水的加热，实现能量最佳的梯级利用，使发电的循环热效率达到最大值，经济效益最佳。分控相变换热技术依据相变换热原理，采用温度更加同一均匀的蒸发液作为主要控制参数，避免了烟道中沿烟道截面烟气温度偏差的影响，控制参数更为可靠。这对于温度很低的烟气进行深度余热回收十分重要。分控相变换热技术设计的不凝气体排除系统可在任何工况下将气体可靠排除，且没有蒸汽损失，相变换热效能和设备寿命得到提高。烟气流速对受热面的换热系数、磨损和积灰影响很大，所以根据锅炉运行参数和使用煤种选择合理的烟气速度对于相变换热装置运行的经济性至关重要。传统相变换热技术对冷、热源负荷变化的适应性较差，调节手段无法满足冷、热源负荷大幅变化时设备的安全，低温腐蚀常在这时剧烈发生。由于分控相变换热技术的控制系统调节特性好，控制精度高，并且可以从机组启动到停运全过程，根据机组负荷和运行参数的变化，做出智能判断，自动控制相变换热系统运行的投入与退出，可以可靠地确保受热面不发生酸结露腐蚀和粘结堵灰。飞灰磨损速度与烟气速度的三次方、灰硬度和烟气含灰量成正比。在低温烟气中，灰的硬度更大，因而通常条件下低温受热面磨损速度较快。为了降低飞灰对受热面的磨损速度，设计时更需要控制合理的烟气速度和避免烟气走廊。根据已有经验，一般要改变前三排换热管的结构参数，通过增设假管、防磨瓦、导流板和采取锰钢、ND钢防磨材料等可以确保相变换热器的寿命不受影响。4.2 对空预器的影响由于回收的余热可用于加热空预器前冷一、二次风，替代了暖风器的作用，可以更可靠地确保空预器不受低温腐蚀，使