本土剩热锅炉节能化送热技艺革新剖析.doc

1德能天然气发电有限公司装机容量为2 42MW ，采用PG6581B单轴燃气蒸汽联合循环发电机组。装有2台Q412 /551 - 72. 3- 3. 82 /450型自然循环余热锅炉，该锅炉设计排烟温度为145.正常运行锅炉达到额定出力时其排烟温度在143 145范围内波动。由于燃机是采用天然气作为燃料，所以其排气进入锅炉做完功后的硫排放量极小，锅炉的排烟温度降至110时也足可以保证尾部金属面的安全。因此，在锅炉尾部最后一级受热面与烟囱竖井之间加装了2组受热面，通过外置式管道泵打水循环，利用锅炉排烟余热加热循环水，待水温升到85时向城区供应民用非饮用热水，收效良好。该项目大大减少了当地城区小型燃油、燃煤锅炉的运行容量，对地方城区环保节能减排做出了较大贡献。2锅炉正常运行时的参数2. 1锅炉本体结构本体结构主要由进口烟道、烟气挡板门、旁通烟道、过渡烟道、锅炉本体、出口烟道、主烟囱、烟道膨胀节、钢架及护板、平台扶梯、炉顶雨棚等部件组成。锅炉本体受热面采用标准单元模块式结构，由垂直布置的错列螺旋鳍片管和上下集箱组成，以获得最佳的传热效果和最低的烟气压降。燃机侧排出的烟气通过进口烟道进入烟气挡板门，系统单循环时烟气通过烟气挡板门从上部的旁通烟囱排出；系统联合循环时，烟气通过烟气挡板门进入过渡烟道，烟气流向由烟气挡板门控制实现。锅炉从旁通烟囱中心至主烟囱中心总长为32.490m，主烟囱顶部标高为30m.如1.2. 2运行参数改造前， 1号锅炉满负荷运行时中4点处（除氧蒸发器管屏出口）烟温在154左右，烟气在中5点处（排烟）温度降至144左右后由主烟囱排入大气，排烟热损失无利用手段。1号锅炉各部烟气阻力见，各段烟温及主参数见。 1号锅炉改造前烟道各段烟气阻力值序号名称单位数值1进口烟道至过渡烟道出口Kpa 0. 15 2锅炉本体烟气阻力Kpa 2. 389 3出口烟道及主烟囱阻力Kpa 0. 25 4烟气总阻力Kpa 2. 793改造方案及经济预核算3. 1改造项目的初衷第一点，德能发电公司所在地是德清县县城，城区已建设蒸汽供热管网，由县城另外一家热电厂供应。该管网基本上是以工业供汽为主，县城里的大小热水用户是采用小型的燃油、燃煤锅炉进行经营作业。据不完全统计，仅县城不包括各镇区就拥有运行的2 t/h以下的小锅炉近百台，每天这些小锅炉对大气的污染物排放也是当地环保部门屡禁不止、屡改不善的事情。德能发电公司若能生产出合格的民用热水，就可以停掉部分小锅炉，从根本上解决地方环境保护问题。第二点，德能发电公司在不增耗天然气的前提下产出热水必定是利用设备余热或回收热量来完成，依据公司实际情况，大家最终把目标锁定在锅炉上，利用锅炉排烟余热将合格的冷水变成热水。 1号锅炉改造前各段烟气温度及主参数序号名称单位数值1锅炉入口烟温557 2过热器入口烟温545 3蒸发器入口烟温452 4省煤器入口烟温248 5除氧蒸发器入口烟温173 6除氧蒸发器出口烟温153 7排烟温度144 8最大带负荷能力t/ h 73 9满负荷时主汽压力MPa 3. 4 10满负荷时主汽温度4463. 2改造条件经查阅图纸及现场反复测量，首先确定了1号锅炉最后一级受热面具备增装管屏的位置。最后一级受热面即除氧器蒸发受热面管屏烟气出口侧与主烟囱入口壁面之间水平净距离为3. 5m，去除管屏间隙，有效可利用距离为3m.该处炉膛净空高度为10. 12m，在该处炉膛上下横梁处均有支架生根点，且具备上下联箱安装位置。根据以上情况德能发电公司决定拟定技改方案。3. 3技改方案在1号锅炉除氧器蒸发受热面烟气出口侧管屏与主烟囱入口壁面之间沿炉膛全长、宽度安装两组受热面管屏，因所处部位烟气温度在150左右，所以管材选用50 4. 5的普通碳钢管，上下联箱选用219 8的普通碳钢管，钢管沿轴向对称焊接L = 20mm的扁钢作为鳍片。沿炉膛横向错列布置2排，每排管子数量为31根，双排管共计62根，高度为10m.单组联箱上各开62个管口与管屏焊接。由上下联箱同一侧焊接108 5的引出管穿越炉墙，炉外安装1台100m3热水箱，通过管道泵将热水箱、管屏上下联箱组成闭合循环回路，利用管道泵的强制循环动力使水介质循环流动与1号锅炉排烟进行热交换。见2.经计算，加装2组管屏后的炉膛烟气总阻力约2. 90KPa，排烟温度将下降10左右。根据该锅炉的排烟含硫量计算，尾部金属壁面均在露点安全系数以内，绝不会造成低温酸腐蚀。3. 4投资与收效核算根据所需材料统计，全系统材料费用约为30万元，安装费用约为3万元，其他费用2万元。因该项技改准备安排在机组大修时完成，故不产生机组停运损失，总计技改费用约为35万元。根据对当地县城热水耗量的反复调研，预计供水初期每天可供热水50，t随着市场开发预计高峰时段（每年的10月份至次年的4月份）每天可供应热水200t左右，低谷时段（每年的5月份至次年的9月份）每天可供应热水100 t左右，年供应量可达57000t.根据调研结果，未供热水前县城内各大热水用户（如洗浴桑拿中心、酒店、宾馆等）自产热水成本较高，而德能发电公司根据该热水系统电耗、人工、投资折旧等核算出热水成本远远低于热水用户自产热水成本。因此，供应量只会逐年增加。按照以上预计供应量，该技改项目投资回收期为18个月。另一方面，根据预算的年供应热水总量可以折算出全县城每年可节约标煤近10000，t污染物减排量非常可观。4技改后的机组运行情况及收效4. 1技改后机组运行情况技改后1号锅炉运行完全正常，未因增加受热面而影响效率及出力，根据烟气在线监测系统的实时数据显示，炉膛烟道总阻力在2. 9KPa- 2. 95KPa之间波动，排烟温度由原来的144降至138 ，完全保证了尾部烟道金属壁面的运行安全。在管道泵循环时间达到8h时，新增管屏上联箱出口水温已达82 ，烟气阻力变化值如，各段烟气温度及主参数变化对照见。 1号锅炉技改后各段烟气阻力值序号名称单位数值1进口烟道至过渡烟道出口Kpa 0. 15 2锅炉本体烟气阻力Kpa 2. 549 3出口烟道及主烟囱阻力Kpa 0. 25 4烟气总阻力Kpa 2. 95 1号锅炉改造前、后烟道各段烟气温度及主参数对照序号名称单位技改前数值技改后数值变化量1锅炉入口烟温557 0 2过热器入口烟温545 0 3蒸发器入口烟温452 0 4省煤器入口烟温248 0 5除氧蒸发器入口烟温173 0 6除氧蒸发器出口烟温153 0 7排烟温度144 138 - 6 8最大带负荷能力t/ h 73 0 9满负荷时主汽压力MPa 3. 4 0 10满负荷时主汽温度446 04. 2热水实际供应情况通过6个月的供水总结，实际供水量已基本达到预计供应量，投资回收核算完全可以如期实现。另外，德能发电公司又将此技改项目投用情况上报到地方政府，地方政府在进行节能论证后也给予充分肯定，并计划有阶段性的以此项目逐渐替代仍运行的小锅炉，进一步