发电厂2燃煤机组烟气余热利用系统改造技术方案项目可行性研究报告.doc

发电厂2#燃煤机组烟气余热利用系统改造技术方案目 录1 项目可行性11.1立项依据11.2项目的必要性11.3 锅炉排烟余热回收国外研究进展2（1） 凝结水预热器系统方案2（2） 暖风器系统方案3（3） 低压省煤器与暖风器联合系统方案4（4） 空气预热器旁路省煤器系统方案5（4） 烟气余热加热城市热网回水系统方案62 排烟余热回收利用系统改造82.1 技术原则82.2关键技术问题82.2.1低温腐蚀82.2.2积灰及磨损102.2.3 烟气余热利用系统型式及材料选择122.2.4 烟气侧和水侧阻力153烟气余热利用系统系统初步设计153.1烟气冷却器布置位置153.2排烟温度降低程度173.3烟气流速的选择173.4 烟气余热利用系统改造方案194 经济性分析214.1热平衡计算214.2 经济性分析235烟气换热系统设计245.1 换热器设计245.2 烟气侧与水侧阻力265.3 制造及安装工期276 可能存在的问题及解决办法277投资估算288 结论28 1 项目可行性1.1立项依据火力发电厂消耗我国煤炭总产量的50%，其排烟热损失是电站锅炉各项热损失中最大的一项，一般在5%8%，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20，排烟热损失增加0.6%1.0%。我国现役火电机组中锅炉排烟温度普遍维持在125150左右水平，排烟温度高是一个普遍现象。因此合理利用锅炉排烟热量对提高机组效率起着至关重要的作用。锅炉排烟余热的利用是节约能源、降低能耗、减少污染排放的有效举措。在保证机组安全、经济、可靠运行的前提下，挖掘现有热力系统潜力，充分利用锅炉排烟余热符合国家能源政策，环保政策。本项目实施后，将有效降低机组煤耗，减少环境污染，符合国家“循环经济”政策，是 “科学发展观”在发电行业的具体实践。1.2项目的必要性随着电煤供应的紧张和我国能源消耗的形势愈加严峻，国家对节能降耗的要求更加严格，各大电力集团都在利用各种手段降低煤耗。与此同时，随着全球对环境保护要求的日益提高，中国对环保保护的标准也越来越高。2011年国家颁布了新的火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011），并2012年起实施。相对于以前的标准，进一步提高了火电厂SO2、NOx及烟尘的排放标准，达到甚至优于国际先进标准。国内火电厂已有的环保设备大多数已经不能满足新的排放标准要求，面临新一轮的环保技术改造。从目前的情况看为满足更加严格的NOx、SO2和烟尘排放标准，电厂需要进行的改造有：炉内低氮燃烧改造、烟气脱硝改造、除尘器改造、脱硫改造等。炉内低氮燃烧改造会造成锅炉排烟温度不同程度升高，而烟气脱硝、脱硫改造和除尘器改造都对进口烟气温度有一定的要求。因此，通过合理的手段降低排烟温度不但能够回收烟气余热，还能为环保改造提供便利条件。低温电除尘器是国内结合低压省煤器改造降低烟气温度以提高电除尘器效率的一种综合技术。即通过低压省煤器，使进入电除尘器的运行温度由高温状态下降到低温状态（一般控制在酸露点以上10)。由于排烟温度的降低使得粉尘比电阻下降，烟尘更易荷电和收集，同时进入电除尘器的实际烟气量相应减少、烟气流速降低；这些均对提高除尘效率有利。另外，对进行引（风机）、增（压风机）合一改造的电厂，可以在原增压风机的位置布置烟气深度冷却器，把烟气温度继续降低到露点以下，充分回收烟气余热。可以用回收的烟气余热加热净烟气，从而解决烟囱腐蚀和冒白烟的问题，避免进行湿烟囱防腐改造。总体而言，烟气余热利用改造在回收余热、节约能源的同时，是电站锅炉环保改造的有益补充，可以使环保改造降低成本、更加高效，实现整体优化。华能曲阜电厂锅炉是四川锅炉厂制造CG670/13.7-M型锅炉，超高压中间再热，自然循环固态除渣炉，采用型布置，四角切圆燃烧，平衡通风。锅炉按鲁西混煤设计煤粉燃烧器。锅炉设计排烟温度为147，锅炉设计效率90.57%。锅炉预除尘后夏季机组满负荷时烟气温度最高为155，存在把排烟温度继续降低、提高锅炉效率的空间。如果把烟温降低40-50左右，将会很好保护除尘设备，同时具有较好的经济效益，确保机组经济、安全运行。1.3 锅炉排烟余热回收国外研究进展（1） 凝结水预热器系统方案图1-1所示的锅炉排烟余热回收用于凝结水（低压给水）预热器系统，已在德国Schwarze Pumpe（黑泵）电厂2800MW 褐煤锅炉机组上应用，设计参数见表1-1，采用该系统可使机组供电效率提高0.5个百分点。图1-1 德国Schwarze Pumpe（黑泵）电厂凝结水预热器系统图表1-2 德国Schwarze Pumpe（黑泵）电厂烟气冷却器与凝结水预热器设计参数烟气冷却器(2台锅炉，4支烟道)（热负荷432MW）凝结水（低压给水）预热器（热负荷264MW）烟气质量流量41631500 Nm3/h凝结水质量流量2235900 kg/h烟气进/出口温度187/138 凝结水进出口温度87/131 冷却水质量流量4640400 kg/h凝结水质量流量21280800 kg/h冷却水进/出口温度94/136 凝结水进出口温度136/94 （2） 暖风器系统方案图1-2给出的锅炉排烟余热回收用于暖风器系统，已在德国Mehrum电厂一台712MW烟煤锅炉应用，机组出力增加6.5MW，机组净效率提高0.2%，主要设计参数见表1-3。图1-2 德国Mehrum电厂锅炉排烟余热回收用于暖风器系统表1-3 德国Mehrum电厂烟气冷却器和暖风器主要设计参数烟气冷却器（热负荷28.6 MW）暖风器（一/二次风）（热负荷 32.4MW）烟气质量流量454 kg/s空气质量流量818 kg/s烟气进/出口温度150/90空气进/出口温度25/64冷却水质量流量225 kg/s热水体积流量225 m3/h冷却水进/出口温度43/73热水进/出口温度78/43（3） 低压省煤器与暖风器联合系统方案如图1-3所示，在不带烟气换热器（GGH）的湿法脱硫装置的吸收塔前面，采用布置可在低于烟气酸露点温度下运行的抗硫酸腐蚀烟气冷却器，通过水作为传热介质的闭式循环换热系统，使其在烟气冷却器中吸收锅炉排烟的余热，一部分用于加热低压给水（主凝结水），另一部分用于预热空气预热器入口的冷空气。两者之间的热负荷分配可根据运行需要灵活调节与控制。这种联合技术方案已于1997年应用于奥地利Werndorf 电厂一台燃用重油的165MW锅炉机组，设计参数见表1-4。图1-3 低压省煤器与余热暖风器联合系统表1-4 奥地利Werndorf 电厂技术方案设计参数烟气冷却器（热负荷10.1 MW）暖风器(加热空气预热器入口冷空气)（热负荷6.4 MW）烟气体积流量 462500 Nm3/h空气体积流量442100 Nm3/h烟气进/出口温度155/100 空气进/出口温度39/79 循环水体积流量231 m3/h循环水流量145 m3/h循环水进/出口温度57/96 循环水进/出口温度96/57 低压给水加热器热负荷3.7 MW)烟气中SO3 浓度162 mg/Nm3给水体积流量187 m3/h烟尘浓度187 mg/Nm3给水进/出口温度52/70循环水流量86 m3/h循环水进/出口温度96/57（4） 空气预热器旁路省煤器系统方案如图1-4所示，在不安装GGH的湿法烟气脱硫装置系统中，采用烟气冷却器后，可实现锅炉排烟余热用于预热空气预热器入口空气，从而减少了空气预热器所需的烟气量，节省的这部分烟气通过与空气预热器并列布置的烟气旁路省煤器，可用于加热高压与低压给水。该系统在德国Niederaussem 电厂一台950MW褐煤锅炉应用后，机组供电效率提高0.9个百分点，设计参数见表1-5。表1-5 德国Niederaussem 空气预热器旁路省煤器系统设计参数烟气冷却器（热负荷 77.9 MW）暖风器（热负荷 77.9 MW）烟气质量流量2571.2 kg/s空气质量流量2408.2 kg/s烟气进出口温度160/100空气进/出口温度25/120冷却水流量2131 kg/s热水流量2131 kg/s冷却水进出口温度53/124热水进出口温度124/54烟气冷却器入口SO3 浓度100 mg/m3烟气冷却器入口烟尘浓度45 mg/m3图1-4 德国Niederaussem电厂空气预热器旁路省煤器系统（4） 烟气余热加热城市热网回水系统方案华能北京热电厂一期脱硫技改工程4200MW燃煤机组，在每台锅炉机组尾部的石灰石石膏湿法脱硫装置吸收塔前面各加装了一套烟气冷却器，每台烟气冷却器可加热流量为200t/h的城市热网供暧系统循环水，锅炉排烟结果烟气冷却器后，烟气温度由130降低到115左右。烟气冷却器布置在脱硫吸收塔前的垂直烟道中，采用表面换热器，换热元件采用的是耐硫酸露点腐蚀的ND钢（09CrCuSb）螺旋肋片管（基管和肋片均为ND钢），采用高、低温分段布置的方式，低温段布置在换热器的上侧，高温段布置在换热器的下侧，高低温段换热管采用联箱连接。利用进入脱硫塔前的烟气余热，可将热网供暧系统循环水的温度从60加热到85以上。烟气阻力小于550Pa。（5）低低温烟气处理系统MGGH在电除尘器+湿法烟气脱硫工艺的基础上，日本三菱公司开发了采用无泄漏管式水媒体加热器的湿式石灰石-石膏法烟气脱硫工艺低低温烟气处理系统（Mitsubishi recirculated nonleak type gas-gas heater，MGGH）。在该工艺系统中，原烟气加热水后，用加热后的水加热脱硫后的净烟气。当锅炉燃烧低硫煤时，该工艺具有无泄漏，没有温度及干、湿烟气的反复变换，不易堵塞的优点。为适应日本环保排放控制标准的不断提高，同时解决 SO3引起的酸腐蚀问题，日本三菱公司于 1997 年开始研究将 MGGH 移至空气预热器后、除尘器前的布置方案（图2-4）。在这个系统中，如果将烟气冷却器布置在除尘器的前面，能够降低烟气流速和烟尘的比电阻，从而提高除尘效率，实现低温除尘技术和烟气余热GGH系统的结合。图2-4 日本三菱的MGGH系统在锅炉空气预热器后设置 MGGH，使进入除尘器的烟气温度降低，提高烟气处理性能。脱硫装置出口设置MGGH，通过热媒水密闭循环流动，将从降温换热器获得的热量去加热脱硫后净烟气，使其温度从 50 左右升高到 80 以上。通过这种除尘+湿法烟气脱硫工艺达到高效除尘、脱硫的效果，使烟囱入口粉尘排 放 质 量 浓 度 大 大 降 低 。 按 此 流 程 ，烟 气 经 过MGGH 后，温度从 120130 降到 90 左右，烟气中的 SO3与水蒸气结合，生成硫酸雾，此时由于未采取除尘措施，SO3被飞灰颗粒吸附，然后被电除尘器捕捉后随飞灰排出，不仅保证了更高的除尘效率，还解决了下游设备的防腐蚀难题，并实现了系统的最优化布置。表2-4 低低温除尘器在日本的应用业绩2 排烟余热回收利用系统改造2.1 技术原则（1）在锅炉尾部空气预热器出口和脱硫塔进口之间的烟道内设置烟气余热利用系统。（2）依据锅炉运行情况，加设烟气余热利用系统系统后，排烟温度下降3040。（3）防止传热管腐蚀、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凝结水流动阻力增加等问题。（5）凝结水流量可调，冷却器出口温度可控。（6）烟气余热利用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。（7）烟气余热利用系统采用H型翅片管，在换热器低温段选用耐低温腐蚀材料ND钢。（8）烟气余热利用系统受热面布设吹灰器。（9）回收的烟气余热可以用来加热低压给水、入炉冷空气、城市热网回水，也可以用来加热湿法脱硫出口的净烟气。2.2关键技术问题2.2.1低温腐蚀为了追求最大的换热效率，通常受热面采用逆流布置，烟气的低温段和工质的低温段重合。管壁温度有可能低于硫酸结露的露点温度，烟气中的硫酸蒸汽将冷凝沉积在烟气冷却器的冷端受热面上引起硫酸露点腐蚀，因此，解决传热管低温腐蚀是首要难题，是必须解决的关键技术之一。（1）烟气中SO2与SO3的含量煤中的硫按其在燃烧过程中的可燃情况可分为可燃硫和不可燃硫。煤中的黄铁矿硫、有机硫及元素硫均属于可燃硫，而硫酸盐硫在煤燃烧后沉积在灰渣中，是不可燃硫。但煤中硫酸盐硫含量很少，一般不超过0.2%，可燃硫在还原性气氛下还会生成少量的H2S，所以煤中硫燃烧后绝大部分转化为硫氧化物。煤中S的析出速率与煤的种类和实验工况有关，S的含量、煤中S的存在形式（高温S与低温S的比例）、燃烧气氛（过量空气系数）以及试验工况的温度等都对S的析出速率有很大的影响。在实际锅炉燃烧中，一般都假定煤中的S全部反应生成SO2，但是引起低温腐蚀的却是SO3，SO3主要是通过以下几种途径形成的：（1）燃烧反应，SO2与烟气中的O原子反应生成SO3；（2）催化反应，SO2在催化剂的作用下转化成SO3；锅炉烟气通道内的催化剂主要是灰中的V2O5和Fe2O3；（3）硫酸盐分解，一些碱金属硫酸盐在高温下会分解，从而产生SO3，但鉴于煤中此种硫酸盐的含量少，其生成的SO3也很少。锅炉尾部烟气中只有0.5%3%，最大不超过5%的SO2转化成SO3，在进行烟气酸露点计算时，常常假定2%的SO2转化成SO3。通常SO2与SO3含量的计算步骤为：根据给定的燃料组成成分和过量空气系数，计算出烟气组成，SO2按2%的转化率计算SO3的含量。（2）酸露点的计算对于锅炉的烟气露点温度，国内外有大量的研究结果。由于锅炉的烟气结露问题复杂、研究价值大，所以有很多人从不同的侧重点进行了研究，研究结论差别很大。对于同一种烟气成分，应用不同的研究结论进行计算所得到的烟气露点温度差别很大。一般来讲，烟气露点温度和燃煤成分中的水分含量、硫含量、氢含量、灰分含量、发热量、炉膛燃烧温度、过量空气系数等因素有关，但这些因素的影响幅度不同，所以有的计算中会忽略有些因素的影响。在众多酸露点计算公式中，苏联1973年锅炉热力计算标准方法中推荐的公式应用最广泛，也比较接近实际。烟气露点温度计算公式为： （1）其中：tld为酸露点温度，为水露点温度，取125，Szs为折算硫分，Azs为折算灰分，fh为飞灰含量，取0.9。（3）露点腐蚀的影响因素影响露点腐蚀的因素很多，按照影响程度，可以认为，影响露点腐蚀速率最大的几个因素是燃料、转化率、酸沉积率、温度、材料。可以写成：露点低温腐蚀速率=f (燃料，转化率，酸沉积率，温度，材料)关于露点低温腐蚀，主要有以下几个结论：（1）腐蚀速率受控于酸冷凝沉积率，而不是酸和金属的反应速率；（2）最大露点腐蚀速率并不是发生在露点温度，而是发生在露点温度之下1030和水露点温度以下，图2-5示出了腐蚀速度随壁温变化图；图2-5 腐蚀速度随壁温变化图在锅炉受热面中，沿烟气流程壁温逐渐降低，当受热面壁温降到酸露点时，硫酸蒸汽开始凝结，引起腐蚀。开始时由于酸浓度很高，处于85%95%，凝结酸量不多，因此腐蚀速度较低。随壁温降低，凝结酸量增加，因而腐蚀速度增加，腐蚀速度达到最大值点之后，随壁温进一步降低，酸浓度变低，达到60%70%；腐蚀速度亦下降，在此浓度下达到腐蚀最轻点。之后，当金属壁温再继续下降，由于酸液浓度接近2040%，同时凝结量更多，因此腐蚀速度又上升。在低温腐蚀的情况下，金属有两个严重腐蚀区，两个安全区，如图2-1所示，我们的设计就是要保证低温腐蚀处于腐蚀速率较低的区域。2.2.2积灰及磨损烟气余热利用系统安装于静电除尘器之前，烟气中烟尘含量较高。所以，需要考虑烟气余热利用系统积灰磨损，需要增加管子壁厚，还需要设置吹灰器，定期吹灰。在机组小修、事故停运或大修时检查积灰状况，利用高压水枪进行人工清灰。换热管磨损的区域见图2-6第一排管，迎风面撞击角为3050时，磨损量达到最大。对多排管束时第一排以后的各排管子，错列时磨损集中在2530区域，顺列时集中在60处。错列管束，s1/d=s2/d=2时，最大磨损的管排是第二排。s1/d2时，最大磨损的管排往往不是在第二排，而是移至管束深处。顺列管束磨损最大的管排部位，一般在第五排之后的各排管上。有转弯烟道时，烟气的流速和含尘浓度发生变化，换热器管磨损较严重的区域见图2-7。图2-6 换热器管磨损的区域图2-7烟气转向后换热器管的磨损为了防止磨损，可以采取以下有利于降低磨损的措施：1）对烟气流场进行数值模拟，设计上避免出现烟气走廊、烟气偏流及产生烟气涡流。2）采用合适的烟气流速，保证一定换热系数的同时又不至因烟气流速过高而产生不可控的磨损。3）烟道内管子整体无对接焊缝，蛇形管弯头和焊口全部与烟气流动区隔离，防止弯头及焊缝磨损。4) 采用厚壁管、加大翅片厚度，使受热面具有一定的裕度。5）也可以选择对换热器表面进行防磨喷涂处理。2.2.3 烟气余热利用系统型式及材料选择由于烟气余热利用系统的传热温差小，为使受热面结构紧凑以减小体积，并减少材料耗量，传热管必须采用扩展受热面强化传热。螺旋肋片管和H翅片管作为换热元件，由于制造工艺简单，能增大管外换热面积，强化传热，因而在常规锅炉设计与改造、利用中低温余热的余热锅炉以及其它换热设备中得到了广泛的应用。另外，螺旋肋片管和H翅片管可以提高传热管外壁面的温度，有利于减缓低温腐蚀。因此，通常在烟气余热利用系统的传热管采用螺旋肋片管或者H翅片管。由于烟气深度冷却器设备的体积和重量较大，在厂内无法实现完全安装直接发货的要求，需分段发货，现场组装。图2-8是典型的烟气余热利用系统安装及抽检空间示意图。123451盖板 2封板 3立柱 4底架 5管组图2-8烟气余热利用系统示意图一般情况下，组件15在厂内生产完成后进行预组装，并进行水压试验，各项检查合格后拆开分段发货，最终在现场完成焊接组装。其中，组件5一般根据冷却器的高度和重量分为36组或更多。在烟气余热利用系统出现故障时，可以对各组单独进行隔离和检修。烟气余热利用系统沿垂直于烟气流动方向采用分层的管箱式布置方式，可在装置出现故障时只拆换有故障的一组管箱，大大减少换装的难度和工作量，确保设备运行可靠性和换装的灵活性。换热器设计采用模块化设计思想，模块化设计思想的具体内容体现在换热器结构设计上为：沿烟气流动方向按照烟气的不同温度区间分为若干段；沿垂直于烟气流动方向分为若干管组（图2-9）。图2-9 换热器在烟道中的布置沿烟气流动方向按照烟气的不同温度区间分为若干段，不仅保证在不同温度区间内管排的安全性运行和可控性，同时可以在换热器出现故障时便于在不同换热温度区间的拆卸。沿垂直于烟气流动方向分为若干管组，不仅可以保证水动力的均匀性，同时在某一位置的管束由于腐蚀等出现故障时，介于钢架的支撑和外调机械的协助，可以迅速方便的完成某一管组的拆卸和更换。总之，采用模块化设计思想的烟气余热利用系统在该装置出现故障时的拆卸更换工作更为方便简单，极大降低了该装置故障对机组运行安全性的影响。由于烟气余热利用系统处于低温烟气中，存在着较大的低温腐蚀隐患，因此有必要对传热管进行特殊处理，提高其表面的耐腐蚀能力，以减小低温腐蚀对整个设备的影响。近几年来，国内有些电厂燃用含硫量很高的煤，在空气预热器冷段用搪瓷管代替普通碳钢管，取得了良好效果。这种搪瓷管是用工业耐酸搪瓷，耐腐蚀性能较好，并且积灰程度轻，阻力小，是较理想抗腐材料。在排烟温度不是太低时可以选择而使用。工程实践表明，ND钢是目前国内外最理想的“耐硫酸低温露点腐蚀”用钢材，广泛用于制造在高含硫烟气中服役的省煤器、空气预热器、热交换器和蒸发器等装置设备，用于抵御含硫烟气结露点腐蚀，它还具有耐氯离子腐蚀的能力。ND钢主要的参考指标高于碳钢、日本进口同类钢，经国内各大炼油厂和制造单位使用后受到广泛好评，并获得良好的使用效果。2.2.4 烟气侧和水侧阻力由于在烟道中设置了换热器，因此烟气侧阻力会增加。为了避免阻力增加太多，引风机出力不够，必须进行扩展烟道，同时控制烟气流速。当烟气余热利用系统布置在引风机之前时，由于烟温降低带来的烟气体积流量减小可以抵消部分烟气侧阻力的增加。安装排烟余热回收系统后会增加水侧阻力。如果采用与低加并联的方式，可以利用级间压差实现冷却水的流动，基本不需要另外增加水泵。但是烟气余热利用系统与低加串联相当于又增加了一个低加，如果凝泵出力不足，必须另外增加加压泵。3烟气余热利用系统初步设计3.1烟气冷却器布置位置通常，烟气冷却位置有两种，一是空气预热器之后电除尘之前，另外一个是电除尘之后，脱硫塔之前。放在电除尘之前的优点是可以把排烟温度在引风机之前降下来，减小烟气量10%左右，可以解决引风机出力问题，同时抵消烟气侧阻力增加造成的厂用电增加。另外放在除尘器前可以降低烟气温度，降低灰的比电阻，提高除尘器效率，减少除尘器的改造费用。通常，当灰尘的比电阻超过1010cm时，电除尘器的性能就随着比电阻的增加而下降（图3-1）。主要是由于比电阻过高，容易形成反电晕现象，使电除尘器的效率降低。图3-1 除尘效率与比电阻的关系在不考虑烟气中硫酸蒸汽影响的情况下，飞灰的导电有表面导电和体积导电2 种机理。表面导电体现了颗粒表面状态和烟气中水分的贡献，体积导电则取决于飞灰颗粒的成分。温度较低(150 180 以下) 时，飞灰比电阻以表面导电机理为主，当温度较高(150 180 以上)时，则以体积导电为主。所以，飞灰比电阻是表面比电阻和体积比电阻的合成。比电阻与温度的关系，一般如图3-2 所示，有2 个极值点。其原因是，当温度较低(60 以下) 时，烟气中的水分子均匀分布于飞灰颗粒内部。当颗粒温度升高时，内部水分子开始向外蒸发扩散，在颗粒表面形成一层液膜，飞灰比电阻明显下降，并在温度60 100 范围内出现最低值。当温度继续升高，颗粒表面的液态水分开始汽化，飞灰比电阻急剧上升。根据不同研究结果，飞灰颗粒中的水分在150 200 范围内才能挥发殆尽。此后随温度再升高时，体积导电机理起主导作用。由于飞灰颗粒属非晶体结构，随温度升高，其活化程度不断增大，颗粒内部的电子或离子导电过程加剧，比电阻急剧下降。峰值比电阻处于温度150180 或150 200 的范围。图3-2 比电阻与烟温的关系在实际运行中，电除尘器入口温度降低（低于120），粉尘表面吸附水蒸汽和其他化学导电物质，形成一层导电薄膜，比电阻值降低。电除尘器入口温度升高（高于130），导电能力增加，比电阻值下降（与3-3）。因此，在除尘器前烟道布置烟气冷却器把排烟温度降低到一定温度，可以提高静电除尘器效率，降低除尘改造的费用。但是，换热器布置在在电除尘之前，烟气含灰量大，受热面磨损严重，必须考虑采用耐磨材料和防磨措施。另外，由于排烟温度的降低使得烟气含尘量水分增加，灰尘容易粘结在阴极线和阳极板上，不容易振打下来。如果电除尘器内温度长期低于烟气露点温度，不但造成除尘效率下降，更会对电除尘器及尾部烟道造成严重腐蚀。放在引风机之后烟道，烟气含灰量较小，受热面磨损问题基本可以忽略，不用考虑电除尘和引风机叶片的腐蚀问题。两种布置方案在国内都有成功应用的经验，根据华能曲阜电厂的实际情况，需要降低除尘器前温度，保护除尘器。空预器到除尘器之间的烟道空间位置比较紧张，由于本次改造烟温需要从155降低到90以下，需要的换热面积很大，单独布置在水平段或竖直段空间都不够用。故建议考虑将低压省煤器分组分段布置，如图3-4所示。换热器设计成4组，分别布置在4个分叉烟道中。单组又分为低温段和高温段，竖直段布置高温段，水平段布置低温段。图3-3 电厂实测比电阻随温度的变化3.2排烟温度降低程度排烟温度的降低主要从低温腐蚀、工程经济性和电除尘器效率三个方面进行考虑。通常认为，高于酸露点运行是安全的。另外要考虑到，进一步降低排烟温度需要付出的代价较高，一方面会增加换热器成本，同时会增加换热器阻力，造成厂用电的增加。根据现有的设计煤种计算得到的酸露点为：95.8，本可研方案选择排烟温度为88，低于酸露点温度。因此低温段必须考虑防止低温腐蚀的措施，比如利用耐腐蚀的ND钢或增加柔性搪瓷涂层。另充分降低烟尘的比电阻，提高除尘效率，降低除尘器改造费用。3.3烟气流速的选择烟气流速的选择主要考虑两个方面，一个是受热面的磨损，另外一个是烟气侧阻力。受热面磨损与烟速的3.3次方成正比，而烟气侧阻力与烟速的平方成正比。实际计算表明，烟气流速大于10m/s以后，烟气侧阻力急剧增大。但是烟速太低，换热系数会较小，换热器面积过大。烟速越高，传热系数越大，烟气余热利用系统重量越小。考虑到烟速的变化并非只是单纯影响换热系数，过高的烟速会增加烟风阻力，同时管束磨损加剧。综合考虑曲阜电厂的实际情况，烟速宜控制在9m/s左右。低压省煤器竖直高温温段（20G，100%THA工况下烟温从155降低到115）低压省煤器水平低温段（ND钢，100%THA工况下烟温从115降低到89）图3-4 空预器到除尘器之间烟道3.4 烟气余热利用系统改造方案在除尘器之前布置烟气冷却器，在降低烟气温度，提高除尘效率的同时回收了部分烟气余热，余热的不同用途产生的效益不同。由前述可知，这部分余热可以用来加热低压给水、入炉冷空气、城市热网回水，也可以用来加热湿法脱硫出口的净烟气。加热低压给水、入炉冷空气和城市热网回水都可以减少抽汽，增加汽轮机做功，从而降低煤耗。加热净烟气到80以上可以避免进行湿烟囱防腐改造，同时减轻烟囱雨。基于整体改造的考虑，本报告将对低压省煤器系统和加热净烟气的GWGH系统进行对比。3.4.1 低压省煤器系统低压省煤器与低加系统的连接有两种方式，一种是串联，一种是并联。并联系统的水侧阻力可以将停投的低加阻力抵消掉，但是并联系统不能实现余热的梯级利用，当排烟温度较低时经济性可能变差。串联布置可以实现烟气余热的梯级利用，但是相当于又增加了一台低压加热器，增加了水侧阻力。根据一期锅炉实际情况，因此选择并联方式。THA工况时7号低加进水温度为70.35，出口温度为106.1（图3-5）。给定的排烟温度为155，通过计算分析后综合考虑各种因素，建议烟气余热利用系统从7#低加进口引出部分低压给水进入换热器加热后从#6低加进口引入回热系统，并通过调整再循环调节阀开度使进入烟气余热利用的凝结水温度达到设计值。改造后系统见图3-6。29图3-5 220MWTHA工况热平衡图图3-6 烟气余热利用改造后系统简图4 经济性分析4.1热平衡计算4.1.1 低压省煤器系统热平衡根据上述方案设计，THA工况下，低压给水全流量通过烟气余热利用系统，从70.35加热到105.61，需要吸收的热量为19.25MW。烟气温度从155降低到88，回收的烟气余热为19.17MW左右。烟气侧放热满足水侧吸热需要，见表4-1。表4-2和表4-3分别给出了75%THA工况和50%THA工况的热平衡计算汇总表。表4-1低压省煤器系统热平衡计算（100%THA 220MW）1名称单位数值2负荷MW2203烟气冷却器进口烟温1554烟气冷却器进口烟焓kJ/kg(煤)1634.425烟气冷却器出口烟温896烟气冷却器出口烟焓kJ/kg(煤)940.787烟气焓差kJ/kg(煤)693.648燃料消耗量Kg/s27.639烟气侧热负荷MW19.1710入口水温70.3511入口水焓kJ/kg295.621688112出口水温105.6113出口水焓kJ/kg443.677663914焓增kJ/kg148.055975815水流量Kg/s13016水侧热负荷MW19.24727685表4-2 低压省煤器系统热平衡计算（75%THA 165MW）1名称单位数值2负荷MW1653烟气冷却器进口烟温1504烟气冷却器进口烟焓kJ/kg(煤)1580.875烟气冷却器出口烟温886烟气冷却器出口烟焓kJ/kg(煤)920.787烟气焓差kJ/kg(煤)660.088燃料消耗量Kg/s20.7259烟气侧热负荷MW13.6810入口水温65.5411入口水焓kJ/kg275.4912出口水温101.213出口水焓kJ/kg425.0714焓增kJ/kg149.5815水流量Kg/s9116水侧热负荷MW13.61表4-3低压省煤器系统热平衡计算（50%THA 110MW）1名称单位数值2负荷MW1103烟气冷却器进口烟温1454烟气冷却器进口烟焓kJ/kg(煤)1527.315烟气冷却器出口烟温866烟气冷却器出口烟焓kJ/kg(煤)900.787烟气焓差kJ/kg(煤)626.5298燃料消耗量Kg/s27.639烟气侧热负荷MW17.3110入口水温91.311入口水焓kJ/kg244.01612出口水温105.6113出口水焓kJ/kg383.4014焓增kJ/kg139.3815水流量Kg/s6416水侧热负荷MW8.92根据电厂运行统计，上述计算中，220MW、165MW和110MW负荷的排烟温度分别为155、150和145。经过烟气冷却器后的烟温分别为：89、88和86。回收的烟气余热分别为19.2 MW,13.6 MW和8.9MW。4.2 经济性分析对于低压省煤器系统而言，THA工况，凝结水全流量通过烟气冷却器，6#低加不抽汽。抽汽量减少28.41t/h发电功率增加6.03MW左右，发电煤耗降低3.74g/(kW.h)，供电煤耗降低3.53g/(kW.h)，计算见表4-6。表4-6 低压省煤器系统THA工况煤耗计算序号项目单位THA 1烟气流量kg/s260 2计算燃煤消耗量t/h99.483进口烟气温度1554进口烟焓kJ/kg1634.45出口烟气温度896出口烟焓kJ/kg940.78 7烟气侧放热量MW19.28进水流量kg/s1299进水温度70.3510进水焓kJ/kg295.6211实际出水温度105.612实际出水焓kJ/kg443.713实际水侧吸热量MW19.2143#低加抽汽焓kJ/kg2635153#低加疏水焓kJ/kg301.416焓差kJ/kg2333.832#低加节约抽汽t/h28.4118增加发电功率MW6.0319降低发电煤耗g/(kW.h)3.7420降低供电煤耗g/(kW.h)3.53上述计算的供电煤耗计算考虑了布置在烟道中的换热器烟气侧的阻力增加和进出水管道阻力增加。根据相同的算法，可以计算到165MW和110MW时低压省煤器系统可以减低的发电煤耗分别为3.09（g/kwh）和2.58（g/kwh）。据此计算，增加低压省煤器系统后，按负荷率70%，厂用电率5.5%，年运行小时数5000小时计算，单台机组年节约煤量2721.4吨（表4-7）。电厂标煤价格500元/吨，年节煤收益136.07万元。表4-7经济性分析发电煤耗降低g/kw.h3.74厂用电率(包括引风机风机及凝结水泵增加用电)%5.5供电煤耗降低g/kw.h3.53节约燃煤kg/h544.28年运行小时数h5000年节约燃煤t/年2721.4煤价元/吨500年节约运行费用万元/年136.075烟气换热系统设计5.1 换热器设计根据华能曲阜电厂的实际情况，需要降低除尘器前温度，保护除尘器。空预器到除尘器之间的烟道没有足够的空间，因此，建议烟气冷却器分级分段布置在电除尘前的竖直和水平烟道上。换热器共设计成4组，每组分竖直高温段和水平低温段布置在4个烟道中。如图5-1。图5-1 换热器管组低压省煤器采用带扩展换热面积的H型鳍片管，一方面增加换热面积使得省煤器布置更加紧凑，同时H型鳍片换热器具有较好的防磨效果。如表5-1所示，水平段和竖直段采用相同的布置，省煤器基管外径38mm，壁厚4mm，横向排数32排，纵向排数26排，省煤器高3米。单台受热面积2279平方米，重约30吨（不含支撑件）。四组共8台总受热面积18232平方米，重约240吨。本方案还增加了热水再循环系统，可根据运行要求调解循环水流量，从而调整换热量和工质温度。表5-1低压省煤器设计计算汇总表项目竖直段水平段煤种单位设计设计烟气容积Nm3/kg7.457.45烟气质量kg/kg9.439.43燃煤消耗量t/h99.4899.48烟气份额0.250.25总烟气量kg/s65.1565.15烟气冷却器进口烟温155115烟气冷却器进口烟焓kJ/kg(煤)1634.421205.99烟气冷却器出口烟温11590烟气冷却器出口烟焓kJ/kg(煤)1205.99940.7887烟气定性温度135102.5烟气密度kg/m30.8469 0.9202 烟气的导热系数W/(m)0.0342 0.0315 烟气的运动粘度m2/s2.42E-052.10E-05烟气的普朗特数-0.690 0.690 烟气传热功率kW2959.80 1832.10 工质流量t/h116.73116.32入口水温83.970.35工质入口水焓kJ/kg352.40 295.62 工质焓升kJ/kg91.28 56.70 工质出口水焓kJ/kg443.68 352.32 出口水温105.6 83.9 工质温升21.7 13.6 平均水温94.8 77.1 基管外径m0.0380.038基管壁厚m0.0040 0.0040 翅片节距m0.020 0.020 H翅片中缝宽度m0.010.01方形翅片边长m0.0840 0.0840 翅片厚度m0.002 0.002 翅片等效高度hpm0.0230.023翅片管外径m0.08 0.08 翅片间距m0.005 0.005 横向排数-3232纵向排数-26 26 翅片管子横向节距m0.108 0.108 翅片管子纵向节距m0.1140.114横向相对节距-2.84 2.84 纵向相对节距-3.00 3.00 烟道横向宽度m3.600 3.600 烟道纵向深度m3.800 3.800 烟气流通面积m28.50 8.50 烟气速度m/s9.05 8.33 最外径/基外径-2.21 2.21 翅片管换热面积（总）m22279.96 2279.96 肋片表面放热不均匀影响系数-0.85 0.85 工质平均压力MPa1.3741.374工质的密度kg/m3962.653 974.140 工质流通面积m20.0904 0.0904 管内水流速m/s0.372 0.367 工质运动粘度m2/s3.10E-073.78E-07工质导热系数W/(m)0.6773 0.6682 工质的比热容J/kg/K42584258工质的普朗特数-1.876