Greens+Introduction-烟气余热利用装置

1、烟气余热回收装置简介 March 2011,Stock Code: 1318.HK,1,前言,降低锅炉排烟温度，减小锅炉 q2 损失是提高发电效率的重要途径 依靠传统的空气预热器无法将锅炉烟气温度有较大幅度的下降 不设置GGH导致脱硫系统为控制入塔烟气温度，需要耗去大量的冷却水 暖风器耗用部分蒸汽热量，影响了电厂的经济性,可以满足大幅度降低排烟温度的需要 为预热器暖风器提供循环热量 可以明显提高电厂的热经济性 可以部分替代GGH设备，回收的热能直接为发电工质利用 完全符合国家发展绿色煤电的要求,烟气余热回收系统：,2,Agenda,技术背景,1,运行情况,3,数据参数,4,技术方案,2,3,技

2、术背景,4,设备应用情况,从1990年代起，欧洲的褐煤锅炉系统，普遍安装低温预热回收系统，将排烟温度从160170，降低 到120左右，提高电厂热效率0.5% 2. 日本近十年内新建的1000MW以上机组，和脱硫脱硝装置同步配备烟气余热回收系统 3. 日本新一代电除尘系统，依靠在空气预热器和电除尘之间加装烟温调节系统，将除尘器入口烟温低到 80，改变烟气比电阻，将除尘效果控制到30mg/Nm3 4. 美国各锅炉公司的新设计目标是将锅炉排烟温度控制到100以下，主要依靠提高空气预热器效率和加 装尾部换热器,1）现役电站锅炉设计排烟温度长期无法下降 烟气酸露点和积灰协同作用 一般tpy设计值125

3、150 ，褐煤170左右。 2）现役电站锅炉排烟温度普遍偏高 设计和运行条件差别 tpy运行值普遍偏高，高于设计值约2050。,现役火电厂排烟温度情况,5,排烟温度偏高的危害,目前锅炉排烟温度普遍偏高,除尘器效率降低,脱硫塔耗水量增加,锅炉效率降低,降低烟温,排烟热损失是电站锅炉各项热损失中最大的一项,6,常见烟气余热回收装置的布置方式,采用冷却水源： 汽机冷凝水 增加发电量，热利用效率低 供热系统回水 热利用效率较高 布置位置： 电除尘前 提高灰的比电阻，提高除尘率 换热器堵灰可能高，腐蚀少 脱硫塔前 不会堵灰，腐蚀风险大 方案优劣： 水媒GGH 热利用率最高，但易出现石膏堵塞低温 换热器风

4、险 带暖风器方案，季节影响较大,7,结构布置图,8,布置位置,9,现场安装,10,现场安装,11,现场安装,12,设计理念,设计理念首先来源于1973年烟气深度冷却的尝试 丹麦Corrosion Centre成功完成了燃用乳化油和燃煤锅炉的排烟温度（240和190）分别降低到80和90的工业实践，后者采用了75m高CorTen钢制成的湿烟囱技术；后来，德国Schwarze Pumpe 2800MW褐煤机组上应用。 设计理念来源水泥窑 广泛应用的水泥窑纯低温余热发电技术，其中窑头空气冷却机350排气可成功降低到85左右。,13,研发目的,实现电厂节能减排 1）采用在静电除尘器后增设烟气余热回收装

5、置回收排烟热量，将烟温由较高的排烟温度降低到适合于脱硫系统需要的入口温度，实现深度降低排烟温度的节能改造。 2）烟气余热回收装置回收烟气余热加热凝结水，排挤汽轮机抽汽，增加汽轮机发电功率，提高电厂效率。 3）降低进入FGD的烟气温度，提高脱硫效率，脱硫后净烟气经湿烟囱或冷却塔排放。,14,技术方案,15,火电厂烟气余热回收装置技术方案简介,系统原理,16,火电厂烟气余热回收装置技术方案简介,总体方案设计1,布置于增压风机之后,17,火电厂烟气余热回收装置技术方案简介,总体方案设计2,布置于增压风机前后,18,火电厂烟气余热回收装置技术方案简介,总体方案设计3,布置于增压风机前,19,火电厂烟气

6、余热回收装置技术方案简介,总体方案设计4,布置于静电除尘器前后,20,火电厂烟气余热回收装置技术方案简介,本体布置方案,水平烟道布置,21,火电厂烟气余热回收装置技术方案简介,本体布置方案,垂直烟道布置,22,火电厂烟气余热回收装置技术方案简介,管束结构方案,高温烟气,低温烟气,烟气冷却器俯视图,23,火电厂烟气余热回收装置技术方案简介,换热元件形式,24,火电厂烟气余热回收装置技术方案简介,换热效果对比,25,运行情况,26,运行,堵灰风险 布置在电除尘以后，灰来源少，没有粘度很强的物质（如石膏浆液） 布置采用H型或方形肋片，顺列排放，吹灰通透性良好 一般不出现堵灰现象 腐蚀风险 末级换热器

7、在露点下方工作，腐蚀危害较大 抗腐蚀对策 提高材料等级 采用较厚的管子，留有不低于3mm的腐蚀余量 采用肋化比较高的管束，提高换热表面壁温，光管区域尽量不接触烟气 设计寿命按照一个大修期考虑,27,烟气余热回收装置关键技术,1）优化设计防治积灰 布置在除尘器之后，烟气中99.9%灰分被分离； 根据灰成分预测灰的粘污系数指导设计； 选择合理管型、烟气流速，减轻积灰； 避免硫酸结露引起灰在管壁上的粘结； 优化横向节距和纵向节距，改善自清灰；,积灰防控技术,28,烟气余热回收装置关键技术,2）运行中选择恰当清灰技术 根据灰的粘污性选择清灰技术； 根据清灰技术特点选择清灰技术； 由于金属壁温低于酸露点

8、，管壁上灰具有粘结性； 除尘器之后的灰粒子很细，具有一定吸附能力； 非冷凝受热面可以选用燃气脉冲和压缩空气吹灰； 冷凝受热面可以选择蒸汽吹灰和燃气脉冲；,积灰防控技术,29,烟气余热回收装置关键技术,3）停炉时选取水清洗除灰。 由于金属壁温低于酸露点， 硫酸结露使灰具有粘结性； 长时间运行会形成灰增量沉积； 停炉时用水冲洗可以试积灰得到彻底的清除。,积灰防控技术,30,烟气余热回收装置关键技术,烟气中99.9%灰分被分离，磨损大大减弱； H型翅片管自身具有抑制贴壁磨损的功能； 烟气进、出口和受热面组织均匀烟气流场 优化横向节距和纵向节距，避免尾迹磨损； 选取合适的烟速，降低受热面磨损；,磨损防

9、控技术,31,烟气余热回收装置关键技术,正确理解硫酸结露的机理； 排烟温度高于酸露点温度，避免形成H2SO4酸雾； 选择抗腐蚀能力强的的材料作为传热管； 调节进口水温控制传热管金属壁温； 非传热管采取有效涂敷措施。,低温腐蚀防控技术,32,烟气余热回收装置关键技术,正确理解硫酸结露的机理； 排烟温度高于酸露点温度，避免形成H2SO4酸雾；,低温腐蚀防控技术,33,烟气余热回收装置关键技术,选择抗腐蚀能力强的的材料作为传热管；,低温腐蚀防控技术,Cor-Ten和ND钢,碳钢和不锈钢对比,34,公司业绩,江阴利港电厂2330MW 上海吴泾第二发电有限公司1600MW 国电沈阳热电有限公司2330M

10、W 国电宿州热电有限公司2350MW 国电天津津能滨海热电有限公司2350MW,35,数据参数,36,热量收益数据,收益部分： 回收余热，减少汽机抽汽量 （1-q5) *（I”-I）*Fcw 更换暖风器热源，有利于提高热经济性 (1/b -q5ah)*Fair*Ta*Cpa 减少脱硫系统水耗 Fgas*Tg*Cpg/（4.187*tw+0.3*2260） 如取代GGH，可以降低运行耗功 W / 0.42 （热耗） 支出部分 增加了冷凝水的输送功 Fcw *Pcw /（p*cw） （电耗） 烟气余热回收装置烟气阻力耗功 Fgas*Pgas/（f*gas） （电耗） 暖风器内循环水输送功 Fw *

11、Pw / （p*w） （电耗）,37,经济收益计算基本数据,38,发电收益计算,低温省煤器回收的热能可以减少汽机低压缸抽汽量，这部分原用来加热的抽汽可以继续推动转子做功，增加发电量。但是由于蒸汽品位低，所多做的电功量仅为回收热量的10-18% 以下为前述100万机组THA工况的汽机抽汽变化情况和汽机输出电功变化数值：,39,经济收益计算结果,40,结语,烟气余热回收装置可以产生巨大的经济效益，是完全符合当前发展绿色煤电产业政策的产品，具有良好的市场前景 低温腐蚀问题通过采用适当的设计对策是完全能够解决的 性能计算手段成熟，容易为试验验证 投资回报期很短，没有复杂的运行设备，设备运行维护工作量主要