烟气余热深度回收(低温省煤器)技术方案.doc

神华集团公司科技项目技术方案课题名称：神华国能神头发电有限责任公司#1机组锅炉烟气余热回收技术的研究应用申请单位：神华国能神头发电有限责任公司起止时间：2014年3月至2015年3月课题组长：手机：固定电话：申请日期：一项目背景自电力企业改革后，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120～140℃，每降低排烟温度16~20℃，可提高锅炉热效率1%。对于一台300MW的发电机组，平均每年可节约标煤约5000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。要回收低温烟气的余热，就必须有经济和可靠的技术。国内较早就开始了烟气余热回收技术的开发，并有些技术相继成熟得到应用，但这些技术多停留在早期粗放的阶段，在系统可靠性和余热回收经济性方面都存在明显的不足。通过合金、陶瓷或塑料等抗低温腐蚀材料做换热材料来进行余热回收的优点是可以将排烟温度降低到烟气酸露点以下，但由于这些材料的导热系数、造价和使用寿命等限制，余热回收的经济性不佳。另外，当换热材料表面发生酸露凝结时，设备表面会形成导热系数更差的粘性灰垢，该类致密的粘性积灰与换热材料表面结合力很强，较难通过吹灰系统清除，甚至使系统堵灰严重而无法正常运行。传统低温省煤器技术较简单、成熟，但其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。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；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。二项目实施的技术路线和具体研究内容本项目拟通过应用一种新的经济、可靠的烟气余热回收利用技术对神华国能神头第二发电有限责任公司#1机组锅炉烟气余热回收利用，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利用，以达到节省更多燃煤量，降低发电煤耗，减少污染物的排放，提高锅炉效率的目的。目前神头二电厂#1机组锅炉实际运行参数为：空预器入口烟温310~340℃，空预器出口烟温冬季平均温度约125℃，夏季平均约150℃，一二次风空预器出口温度290~300℃。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：在空预器后的水平烟道上安装烟道换热器（分控相变换热器吸热装置），在送风机和一次风机出口风道位置加装风道换热器（分控相变换热器放热装置），在零米送风机出口风道之间设凝结水加热器。分控相变换热器吸热装置内最低饱和蒸汽温度设定为110℃，高于烟气酸露点5℃，将排烟温度从平均135℃降低到115℃，回收热量加热进入空预器的一、二次风和旁路1到2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。系统流程图如下图所示：热力