锅炉烟气余热回收及脱硫岛深度节能系统详细介绍

锅炉烟气余热回收及脱硫岛深度节能系统详细介绍深度节能、低压省煤器2010-09-0210:27:38阅读63评论0字号：大中小订阅一、概述锅炉烟气余热回收及脱硫岛深度节能系统是我公司在多年电厂脱硫工程建设的基础上，结合电厂热力系统的特性总结和开发的一项具有显著社会效益和经济效益的新型节能减排技术。该技术通过对烟气脱硫系统进行优化，充分利用锅炉烟气余热加热汽机凝结水并可降低进入脱硫吸收塔的烟气温度，不仅有效提高锅炉运行的经济性，节约机组的发电煤耗，而且显著地降低脱硫系统的水耗。该系统给增压风机增设旁路，在机组低负荷时停运增压风机，其静叶调至最大并打开旁路，能够大幅度降低脱硫厂用电量。该技术的推广，对于火力发电企业将带来显著的经济、社会和环境效益，该技术已被国家发改委列为2009年国家重点节能技术推广技术。二、增设该节能系统的必要性与可行性1、必要性二氧化硫的排放所带来的严重环境危害是众所周知的，国家对于火力发电厂实施“硬性”脱硫，成效非常显著，但数以亿计的资金投入以及脱硫系统的运行费用，对电厂的经济效益产生了巨大的影响。面对火电厂脱硫的社会和环保意义与经济效益背道而驰的窘境，电厂不得不从脱硫系统本身出发，寻找系统中节能、降耗和减排的突破点，本技术正是在这样的背景之下应运而生的。众所周知，排烟热损失是锅炉各项热损失中最大的一项，一般约为5%～12%，占锅炉热损失的60%～70%。影响排烟热损失的主要因素是排烟温度，一般情况下，排烟温度每增加10℃，排烟热损失增加0.6%～1.0%，相应多耗煤1.2%～2.4%。若以燃用热值为20000kJ/kg煤的410t/h高压锅炉为例，则每年多消耗近万吨动力用煤。我国许多电站锅炉的排烟温度高于设计值，约比设计值高20～50℃。所以，降低排烟温度对于节约燃料、降低污染具有重要的实际意义。我国大多数电厂脱硫采用的是湿法脱硫工艺，早期锅炉湿法脱硫系统绝大多数配套GGH加热系统，但是运行实践表明，该系统存在诸多问题，最为突出的就是换热空间堵塞和GGH的漏风。由于几乎全部受热面运行于露点以下，烟气侧会结露，热烟气侧表面会积灰；冷端烟气侧换热面也由于脱硫系统的贡献而经常发生石灰的积聚。这些都将导致换热效果的降低，增压风机电耗增大，很显然增加了厂用电率，提高了发电厂的供电煤耗。此现象已经到了极为严重的地步，所以许多已经安装GGH的机组，有的已经取消GGH系统，有的也在积极采取措施，准备取消该系统。目前新上机组的脱硫系统几乎全部选择了不设置GGH系统。脱硫系统中取消了GGH系统后，必然增加了进入脱硫系统的烟气温度，这将降低脱硫效率（脱硫的最佳工作温度为烟气温度小于80～90℃）。目前，许多新建脱硫系统增加了事故（喷淋）降温系统，即在烟温达到180℃时，启动降温系统。由此可见，进入脱硫系统的烟气温度与最佳脱硫工作温度之间几十度的温差，蕴含着巨大的热量，就这样浪费掉了。因此，对该部分烟气余热的回收利用是非常必要的。另外，为了确保实现“十一五”节能减排目标，政府加大了对节能减排的工作和监督力度，要求各地区、各部门要把节能减排放在更加突出的位置，切实加强组织领导。2、可行性以降低排烟温度为目的的锅炉技术改造的方案较多,考虑到大多数电厂锅炉尾部烟道空间太小，防磨、防腐蚀要求较高，引风机的压头裕量不大等实际情况，我们采用利用低压给水回收锅炉排烟余热的低压省煤器方案，受热面形式则采用螺旋肋片复合扩展表面蛇形管，并且采用镍铬渗层零间隙阻换热管，以便达到在有限空间内最大限度降低排烟温度并保证可靠运行的目的。采用该方案，入炉热风温度不受任何影响，且排烟温度可以根据季节和煤质进行调节。低压省煤器及扩展表面强化换热技术用于锅炉尾部受热面改造是山东大学的成熟技术，已经成功应用于国内多家电厂锅炉的节能改造，在理论上也己发展到结构系统最优化的阶段。我公司于2008年对山东百年电力二期4＃炉220MW进行低温省煤器加装改造工程，该工程为电厂每年节约标煤达5416.79吨，节水15.3万吨（按年平均负荷率90%、年运行5500小时计算）。如果按标煤850元/吨、水3元/吨计算，年节约资金约500多万元，同时减少二氧化碳排放近1.3万吨，具有可观的经济效益和社会效益。2009年又对百年电力5#、6＃炉进行低压省煤器加装改造的工程。该工程为电厂每年节约标煤达10769吨，节水33.31万吨（按年平均负荷率90%、年运行5500小时计算）。根据已加装低压省煤器电厂使用情况，加装低压省煤器降低排烟温度的锅炉深度节能改造，不仅具备必要性、紧迫性，而且具备了可行性。三、系统介绍锅炉烟气余热回收及脱硫岛深度节能系统主要由低压省煤器、热力循环的回热或供热系统、增压风机旁路优化系统组成。该系统在锅炉尾部增设低压省煤器作为换热主体，利用汽机凝结水在低压省煤器内吸收排烟热量，降低排烟温度，自身被加热升温后再返回汽轮机低压加热系统，代替部分低压加热器的作用，成为汽轮机热力系统的一个组成部分。该系统将节省部分汽轮机的回热抽汽，在汽轮机进汽量不变的情况下，节省的抽汽从抽汽口返回汽轮机继续膨胀做功，因此，在燃料消耗量不变的情况下，可获得更多的发电量。在风机优化方面，为了实现在较低负荷下的风机高效运行，增加一个增压风机的旁路烟道，在一定负荷条件下，烟气可以通过此旁路烟道绕过增压风机直接进入到低压省煤器中冷却。低压省煤器的总体布置采用了双烟道错列管排逆流布置，实现了介质、烟气的逆向流动，一方面可大大提高低压省煤器的传热系数，另一方面，可使排烟温度的降低不受介质出口水温的限制，最大限度地降低排烟温度。低压省煤器传热元件采用螺旋肋翅片管，螺旋肋片与母管的焊接工艺为高温钎焊镍基渗层，接触热阻几乎为零。四、热量回收利用方案回收的这部分热量，根据现场实际情况，可以有若干用途。根据我们的工程实践，该部分热量可以有三个用途：（1）用于供热，对于供热机组，或者有供热任务或者附近有热负荷的机组，低压省煤器用于加热供热用水，这是取得效益最大的一个用途。因为可以取代蒸汽或者其他热媒，加热了供热水，对外产生了效益。（2）对于沿海的发电厂，可以把这一部分热量用于海水淡化，采用低温多效海水淡化工艺。（3）如果没有供热负荷，也不需要海水淡化，则可以把这部分热量输入本机组的回热系统。从回热系统引一路凝结水，进入低压省煤器，吸收烟气的热量后，再引入回热系统的适当位置。根据排烟温度的水平，可以设置高温的低压省煤器和低温的低压省煤器，并采取不同的设计结构，布置于不同的位置，以简化系统、提高可靠性和减低成本。五、技术特点1、低压省煤器的水流量可调节为提高系统的安全、可靠性，低压省煤器的水侧不增加水泵，其流动阻力借助级间压力降来克服。可以通过调节，获得任意需要的低省过水流量。2、低压省煤器的壁温可控制，可确保壁温略高于烟气露点，不发生低温腐蚀。3、现运行中，一般锅炉引风机在满负荷下压头裕量不多，即使考虑到排烟温度降低，可使烟气流阻减少，对新装低省的流阻限制也十分严格。本系统采取多项措施降低烟气压降，使之满足锅炉引风机运行要求。4、省煤器的磨损问题是国内外各电厂锅炉普遍存在的问题，也是本系统要考虑的技术要点之一。我们采取多项措施，改善低压省煤器的磨损状况，确保低压省煤器的磨损寿命不低于8～10年。六、本节能系统的优点1、可降低排烟温度60～70℃。这样大的温度降低是任何一个其他方案都无法达到的，因此本系统可以取得最大的经济效益。2、低压省煤器的给水跨过若干级加热器，利用级间压降克服低压省煤器本体及连接管道的流阻，不必增设水泵，提高了运行经济性、可靠性，同时也自然地实现了排烟余热的梯级利用。3、如果把高温级低压省煤器设置在电除尘之前，则在显著降低锅炉排烟温度的同时，可以使烟气体积流量减小，引风机的电流降低，保证了引风机的负荷。同时还可以提高除尘器的效率。显然，对于采用布袋式除尘器的锅炉，增设高温级低压省煤器更为必要。4、本技术把锅炉的余热利用与汽轮机的回热系统巧妙地结合起来，对于锅炉燃烧和传热不会产生任何不利影响。由于低压省煤器布置于锅炉的最后一级受热面（下级空预器）的后面，因此，它的传热行为对于锅炉的一切受热面的传热均不发生影响。因此既不会降低入炉热风温度而影响锅炉燃烧，也不会使空气预热器的传热量减少，从而反弹排烟温度的降低效果。5、具有良好的煤种和季节适应性。锅炉的低压省煤器的出口烟气温度可以根据季节和煤质进行调节，以实现节约煤耗和防止低温腐蚀的综合要求。6、具有良好的负荷适应性。低压省煤器的单位标煤节省量在锅炉低负荷运行时并不降低，仍然可以保持较高的运行经济性。这一点对于长期处于低负荷运行的机组是非常有利的，也是任何其他降低排烟温度的方法都不可以实现的。7、采用低压省煤器，对于提高机组的综合运行可靠性具有重要意义，既可以避免原高压省煤器的水冲击及管束振动（若采用增加原高压省煤器换热面积的方法），又可以优化汽轮机抽汽回热系统，提高系统的可靠性。8、采用低压省煤器系统，可以充分利用锅炉本体以外的场地空间，布置所需的受热面，并留有足够的检修空间，检修方便。9、增设低压省煤器，实际上减少了抽气量，增大了通流部分的通流量，所以可以改善流场的充满度，减少流动损失，提高低压部分的内效率。10、进入脱硫系统之前，烟温已经得到大幅度降低，如果脱硫系统之前需要喷水降温，则采用低压省煤器之后，完全可以把脱硫系统之前的喷水降温停用，节约了水资源，节约了用电。七、经济效益计算分析以山东百年电力二期4＃炉220MW机组节能改造为例，经过实际运行测试，低压省煤器出口烟温在92～95℃时机组热效率提高最大，热效率相对提高可达1.6045%。按修后试验220MW工况发电煤耗率310.01g/kW·h计算可降低煤耗率为4.9741g/kW·h。年节标煤量：ΔBb=cPτδbs=0.9×220000×5500×4.9741×10-6=5416.79(t)式中c：年均负荷率，c=90%，P：机组额定功率，P=220000kw，τ：机组年运行小时数，τ=5500时。年经济效益：以上经济效益计算结果表明，本工程项目的投运，可降低机组的标准煤耗4.9741g/kW·h，节煤5416.79吨，节水15.3万吨，如果按标煤850元/吨、水3元/吨计算，年节约资金506万元，同时减少二氧化碳排放近1.3万吨，具有可观的经济效益和社会效益。项目的全部投资仅需约一年半即可收回，运行一年半后，电厂将以每台锅炉超过500万元的年收益取得回报。因此本项目具有很高的产出投入比。八、安装位置示意图位置一：引风机前，视电除尘器前后的位置，可放置低温省煤器，若放置在电除尘前，除灰的频率需加大。为了防止设备低温腐蚀，电除尘器、引风机的入口烟温至少在露点以上20℃至30℃。优点：烟气温度降低，引风机电耗大大降低。位置二：引风机后，湿法脱硫装置前，积灰明显减少。优点：锅炉排烟温度可实现自动控制，使回收烟气热量最大化。九、投资成本和回收周期用户设备的投资成本是根据锅炉蒸发量的大小、排烟温度降低的多少、余热利用方案的复杂程度以及自控程度等综合因素考量。该系统造价是与改造后产生的效益相挂钩的。国际通行的（节能产品）投资回收期是3～5年，本系统改造投资回收期是2～3年。在满足有关银行能源贷款要求的前提下，可实行合同能源管理，营造多方共赢格局。十、运行及维护对脱硫装置的影响：A、脱硫反应是放热反应，要求烟温在45℃～52℃范围内有利于脱硫化学反应，因此，降低进入脱硫塔的烟温有利于脱硫化学反应。B、降低进入湿法脱硫吸收塔的烟气温度，从而大大降低脱硫系统的水耗。C、对于拆除GGH的脱硫改造工程，在去掉GGH后，为了保证整个脱硫系统脱硫效率，使进入吸收塔烟气温度维持原设计温度或稍高于原设计温度，在吸收塔入口处加装低温省煤系统（GGH的阻力比低温省煤器高300－400Pa）。加装低温省煤系统后，不仅解决了去掉GGH后烟气对脱硫系统的不利影响，而且降低排烟温度、提高锅炉效率。对除尘器的影响：若低温省煤器安装于除尘器前：A、对布袋除尘器的影响：降低排烟温度对布袋的使用寿命是有利的，所以，此举是