Greens+Introduction-烟气余热利用装置

烟气余热回收装置简介March2011StockCode:1318.HK1前言1.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2.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3.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4.暖风器耗用部分蒸汽热量，影响了电厂的经济性1.可以满足大幅度降低排烟温度的需要2.为预热器暖风器提供循环热量3.可以明显提高电厂的热经济性4.可以部分替代GGH设备，回收的热能直接为发电工质利用5.完全符合国家发展绿色煤电的要求烟气余热回收系统：2Agenda技术背景1运行情况3数据参数4技术方案23技术背景4设备应用情况1.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160~170℃，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/Nm34.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℃~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20~50℃。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险带暖风器方案，季节影响较大7结构布置图8布置位置•脱硫塔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CorrosionCentre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SchwarzePumpe2×800MW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烟气回转式空气预热器干灰静电除尘器烟气冷却器脱硫塔石灰石冷却塔发电机石膏干灰干灰烟气16火电厂烟气余热回收装置技术方案简介总体方案设计112345678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2123467895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312345678布置于增压风机前19火电厂烟气余热回收装置技术方案简介总体方案设计4123567894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0102030405060H型顺列H型错列螺旋顺列螺旋错列不同传热元件K*AW/℃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①布置在除尘器之后，烟气中99.9%灰分被分离；②根据灰成分预测灰的粘污系数指导设计；③选择合理管型、烟气流速，减轻积灰；④避免硫酸结露引起灰在管壁上的粘结；⑤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①根据灰的粘污性选择清灰技术；②根据清灰技术特点选择清灰技术；③由于金属壁温低于酸露点，管壁上灰具有粘结性；④除尘器之后的灰粒子很细，具有一定吸附能力；⑤非冷凝受热面可以选用燃气脉冲和压缩空气吹灰；⑥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。①由于金属壁温低于酸露点，②硫酸结露使灰具有粘结性；③长时间运行会形成灰增量沉积；④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①烟气中99.9%灰分被分离，磨损大大减弱；②H型翅片管自身具有抑制贴壁磨损的功能；③烟气进、出口和受热面组织均匀烟气流场④优化横向节距和纵向节距，避免尾迹磨损；⑤选取合适的烟速，降低受热面磨损；磨损防控技术31烟气余热回收装置关键技术①正确理解硫酸结露的机理；②排烟温度高于酸露点温度，避免形成H2SO4酸雾；③选择抗腐蚀能力强的的材料作为传热管；④调节进口水温控制传热管金属壁温；⑤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①正确理解硫酸结露的机理；②排烟温度高于酸露点温度，避免形成H2SO4酸雾；低温腐蚀防控技术酸沉积率腐蚀速率金属壁面温度（℃）33烟气余热回收装置关键技术③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钢元素CSiMnPSCrCuSbNi/Ti10CrCuSbTi0.100.410.610.0120.0011.010.350.06/0.0409CrCuSb0.090.350.520.0120.0130.880.360.060.05碳钢和不锈钢对比元素CSiMnPSCrNiMo20G0.200.270.500.0250.015≤0.25≤0.25≤0.20TP316L0.030.551.400.0370.00618.210.282.0734公司业绩江阴利港电厂2×330MW上海吴泾第二发电有限公司1×600MW国电沈阳热电有限公司2×330MW国电宿州热电有限公司2×350MW国电天津津能滨海热电有限公司2×350MW35数据参数36热量收益数据•收益部分：1.回收余热，减少汽机抽汽量（1-q5)*（I”-I’）*Fcw2.更换暖风器热源，有利于提高热经济性(1/ηb-q5ah)*Fair*ΔTa*Cpa3.减少脱硫系统水耗Fgas*ΔTg*Cpg/（4.187*Δtw+0.3*2260）4.如取代GGH，可以降低运行耗功ΣW/0.42（热耗）•支出部分1增加了冷凝水的输送功Fcw*ΔPcw/（ηp*ρcw）（电耗）2烟气余热回收装置烟气阻力耗功Fgas*ΔPgas/（ηf*ρgas）（电耗）3暖风器内循环水输送功Fw*ΔPw/（ηp*ρw）（电耗）37经济收益计算基本数据序号名称单位330MW660MW1000MW备注1TMCR输出功率MW36772611002通过烟气量kg/s405.48750.611153烟气进出口温度℃125/79.71125/79.84125/82.844通过水量kg/s237.62370.285547.198汽机热平衡图来5水进出口温度℃56.38/75.8455.2/78.2660.8/82.456烟气阻力kPa111保证值7水流动阻力Mpa0.20.20.2保证值8暖风器系统水阻力Mpa0.30.30.3保证值9GGH运行总耗功kw5529181037不含高压水泵10脱硫塔烟气入口温度℃100100100无低温省煤器时11脱硫塔喷水蒸发率％30303012燃料低位发热量kJ/kg23420227602276013标准煤煤价元/吨80080080014输送冷凝水管路散热率％55515暖风器管路增加散热率％22216折算年满发时间小时50005000500017电厂效率％0.420.420.4218锅炉效率％0.940.940.9438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：加热器编号单位5号低加6号低加7号低加8号低加凝结水参数(无低省/有低省)流量kg/s510.11513.13510.11513.13510.11513.13510.11513.13进口压力Bar13.9413.9614.4314.4514.9214.9524.9424.85进口温度℃59.6833432.230.530.53030进口热焓kJ/kg250.7348.6143.6136.2129.2129.2124.8127.8出口温度℃8386.559.659.43432.230.530.5出口热焓kJ/kg348.5363.2250.7249.7143.6136.2129.2129.2抽汽（水）参数(无低省/有低省)流量kg/s22.1493.30524.62426.24522.1493.3050.2540.254进口压力Bar0.5970.6830.2230.2210000进口温度℃85.8289.362.4562.2685.889.399.799.7进口热焓kJ/kg2612.62626.32480.42480.4359.3373.9417.8417.8发电参数变化(无低省/有低省)发电量变化MW1000.000/1005.532汽机汽耗变化kJ/kwh7306/7266发电效率变化％49.27%/49.546%发电煤耗g/kwh249.3/247.9降低发电煤耗（汽机）g/kwh1.3739经济收益计算结果序号名称单位330MW660MW1000MW备注1凝结水吸热量MW19.34735.72049.611TMCR工况2暖风器置换热源节约热量MW0.35360.66330.99383凝结水输送耗功kw-53.6-83.5-123.74烟气阻力耗功kw-530.18-981.4-1457.95暖风器水循环耗功kw-53.4-66.7-83.46增加发电量MW2.2353.9975.5337每年节约煤量吨/年233139905934标准煤8净节约发电煤耗g/kwh1.271.101.08标准煤9节约发电成本分/kwh0.1020.0880.08610脱硫节水量万吨/年18.7534.7151.57若未配置GGH系统11节约GGH运行费用万元/年64.57107.4141.77若替代已有的GGH12年节约燃料费用万元/年186.48319.22474.4613投资总费用万元8301,3001,850估算值14投资回收年限年4.243.863.7040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是更换部分被