华电国际邹县发电厂增设低压省煤器技术方案.doc

华电国际邹县电厂#3炉增设低压省煤器深度回收烟气余热华电国际邹县电厂#3炉增设低压省煤器深度回收烟气余热技 术 方 案华电国际邹县电厂2011年3月26日目录摘 要4一工程背景5二、设计方案分析62.1、工程特点62.2、基本设计思想62.3、方案分析7三.设计方案介绍73.1、系统简介73.2、主要设计参数83.2.1 煤质数据83.2.2 热力计算数据汇总93.2.3 换热面基本结构尺寸93.3、若干设计说明93.3.1防止磨损采取的技术措施93.3.2 防止低温腐蚀采取的技术措施93.3.3 防止积灰采取的技术措施103.3.4 对风机出力的影响113.3.5 对脱硫系统的影响：113.3.6 对汽轮机真空的影响113.3.7 对锅炉给水温度的影响12四、经济性分析13五、投资与效益17六、本工程中采用低压省煤器方案的独特优点18七、结论19附图1 低压省煤器热系统示意图21附图2 低压省煤器布置示意图22摘 要华电国际邹县电厂#3炉（1025t/h）经机组优化改造后排烟温度可降为130，仍蕴含着巨大的余热资源。目前该余热完全浪费在湿法脱硫系统中，并且造成烟气中的水蒸汽含量增加。本方案提供了深度降低排烟温度以及上述余热利用的解决方法。经计算，增设低压省煤器后排烟温度可以降低至105以下，降低幅度不低于20。机组供电煤耗将降低1.582g/kwh，全年可节省标煤2871吨，年节水量9.58万吨，减少烟囱内净烟气含水率20%，并且对于锅炉的正常运行不产生任何负面影响。本项目投资687万元/年，年效益273万元/年，投资回收期2.5年。华电国际邹县电厂#3炉增设低压省煤器深度回收烟气余热技 术 方 案一、工程背景邹县发电厂#3炉系东方锅炉厂首次生产的DG1000/170-1型亚临界自然循环锅炉。设计煤种为南屯与唐村混煤,锅炉设计排烟温度为134，锅炉设计效率91.27%，燃料消耗量175.28t/h。目前夏季锅炉出力1080t/h时可带机组功率320MW。本炉长期以来排烟温度偏高，平均可达150，夏季运行最高达到165。超出排烟温度设计值25-30。本次技改大修制定了炉内炉外联合降低锅炉排烟温度的总体方案，根据这个方案，炉内通过空气预热器换热元件更换、省煤器延伸、制粉系统优化、设备消缺等措施，可将空气预热器出口温度降低到130左右，继续降低排烟温度单靠炉内的措施（已达极限）已不可能。因此决定采取炉外加装低压省煤器，以期达到深度回收烟气余热、节省脱硫水耗、保护烟囱的目的。目前电站锅炉深度降低排烟温度正成为一种趋势。根据调研，华电国际百年电力发展有限公司国内首次在#4机组完成了深度降低排烟温度的改造，将锅炉排烟温度从145降低至85（平时运行保持90），节省标准煤耗4.2g/kwh。上海外高桥三期的零能耗脱硫系统，也成功地将锅炉排烟温度降低到87，节省标准煤耗2.0g/kwh。国内其他电厂如国电荆门电厂、扬州二电厂、六枝电厂、莱芜电厂等也在积极进行深度降低排烟温度的努力，制定相关技术改造方案或建设方案。二、设计方案分析2.1工程特点（1）本工程是作为炉内、外联合降低排烟温度改造的子工程而提出的。按照热力节能原理，降低排烟温度的重点必须放在炉内，这里回收烟气预热的节能量最大，只有炉内措施已无可能，才应该考虑炉外加装低压省煤器、继续降低烟气温度。因此，本工程的特点是回收热量的能级较低、传热温差较小、必须与汽轮机热力系统耦合，以尽可能在不利的设计条件下取得最大的节能效果。(2) 考虑到实际的排烟温度较低，本工程遇到防止低温腐蚀、减轻受热管磨损、降低烟道压降等一系列问题，必须慎重应对。(3) 在技术经济比较的基础上，合理设计烟温的降低值为不低于20。如果过度降低烟气温度，除风机压头裕量的限制之外，单位烟温降的节能量将迅速下降，投资回收期亦将大大延长。2.2 基本设计思想(1) 可靠性原则。所有设计参数的选定必须首先考虑机组运行可靠。(2) 经济性原则。在运行可靠的前提下，尽可能增大换热温差，减少换热面的体积和重量，减少设备投资。(3) 优化原则。争取回收热量的能级最高。通过锅炉系统与汽轮机系统合理耦合，优化低压省煤器取水、回水点的位置达到。（4）安全原则。合理控制受热面金属壁温，避开烟气露点。这是保证受热面不泄漏的前提条件，所有方案必须首先满足这一条件。2.3节能分析根据上述设计指导思想，锅炉回收烟气热量仅用于汽轮机的回热系统。在这种情况下，会由于排挤部分抽汽而导致冷源损失增加，使得所回收的热量产生的节能量降低。这是低品位热能回收的必然结果。但由于回收的余热是作为外部热量输入回热系统的，所以汽轮机只要增发功率，就会使循环效率提高。给发电系统带来的效益就是：在保证总功率不变的条件下，汽轮机汽耗率降低、热耗率降低，标准煤耗减少。三、设计方案介绍3.1系统简介低压省煤器的热力系统如附图1所示。低压省煤器本体以锅炉对称中心为界，安装于引风机出口至增压风机入口的两个竖直烟道内（附图2），烟道尺寸6300x5200mm。低压省煤器管内冷却水与主凝结水成并联布置。其进水取自低压加热器系统，设计特定的进水方式与电调阀配合，可实现低压省煤器进水的切换与调整，从而增加运行机动性（排烟温度可调、金属壁温可控）。进入低压省煤器的凝结水吸收排烟热量后，在#3低加出口与主凝结水汇合。由凝结水系统流来的低压加热器主凝结水，经低压省煤器入囗集箱进入小顺流低压省煤器，经小顺流低压省煤器出口集箱进入大逆流低省入口集箱，流经蛇形管排吸收烟气热量，返回到#3低加出囗的主凝结水管道。在低压省煤器水侧管路加装一台30kw的升压泵，以克服低压省煤器本体及连接管道的流阻，保证其水侧流量，实现排烟余热的梯级利用。低负荷时则用于热水再循环，防止金属壁温低于烟气露点。由于实现了介质、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，解决布置危机；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。低压省煤器的基本传热元件采用镍铬渗层钎焊螺旋翅片管、低温段采用ND钢。镍铬渗层钎焊螺旋翅片管具有接触热阻为零，抗腐蚀，耐磨损、轻积灰的优点。上述结构与尺寸的组合，经长期设计实践及运行业绩表明，具有较高的总传热系数和防止磨损、堵灰及抵抗腐蚀的综合性能。同时，在烟气流阻限制较严格的情况下，可使烟气侧流阻控制在允许值之内。蛇行管屏吊挂在管箱顶部的小横梁上，小横梁两端通过大横梁将重量传至立柱上。低压省煤器在设计分水流量下，可降低排烟温度20以上，通过调节低压省煤器的进水温度（根据煤的含硫量），还可对排烟温度的降低幅度做一定的调整。3.2.主要设计数据3.2.1煤质数据表3-1 低压省煤器设计煤质数据煤质单位数值收到基低位发热量Qnet,arkJ/kg18500收到基氢Har%3.82全水分Mar%90收到基硫Sar%0.8收到基灰分Aar%33.1烟气露点tl91.5 注：煤质数据由电厂提供。3.2.2 热力计算数据汇总表3-2 热力计算数据汇总项 目单位数值备注发电负荷MW280常态工况进口烟温125出口烟温105烟温降20低省传热功率kW7018进水温度84烟气流阻pa375修正后给水侧流阻MPa0.0556漏风系数0.0053.2.3 换热面基本结构尺寸：表3-3 受热面主要结构数据项 目单位数值备注传热管形式-镍基渗层管/ND钢烟道个数个2烟道宽（外边）m5.2烟道长（外边）m6.3螺旋肋片管直径mm38壁厚mm3.5管排数（大逆流段）排36管排数（小顺流段）排4管道规格mm273x8设备总重量kg1300003.2.4 经济性计算主要结果表3-4 经济性计算主要结果项 目单位数值备注回收热量kw7018排挤抽汽量t/h8.906冷源损失增加kj/kg24.02汽耗减少%0.5567标准煤耗降低g/kwh1.6832年节省标准煤t/y2871年节水量kg/y958003.3.若干设计说明3.3.1防止磨损采取的技术措施省煤器的磨损问题是国内外各电厂锅炉普遍存在的问题，也是本次改造要考虑的技术要点之一。（1）将低压省煤器受热面布置在电除尘器之后，烟气中的绝大部分（99.9%）的灰分被电除尘分离，流经低省受热面的烟气中只含有微量的细灰，为避免低省受热面磨损创造了有利的环境条件。（2）受热面换热管采用镍基渗层高温钎焊螺旋翅片管，这种换热管基管与翅片表面渗有含镍、铬和磷的合金，极大提高了管子表面硬度和耐磨性，实验表明，镍基渗层零隙阻钎焊螺旋翅片管的维氏硬度为普通管的2-3倍。(3)采用大管径管，由于磨损速度反比于管径的一次方，可有效减轻受热面的磨损；(4) 螺旋翅片起到抑制贴壁流速的作用，这种结构特点可延长低压省煤器的磨损寿命；(5)烟道内部的烟气动力场均经过数值计算和优化处理，防止烟气偏流的发生；(6)设计上避免出现烟气走廊、烟气偏流、局部漩涡；(7) 在所有弯头、烟气走廊部分，设计安装防磨设施。3.3.2 防止低温腐蚀采取的技术措施本设计方案考虑到本厂燃用煤的硫分，运行煤种平均达到0.8%，收到基全水分达到9%，设计过程中应慎重考虑受热面的结露腐蚀问题。（1）本次设计的低压省煤器的热力系统，采用了低加出水温度、流量可调的并联供水方式，设计进水温度为84，管子壁温处于87.5一117.8范围。这个范围，可保证绝大部分管排温度高于烟气露点，不会发生受热面的低温腐蚀。（2）为提高进口管排的最低壁温，将进水管排设计在烟气入口段（四排小顺流管），小顺流管排材质均采用耐腐蚀的ND钢、避免产生低温腐蚀。3.2.3 防止积灰采取的技术措施关于防止受热面积灰，也是本设计重点考虑的因素。（1）受热面布置方位上避开高灰分区域。将低压省煤器受热面布置在电除尘器之后，烟气中的绝大部分（99.9%）的灰分被电除尘分离。（2）设计合适的烟速，保证将烟气中灰分带出。（3）螺旋翅片起到抑制贴壁流速的作用，这种结构特点可防止换热管上积灰的出现。（4）本方案采用了防止低温腐蚀的技术措施，可以有效保证受热面金属壁温处于烟气露点之上，避免“结露”现象的发生，从而避免了湿管壁粘灰现象的出现，可防止积灰的出现。3.3.4 对风机出力的影响本次改造安装后，常态工况下新增烟气总流阻375Pa。额定工况下最大流阻640Pa,但是由于进入增压风机烟气温度降低20，烟气体积流量减少5%，可以抵消部分烟气阻力。烟气体积流量的减少也会在后面的脱硫装置内回收功率约4.5%。目前机组在常态工况下运行尚有30A的功率余量，在额定工况下运行可再调用增压风机余量（约15A）。此外，汽轮机改造后锅炉蒸发量将减少3.33%，可减少烟气压降340Pa。因此增加受热面后不会影响引风机和锅炉的正常出力。锅炉半侧运行时（RB），单风机单烟道的烟气量大于正常设计值的10%左右，烟道阻力相应增加约10%。但此时由于单侧运行增压风机只需拖动一个烟道的烟气量，因此其将提供很大的出力能力（运行数据表明这个余量至少在40A以上，所以，即使在RB工况下，机组仍能安全运行。3.3.5 对脱硫系统的影响：增设低压省煤器系统后，进入脱硫塔烟气温度降低20，低压省煤器出口烟气温度仍高于脱硫绝热饱和温度（FHT），不会对脱硫效率有任何影响。3.3.6 对汽轮机真空的影响增设低压省煤器系统后，可以排挤部分低加抽汽增加汽机做功。经过计算汽轮机低压缸排汽量增加8.906t/h,对凝汽器真空影响0.04159kpa。3.3.7 对锅炉给水温度的影响低压省煤器回水点在#6号低加出口，位于除氧器前面加热器，对给水温度的影响为零。四、经济性分析实施本方案，可为发电厂带来如下经济、环境效益：（1） 利用了排烟余热，可以提高循环热效率，降低煤耗率；（2）创造了锅炉脱硫系统长期连续安全运行的烟气温度条件；在节水的同时降低了净烟气中的含湿量,保护烟囱。（3）节省燃煤的同时，减少了粉尘，CO2和SO2,NOx等污染物的排放，环保效益显著。以下重点分析煤耗降低。4.1计算原理简述采用等效热降法进行热经济性计算。将低压省煤器回收的热量作为烟气余热送入汽轮机回热系统，而锅炉的有效热量不变。低压省煤器回收的热量将排挤3、4、1号低加的抽汽，它们将各自返回汽轮机做功，从而使机组的发电功率增加，热耗降低。4.2 抽汽效率计算除氧器的抽汽效率根据汽轮机的热力系统结构与参数进行计算。计算原理为等效焓降法，详见表4-1。表中各计算公式为：加热器焓升tao=出口水焓h2进口水焓h1抽汽放热q=抽汽焓hq疏水焓hd（对于混合式加热器疏水焓用进口水焓h1代替）加热器疏水放热gam=上级疏水焓hs1本级疏水焓hs（对于混合式加热器本级疏水焓用进口水焓h1代替）。抽汽效率yit= hj-hj-1+（1-rj-1/qj-1）Hj-1/qj (疏水自流式）以及： yit=hj-hm+ Hm-taoj*Hj/qj /qj （混合式）表4-1 各加热器抽汽效率计算（参数来源：3号汽轮机热系统图）项 目#4低加#3低加#2低加#1低加进口水温t1,35.151.0281.5120出口水温t2,51.0281.5120143.2进口水焓h1,148.1215.3343.9506.4出口水焓h2,215.3343.9506.4604.3焓升tao，kJ/kg6718128.62162.4797.90抽汽焓hq，kJ/kg2465.32649.32889.23025.1疏水焓hd，kJ/kg227.9215.3514.8604.7抽汽放热量q，kJ/kg2237243423742420疏水放热gam，kJ/kg299.589.5汽轮机排汽焓hc2341.82341.82341.82341.8抽汽效率yit0.055190.12480.21320.2574注：表中原始参数系按常态工况取加权平均值。4.3 热耗降低计算热耗降低计算的主要结果列于表4-2。表4-2 等效焓降及热耗计算序号项目符号单位数值1新汽流量D0kg/s225.923号进口水温t151.0233号出口水温t281.54低省进口水温tds184.0053号进口分流系数bit1-063号出口分流系数bit2-17低省分流系数b0-0.270582号低加出口水温t6120.0092号低加出口水焓h6kj/kg506.4010增量1dh1kj/kg0.0011增量2dh2kj/kg6.7917122号汇合前主水系数b30.55132号出口主凝水温升dt62.5014增量3dh3kj/kg0.254215等效焓降增量dhkj/kg7.0516循环热效率增加dyit%0.5567317热耗降低dqkj/kwh44.44960518发电煤耗降低Dbs0g/kwh1.68324.4 辅机耗电计算辅机耗电主要计算结果列于表4-3。表4-3 辅机耗电主要计算结果序号项目符号单位数值数据注释增压风机耗电1低省烟道压降dppa469.85修正前2投前烟温t111253烟温系数k1-1.45781254投后烟温t121055烟温系数k1-1.38461056修正后压降Dp2pa3757变化前烟气流量Vym3/s368.308风机效率yitf-0.859风机耗电增加DNkw161.2修正后10计算负荷NjsMW280.0011发电煤耗dh1g/kwh302.3412折标煤耗Dbs1g/kwh0.1739升压泵耗电1泵扬程Pkpa55.66492水流量Dwkg/s61.113水比容vm3/kg0.00104164容积流量Vm3/s0.063655升压泵效率yitp0.856升压泵耗功Npkw4.16857折煤耗Dbs2g/kwh0.0045011厂用电节省（汽耗降低引起）1厂用电率eps%5.902循环水泵占kxb1.003增压风机占sd%0.34可影响厂用电率eps1%4.65新汽量相对减少Dd%0.556736厂用电率减少deps%0.025627发电标煤耗bsg/kwh302.348折供电煤耗Dbs3g/kwh0.0773辅机耗电总修正1增压风机耗电Dbs1g/kwh-0.17392升压泵耗电Dbs2g/kwh-0.00450113厂用电节省Dbs3g/kwh+0.07734辅机耗电总修正Dbs*g/kwh-0.10124.5 经济性计算汇总经济性计算汇总见表4-4。表4-4 经济性计算汇总序号项目符号单位数值1等效焓降增益Dbsg/kwh1.68322辅机耗电损失Dbs*g/kwh-0.10123净煤耗降低Dbsnetg/kwh1.5824.6 节水量计算节水量计算见表4-5。表4-5 节水量计算序号项目符号单位数值单位注释1进口烟温ty11252出口烟温ty21053烟气放热量Qkw70184喷水终温t150绝热饱和5喷水初温t2206喷水吸热Qwkj/kg27847节水量Djst/h9.5831五、投资与效益5.1 投资本项目总投资需687万元，分项见表5-1。表5-1 投资费用计算表序号设备、材料规格、型号数量单位单价，万元/单位总价,万元1低压省煤器本体38，镍基渗层20钢耐酸合金钢130吨2.75357.52进回水管325x10,20钢40吨0.7283烟道钢板、型钢30吨0.5154管道、烟道保温硅酸铝/岩棉110立方0.055.55升压泵、变频器、控制柜DN250,Q400T/H，P0.4MPa2套15306钢架、横梁、基础型钢、柱桩90吨0.6547电调阀DN250,PN4.03个8248调节阀DN250,PN4.010个0.889测温仪表、DCS电缆、卡件等PT100,DJYPVP，2*2*1.01宗151510设计费1404011拆除、安装费111011012总价6875.2 效益与回收期本项目年效益273万元，投资回收期（静态）2.5年。详见表5-2。表5-2 年效益计算表序号项目符号单位数值数据注释1额定功率NMW330额定2年运行时数Hh55003煤耗净降低dbsg/kwh1.582见表4-44年节标煤量DBt/y28715年节水量Ht/y95831见表4-46煤价C1元/吨8507年节煤效益Y1万元/y2448水价C2元/吨39年节水效益Y2万元/y28.710年总经济效益Y万元/y27311工程费用c3万