科技项目技术方案(烟气余热回收)

中国华电集团公司科技项目技术方案陕西华电蒲城发电有限责任公司#3机组锅炉烟气余热回收技术的研究应用课题名称：申请单位：陕西华电蒲城发电有限责任公司起止时间：2013年12月至2014年12月课题组长：手机：固定电话：申请日期：2013年10月20日一、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6000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换与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课题拟通过陕西华电蒲城发电有限责任公司#3机组锅炉烟气余热回收技术的研究应用项目，开发应用一种新的经济、控分相变烟气余热回收利用技术，将排烟温度高于该炉型正常燃料酸露点以上部的分烟气热量回收利用，在确保系统安全的情况下，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。目前蒲城电厂#3机组锅炉实际运行参数为：空预器入口烟温390~410℃，空预器出口烟温冬季平均温度约135℃，夏季平均约155℃，一二次风空预器出口温度340-360℃。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。控分相变换热器吸热装置内最低饱和蒸汽温度设定为115℃，高于烟气酸露点5℃，将排烟温度从平均150℃降低到130℃，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：分控相变换热热力系统（单台炉）主要组成包括：序号项目单位数量备注1吸热蒸发器套162放热冷凝器套6DN503汽流调节阀台204液流调节阀台4DN505平衡水箱台23m36水封箱台11.8m37循环泵台48凝结水换热器台19汽液换热器台110排液泵台111电控阀台412汽水管路系统套2分控相变换热器控制系统（单台炉）设备名称CPU模块型号及规格描述数量LK205，CPU模块，100MHZ，位指令0.32ms/K，1程序4MB，数据8MB+1MB掉电保持区DP通信接口模块LK232，PROFIBUS-DP通信接口模块LK910，电源模块，输入120/230VAC，输出24VDC，5A32电源模块5ALK610，16通道数字量输入模块，12/24V，漏DC16点数字量输入模块16点数字量输出模块2型LK710，16通道数字量输出模块，24V，DC晶体管输出11758点模拟量输入模块LK411，8通道模拟量输入模块，16位，电流信号LK511，4通道模拟量输出模块，12位，电流信号，4点模拟量输出模块通道间隔离10槽本地背板LK101，本地背板，单CPU插槽，10槽111槽扩展背板LK111，扩展背板，11槽11槽扩展背板LK111，扩展背板，11槽扩展电缆LKX002，扩展电缆，3M占空模块LKC131，占空模块1128I/O端子线缆盖LKC170，LKPLC专用I/O端子线缆盖28LKI/O底板编码销转动LKF003，LK底I/O板编码销转动工具1工具PowerPro编程软件V4LKS001，PLC编程软件，PowerProV41LK编程电缆LKX001，LK编程电缆，5M触摸屏TPC1262H组态软件HollyView6.53，256点，开发运行一体工控机1111机柜,2175*800*650(高*宽*深),RAL7032，包括端PLC控制机柜压力开关1子、空开、导线、导轨等附件43个0-1.0MPA（含表管及阀门接头）；1个0-1.6MPA（含表管及阀门接头）就地压力表4远传压力变送器0-1.6MPA12分控相变余热回收系统的计算参数（根据提供的数据计算）根据用户实际运行参数，参考设计数据，对分控余热回收系统的设计计算如下：以下计算均以单台炉为基数，仅计算加热风的结果，凝结水加热最大负荷设计为加热风量的50%，平均负荷为加热风量的25%。计算依据的主要参数数据机组计算负荷(MW)年平均运行负荷率（%）30070.00%平均年发电量（亿kwh）煤平均热值（kcal/kg）煤的平均含硫量（%）1.836945402.1%110烟气酸露点（℃）改造前年平均排烟温度（℃）改造后年平均排烟温度（℃）150130改造前年平均空预入口风温（℃）10改造后年平均空预入口风温（℃）33.5三、关键技术及创新点可随环境温度和机组负荷的变化，将热源烟气换热器产生的蒸汽分别控制输送到一次风加热器、二次风加热器、热网加热器和凝结水换热器等不同热用户，自动进行不同热用户的优化组合，确保热力系统的最佳经济性。组合系统可在避免低温省煤器发生低温腐蚀和汽化的情况下，提升低温省煤器的出口水温，提高余热回收利用的热力循环效率和经济性。一次风加热器和二次风加热器可与原暖风器及辅汽系统兼容，可减小风道阻力损失，保护空气预热器，并确保暖风器回热系统的经济性；采用汽液换热器和辅助蒸汽等控制冷凝液的过冷度，确保烟气换热器不发生局部低温腐蚀，可提高安全裕量；相变系统采用强制循环，换热器可灵活布置，提高了系统的适应性；烟气换热器采用小联箱单元组合结构，即便于检修维护，减轻局部磨损的危害，也可提高整个换热器的使用寿命；热源相变参数控制系统的时间常数小，调节特性好。易于将多任务控制和多层次保护集成在一个系统，安全性高；可与空气预热器配套设计，变为可调式空气预热系统，保护空气预热器不发生低温腐蚀和堵灰。从而空预器可采用管式或板式结构，降低漏风损失，提高了机组经济性。四、项目主要技术难点1、可靠的控制系统分控相变系统采用的控制手段较多，使各控制协调配合是保障分控相变烟气余热利用系统正常工作的关键点，也是难点。本项目将采用成熟的PLC控制技术集中处理各种控制、报警和保护信号。2、烟道换热器的布置烟道换热器尺寸和重量较大，其合理布置是影响换热效率、系统经济性和安全性的关键因素。烟道换热器的布置受制于现场已有空间布局和烟道布置及尺寸的限制较多，本项目需根据现场情况，研究制定一套最佳的设备布置方案。五、项目预期达到的主要技术指标1）锅炉排烟温度最低可降低到120下；2）相变换热器壁面温度可控可调，在各种工况，下壁面温度都比酸露点高5℃。3）各种工况，下相变换热器烟气侧压力降≤300Pa；4）各种工况，下相变换热器风侧压力降≤150Pa；5）相变换热器用电负荷≤10kW；6）引风机、送风机等主要辅机增加电耗≤300kW；7）项目回收余热年节约标煤量≥5000t/y；8）供电煤耗降低≥2.5g/kWh；9）换热元件不间断连续运行时间大于10000小时，设计使用寿命不小于10年。10）系统设备寿命大于15年。六、项目费用明细单位：万元金额840科目备注（一）直接费用1.人员费（1）研究机构人员费50（2）临时工工资2.设备及软件费（1）购置40510100（2）试制3.业务费（1）材料费80（2）资料费10（3）外协测试试验及加工费20（4）会议费10（5）差旅费204.其他直接费用（二）间接费用1.现有仪器设备使用费2.直接管理费用802050103.其他间接费用（三）协作研究支出50协作支出1合计50970七、项目的进度安排资金计划(万元)序号时间段主要研究内容和成果理论研究和设计，完成系统设计计算12013年12月7023452014年1月~2014150完成设备设计和部分设备加工年3月2014年4月~2014500完成设备制造和部分材料采购年5月2014年5月~2014200年7月2014年7月~201450年8月完成设备购置和系统的安装完成系统的调试和优化运行八、项目主要负责人和参加人员情况1、项目负责人2、项目研究人员承担本项目投入主要工作月数序号姓名工作单位职务职称专业九、项目主要经济、社会、环境收益1、经济效益节能效益计算下表仅计算加热风的效益。凝结水加热器只在夏季采用，加热凝结水的余热利用效益相比较低，总的余热利用效益约为加热风总效益的13%。计算的主要参数数据回收余热使锅炉效率提高（%）回收的余热年节约标煤量（t/y）增加引、送风机等电耗（KW）项目年节约标煤量（t/y）供电煤耗降低（g/kwh）1%562529850862.77项目总投资费用单台炉工程项目投资约为970万元。项目投资回报期由方案效益总表中的数据可知，应用分控相变换热器节能技术后，回收锅炉排烟余热，在保证尾部受热面不发生腐蚀的情况下，单台炉实际节省标煤5086吨。标煤单价以700元/吨计算，则实际年经济效益为：5086×700÷10000=356万元则静态投资回收期为：970÷356=2.72年故安装相变换热装置后的2.72年即可将投资的设备成本收回。2、安全效益分控相变烟气余热回收利用系统通过提高空预器入风口温度，从而大大减轻了空预器的低温腐蚀和结露引起严重堵灰现象的发生，提高了设备及系统的安全性。3、社会效益课题的社会效益分析：减排效益计算表：计算的主要参数数据减少SO2排放（t）减少NOx排放（t）减少CO2排放（t）减少灰渣排放（t）21423380931720十、项目风险分析及对策1、分控相变烟气余热回收系统的合理性：分控相变换热技术的系统设计不受季节和环境的影响，可以始终通过对锅炉进风和凝结水的加热，实现能量最佳的梯级利用，使发电的循环热效率达到最大值，经济效益最佳。分控相变换热技术依据相变换热原理，采用温度更加同一均匀的蒸发液作为主要控制参数，避免了烟道中沿烟道截面烟气温度偏差的影响，控制参数更为可靠。这对于温度很低的烟气进行深度余热回收十分重要。分控相变换热技术设计的不凝气体排系除统可在任何工况下将气体可靠排，除且没有蒸汽损失，相变换热效能和设备寿命得到提高。烟气流速对受热面的换热系数、磨损和积灰影响很大，所以根据锅炉运行参数和使用煤种选择合理的烟气速度对于相变换热装置运行的经济性至关重要。传统相变换热技术对冷、热源负荷变化的适应性较差，调节手段无法满足冷、热源负荷大幅变化时设备的安全，低温腐蚀常在这时剧烈发生。由于分控相变换热技术的控制系统调节特性好，控制精度高，并且可以从机组启动到停运全过程，根据机组负荷和运行参数的变化，做出智能判断，自动控制相变换热系统运行的投入与退出，可以可靠地确保受热面不发生酸结露腐蚀和粘结堵灰。飞灰磨损速度与烟气速度的三次方、灰硬度和烟气含灰量成正比。在低温烟气中，灰的硬度更大，因而通常条件下低温受热面磨损速度较快。为了降低飞灰对受热面的磨损速度，设计时更需要控制合理的烟气速度和避免烟气走廊。根据已有经验，一般要改变前排三换热管的结构参数，通过增设防磨瓦、导流板和采取锰钢防磨材料等可以确保相变换热器的寿命不受影响。2、分控相变烟气余热回收系统对原有系统的影响（1）分控相变余热回收系统对空预器的影响：由于回收的余热可用于加热空预器前冷一、二次风，替代了部分暖风器的作用，可以更可靠地确保空预器不受低温腐蚀，使得空预器的寿命得到提高，堵灰现象减弱，漏风损失减小，换热性能得到提升。锅炉供风温度的提高会导致空预器出口排烟温度升高，但可以被余热回收装置所利用，只增加了传热温差，不会增加排烟损失。（2）分控相变余热回收系统对除尘器的影响：除尘器设有温度报警装置，当除