火电厂锅炉余热回收的相变换热器技术方案探讨

火电厂锅炉余热回收的相变换热器技术方案探讨

锅炉是我国重要的能源转化装置，具有广泛的适用性。只有火电工具的煤炭消耗占总煤炭消耗的55%。锅炉的主要热量是通过排放输送的热量，排放损失占所有锅炉热损失的65%以上。因此，提高锅炉的效率和能源设备厂的综合工作效率对节能减排非常重要。本文就利用复合相变换热器回收利用电厂锅炉尾部烟道余热进行分析探讨。1相变换热技术的主要特点复合相变换热技术与热管换热等节能技术都不同,该技术将换热器最低金属壁面温度定义为“第一设计要素”,将对产生烟气低温结露和腐蚀具有关键性影响的最低壁面温度置于“可控可调状态”。该技术的核心在于“相变”,即通过“相变换热器”的设置,并利用不同“强化传热技术”与不同“控制技术”的合理配置,借助于优化设计,改变换热器壁面温度分布的“函数”特征,在始终保证金属壁面温度处于酸露点以上的同时,为大幅度回收烟气低温余热提供了可能。复合相变换热器将原热管换热器中相互独立的部分,通过优化设计构造成一个相互关联的整体。“相变换热”与“烟气横掠管束”相比,其换热能力具有“量级性(102以上)提高”的传热特性,实现“相变换热器”金属壁面整体温度分布均匀、与烟气温度保持“较小梯度温降(温差10~20℃)”以及原则上“独立于被加热工质温度”的特殊功能。与此同时,利用“相变换热器”的这一性能,预热进入前一级换热器(如末级空预器)工质,提高其入口温度,保证整个设备同样免受低温腐蚀。此外,通过“相变换热器”或者其他增设部件换热量的调节,实现对整个设备可能出现的不同最低壁面温度的闭环控制,保证壁面温度恒定或可控可调,以适应燃料种类以及工况的变化。这样,在保证设备安全运行的前提下,达到大幅度回收烟气余热的节能目的。复合相变换热技术的主要特点为:(1)能够在锅炉的设计和改造中,大幅度降低排烟温度,使大量中低温热能被有效回收,产生十分可观的经济效益;(2)降低排烟温度的同时,保持金属受热面壁面温度远离酸露点,从根本上避免了结露腐蚀和堵灰,大幅度降低设备的维护成本;(3)相变换热器具有相当幅度的调节能力,能使换热器金属受热面最低壁面温度处于可控可调状态,并保持排烟温度和壁面温度相对稳定,能适应锅炉的燃料品种以及负荷的变化;(4)在保留热管换热器具有高效传热特性的同时,通过适时排放不凝气体有效解决相变换热器可能出现的老化问题,大大延长设备的使用寿命。2实例分析扬州某发电有限公司的2#炉安装了相变换热器进行锅炉尾气余热回收,以该技改实例进行节能效果分析。2.1m型直流锅炉1#、2#锅炉为HG1956/25.4-YM型直流锅炉,设计和运行参数见表1。根据锅炉燃料工业分析和经验公式,计算得到烟气酸露点为78.06℃。设计的相变换热器的参数见表2。2.2蒸汽回收余热在空预器后的水平烟道上安装复合相变换热装置,(蒸发段)烟道内的相变换热器吸收烟气热量,使换热器内部介质处于相变状态;(冷凝段)蒸汽沿上升管进入汽包,在汽包中蒸汽与流经汽包的来自8#低加的低温凝结水换热,蒸汽被冷凝成液体,并沿下降管回到换热器下段,凝结水被加热后进入7#低加。相变换热器的最低壁面温度设定在100℃,高于烟气酸露点78.06℃;将排烟温度从149.78℃降低到125℃,回收热量用于加热汽机凝结水,替代一部分低加抽汽,降低汽轮机热耗,提供机组效率。系统流程见图1。2.3节能效率2.3.1标准煤/h相变换热器总回收热量:Q=VgρgCpgΔt=1820000×1.295×1.12×(145-115)=79191840kJ/h=2.702t标准煤/h,式中:Vg为烟气流量,Nm3/h;ρg为烟气密度,取1.295kg/Nm3;Cpg为烟气比热,取1.12kJ/(kg.℃);Δt为相变换热器前、后排烟温度温差,℃;Q为相变换热器回收热量,kJ/h。设计计算和运行经验表明,相变换热器回收的热量能满足7#、8#低加凝结水吸热量。2.3.2凝结水在8#低加中的抽汽量计算回收热量用于加热汽机回热系统冷凝水,可以减少7#、8#低加的抽汽量。7#、8#低加原进口水温分别为72.2℃、35.8℃,经余热利用装置改造后加热至95℃。分别计算凝结水在7#、8#低加中吸收的热量为:(1)凝结水在7#低加中吸热量Q7=cp×Dn×△t7=4.1868×303×103×(95-72.2)=28924089kJ/h。低加蒸汽焓h7=2685.53kJ/kg,蒸汽凝结水焓h70=405.3kJ/kg,将以上吸热量折算为7#低加耗用的抽汽量:D7=Q7/(h7-h70)=28924049/(2685.53-405.3)=12684.71kg/h。(2)凝结水在8#低加中吸热量Q8=cp×Dn×△t8=4.1868×303×103×(72.2-35.8)=46177055kJ/h。低加蒸汽焓h8=2639.33kJ/kg,蒸汽凝结水焓h80=304.3kJ/kg,折算为8#低加耗用的抽汽量:D8=Q8/(h8-h80)=46177055/(2639.33-304.3)=19775.79kg/h。汽轮机出口排汽焓值为2299.3kJ/kg,如果节省的7#、8#低加抽汽用于发电,则产生的电力为:式中:h7为7#低加抽汽热焓,kJ/kg;h8为8#低加抽汽热焓,kJ/kg;hc为汽轮机出口蒸汽热焓,kJ/kg。按照年运行7500h计算,相变换热器回收余热可以多发电量:发电煤耗按照330g/kW·h计算,年节能量:23496525×330×10-6=7753.85t标准煤。2.3.3按水泵培育参数计算泵的能耗由于在烟道内加装了相变换热器,增加了系统的阻力,必然会增加引风机的电耗,同时需要将凝结水输送到换热器又增加了水泵的动力消耗。增加的引风机和凝结水泵的耗电量计算如下:(1)引风机增加的功率式中:Vg为烟气流量,Nm3/h;t为引风机进口烟气温度,℃;△H为相变换热器增加的烟道阻力,Pa;ηy为引风机效率,取75%。(2)水泵增加的功率式中:q为水流量,kg/s;t为水泵扬程,m;ηb为水泵效率,取(3)增加耗电量按照年运行7500h计算,发电煤耗330g/kW·h,增加耗电量:7500×(431.1+33.0)=3480750k·Wh=1148.65t标准煤2.3.4u3000t标准煤/a该项