烟气余热深度回收低温省煤器技术方案解读Word文档格式.docx
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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5000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与换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
本项目拟通过应用一种新的经济、可靠的烟气余热回收利用技术对神华国能神头第二发电有限责任公司#1机组锅炉烟气余热回收利用，将排烟温度高于该炉型正常燃料酸露点以上部分的烟气热量回收利用，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。
目前神头二电厂#1机组锅炉实际运行参数为：
空预器入口烟温310~340℃，空预器出口烟温冬季平均温度约125℃，夏季平均约150℃，一二次风空预器出口温度290~300℃。
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。
分控相变换热器吸热装置内最低饱和蒸汽温度设定为110℃，高于烟气酸露点5℃，将排烟温度从平均135℃降低到115℃，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：
热力系统构成
分控相变换热系统主要组成包括：
序号
项目
单位
数量
备注
1
吸热蒸发器（烟道）
组
80
2
放热冷凝器（风道）
32
3
凝结水加热器
4
汽液换热器
5
汽流调节阀
台
DN500
6
液流调节阀
DN65
7
平衡水箱
8m3
8
水封箱
1.8m3
9
循环泵
10
液位计
11
电控阀
12
汽水管路系统
套
控制系统组成
控制柜
PLC主机
6ES7216-2BD23-0XB8
扩展模块
6ES7231-0HC22-0XA8
6ES7232-0HB22-0XA8
触摸屏
MT6070
双输入显示表
PID智能调节仪
数字显示表
电控调节阀
风速变送器
压力变送器
导压管
13
电阻温度变送器
22
14
隔离一分二模块
15
模拟量采集模块
16
电磁阀
17
线缆
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）
500
年平均运行负荷率（%）
70.00%
平均年发电量（亿kwh）
3.0615
煤平均热值（kcal/kg）
3750
煤的平均含硫量（%）
1.23%
烟气酸露点（℃）
105
改造前年平均排烟温度（℃）
135
改造后年平均排烟温度（℃）
115
改造前年平均空预入口风温（℃）
30
改造后年平均空预入口风温（℃）
56
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115℃以下；
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≤500Pa；
4）各种工况下，相变换热器风侧压力降≤250Pa；
5）相变换热器用电负荷≤20kW；
6）引风机、送风机等主要辅机增加电耗≤500kW；
7）项目回收余热年节约标煤量≥7000t/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
科 目
金额
备注
（一）直接费用
840
1.人员费
（1）研究机构人员费
50
（2）临时工工资
40
2.设备及软件费
（1）购置
510
（2）试制
100
3.业务费
（1）材料费
（2）资料费
（3）外协测试试验及加工费
20
（4）会议费
（5）差旅费
4.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
3.其他间接费用
（三）协作研究支出
协作支出1
合计
970
七、项目的进度安排
时间段
资金计划（万元）
主要研究内容和成果
1、
2013年12月
70
理论研究和设计，完成系统设计计算
2014年1月~2014年3月
150
完成设备设计和部分设备加工
3、
2014年4月~2014年5月
完成设备制造和部分材料采购
2014年5月~2014年7月
200
完成设备购置和系统的安装
5、
2014年7月~2014年12月
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
本课题组长孙伟为蒲电公司副总经理，从事火电生产20余年，主管蒲电生产4年多，具备管理本项目的能力。
2、项目研究人员
姓名
工作单位
职务
职称
专业
承担本项目主要工作
投入
月数
1
孙伟
蒲电
副总经理
高工
项目管理
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