科技项目技术方案(烟气余热回收)Word文档下载推荐.doc
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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、可靠的分控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分的烟气热量回收利用，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。
分控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
16
2
放热冷凝器
6
3
汽流调节阀
台
DN500
4
液流调节阀
DN50
5
平衡水箱
3m3
水封箱
1.8m3
7
循环泵
8
凝结水换热器
9
汽液换热器
10
排液泵
11
电控阀
12
汽水管路系统
分控相变换热器控制系统（单台炉）
设备名称
型号及规格描述
CPU模块
LK205，CPU模块，100MHZ，位指令0.32ms/K，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
电源模块5A
LK910，电源模块，输入120/230VAC，输出24VDC，5A
16点数字量输入模块
LK610，16通道数字量输入模块，12/24VDC，漏型
16点数字量输出模块
LK710，16通道数字量输出模块，24VDC，晶体管输出
8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
17
4点模拟量输出模块
LK511，4通道模拟量输出模块，12位，电流信号，通道间隔离
10槽本地背板
LK101，本地背板，单CPU插槽，10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
I/O端子线缆盖
LKC170，LKPLC专用I/O端子线缆盖
28
LKI/O底板编码销转动工具
LKF003，LKI/O底板编码销转动工具
PowerProV4编程软件
LKS001，PLC编程软件，PowerProV4
LK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
PLC控制机柜
机柜,2175*800*650（高*宽*深）,RAL7032，包括端子、空开、导线、导轨等附件
压力开关
就地压力表
3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）
远传压力变送器
0-1.6MPA
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）
300
年平均运行负荷率（%）
70.00%
平均年发电量（亿kwh）
1.8369
煤平均热值（kcal/kg）
4540
煤的平均含硫量（%）
2.1%
烟气酸露点（℃）
110
改造前年平均排烟温度（℃）
150
改造后年平均排烟温度（℃）
130
改造前年平均空预入口风温（℃）
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℃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≤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
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
80
（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
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