低温省煤器应用专题报告Word文档格式.docx

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2.1低温省煤器目前在国内外的应用情况

低温省煤器能提高机组效率、节约能源。

目前在国内也已有电厂进行了低温省煤器的安装和改造工作。

山东某发电厂，两台容量100MW发电机组所配锅炉是武汉锅炉厂设计制造的WGZ410/100—10型燃煤锅炉，由于燃用煤种含硫量较高，且锅炉尾部受热面积灰、腐蚀和漏风严重，锅炉排烟温度高达170℃，为了降低排烟温度，提高机组的运行经济性，在尾部加装了低温省煤器。

低温省煤器系统布置图如下：

山东某电厂低温省煤器系统连接图

国外低温省煤器技术较早就得到了应用。

在苏联为了减少排烟损失而改装锅炉机组时，在锅炉对流竖井的下部装设低温省煤器供加热热网水之用。

德国SchwarzePumpe电厂2×

800MW褐煤发电机组在静电除尘器和烟气脱硫塔之间加装了烟气冷却器，利用烟气加热锅炉凝结水，其原理同低温省煤器一致。

德国科隆Nideraussem1000MW级褐煤发电机组采用分隔烟道系统充分降低排烟温度，把低温省煤器加装在空气预热器的旁通烟道中，在烟气热量足够的前提下引入部分烟气到旁通烟道内加热锅炉给水。

日本的常陆那珂电厂采用了水媒方式的管式GGH。

烟气放热段的GGH布置在电气除尘器上游，烟气被循环水冷却后进入低温除尘器（烟气温度在90～100℃左右），烟气加热段的GGH布置在烟囱入口，由循环水加热烟气。

烟气放热段的GGH的原理和低温省煤器一样。

低温省煤器尽管在国内和国外已经有运用业绩，但上述的例子中我们发现，在德国锅炉排烟温度较高，均达到170℃左右（这些锅炉燃用的是褐煤），而加装低温省煤器后排烟温度下降到100℃左右。

日本的情况是锅炉设计排烟温度不高（125℃左右），经过低温省煤器后烟气温度可降低到85℃左右。

2.2低温省煤器安装位置

由于低温省煤器的传热温差低，因此换热面积大，占地空间也较大，所以在加装低温省煤器时，需合理考虑其在锅炉现场的布置位置。

2.2.1低温省煤器布置在除尘器的进口

日本的不少大型火电厂，如常陆那珂电厂（1000MW）和Tomato-Atsuma电厂（700MW）等都有类似的布置。

管式的GGH烟气放热段布置在空预器和除尘器之间。

管式GGH将烟气温度降低到90℃左右，除尘器的飞灰比电阻可从1012Ω-cm下降到1010Ω-cm，这样可提高电气除尘器的运行收尘效率。

低温省煤器布置在除尘器的进口，除尘器下游的烟气体积流量降低了约5％，因此其烟道、引风机、增压风机等的容量也可相应减少，降低了运行厂用电。

据计算，每台机组节约引风机和增压风机厂用电共约500kW。

需要指出的是除尘器和风机的选型仍应该考虑125℃低温省煤器未投运时的情况，

这种布置方式最大的风险是腐蚀。

因为经过低温烟气换热器后的烟气温度已经在酸露点以下，除尘器、烟道、引风机、增压风机均存在腐蚀的风险。

根据日本的有关技术资料，未经除尘器收尘的烟气中含有较多的碱性颗粒，可中和烟气中凝结的硫酸微滴，低温除尘器及其下游的设备并“不需要进行特别的防腐考虑”，而且日本的不少大机组运行低温除尘器也有良好的业绩，因此，这种布置方式应该是可行的。

但是，对所谓的“不需要进行特别的防腐考虑”还有一些疑虑：

（1）是不是仅仅依靠烟气中的碱性灰颗粒就能中和大部分SO2，而大大降低温烟气的腐蚀性？

中和反应的彻底程度肯定与燃煤的特性有关（如含硫量，含灰量，灰分中碱性物质如CaO。

K2O的数量等），是不是还与别的因素有关？

（2）对于低温电气除尘器与常规除尘器的区别还需要进一步研究。

根据我们目前掌握的资料，为了防止低温除尘器灰斗中的灰板结，其灰斗的加热面积要大于普通除尘器。

由于缺乏更多的资料，如果采用这种布置方式需要进行大量资料的收集研究工作。

（3）对于除尘器下游的烟道和风机设备，由于烟气中的灰已经基本被除去，此时还应该充分考虑相应的防腐措施。

（4）随着烟气温度的降低，烟灰的电气抗阻值下降。

此时ESP的除尘性能上升，但是在捶打集尘极板时，附在电极处的烟尘会飞散，使ESP出口粉尘浓度短时上升（比通常的出口浓度要高约50mg/m3左右）。

2.2.2低温省煤器布置在脱硫吸收塔的进口

德国一些燃烧褐煤的锅炉将低温省煤器布置在吸收塔入口。

低温省煤器将烟气温度从160℃降低到100℃后进入吸收塔，被烟气加热的凝结水再加热冷二次风。

这种方式的低温省煤器实际上起到管式GGH加热器中烟气冷却的作用。

烟气经过除尘器后，低温省煤器处于低尘区工作，因此飞灰对管壁的磨损程度将大大减轻。

由于烟气中的碱性颗粒几乎被除尘器捕捉，其出口烟气带有酸腐蚀性。

但是由于其布置位置在除尘器、引风机、增压风机之后，烟气并不会对这些设备造成腐蚀，因而避免了腐蚀的危险。

因为吸收塔内本来就是个酸性环境，烟气离开吸收塔时温度约为45℃。

塔内进行了防腐处理。

这种布置方式只要考虑对低温省煤器的低温段材料和低温省煤器与吸收塔之间的烟道进行防腐。

采用这种布置方式的缺点是无法利用烟气温度降低带来的提高电气除尘器运行效率、减少引风机和增压风机功率的好处；

其次，其布置位置远离主机，用于降低烟气温度的凝结水管道也较长，凝结水泵需克服的管道阻力及电耗也更高。

3.低压省煤器节能理论及计算

一般认为，把烟气余热输入回热系统中会排挤部分抽汽，导致热力循环效率降低；

并且，排挤的部分抽汽会增加凝汽器的排汽使汽轮机真空有所降低。

这两点对于低压省煤器节能的疑问必须加以澄清。

理论上，增设低压省煤器后，大量烟气余热进入回热系统，这是在没有增加锅炉燃料量的前提下，获得的额外热量，它以一定的效率转变为电功。

这个新增功量要远大于排挤抽汽和汽机真空微降所引起的功量损失，所以机组经济性无例外都是提高的。

3．1发电煤耗节省量计算

采用等效热降法进行热经济性分析。

将低压省煤器回收的排烟余热作为纯热量输入系统，而锅炉产生1kg新汽的能耗不变。

在这个前提下，热系统所有排挤抽汽所增发的功率，都将使汽轮机的效率提高。

相应1kg汽轮机新汽，其全部做功量称新汽等效焓降（记为H），所有排挤抽汽所增发的功量（记为ΔH）称等效焓降增量，计算如下：

H=3600/（ηjd×

d）（kJ/kg）

ΔH=β[（hd2-h4）η5+∑（τj·

ηj）]（kJ/kg）

式中d—机组汽耗率，kg/kwh；

ηjd—汽轮机机电效率；

β—低省流量系数；

hd2—低压省煤器出水比焓，kJ/kg；

h4—除氧器进水比焓，kJ/kg；

τj—所绕过的各低加工质焓升，kJ/kg；

ηj—所绕过的各低加抽汽效率。

热耗率降低δq按下式计算：

δq=ΔH·

q/（H+ΔH）（kJ/kwh）

式中q—机组热耗率，kJ/kwh;

发电标煤耗节省量δbs按下式计算：

δbs=δq/（ηp·

ηb·

29300）（kg/kwh）

式中ηp、ηb——锅炉效率、管道效率；

以已投运的某200MW火电机组低压省煤器系统为例进行节能量计算，结果列于表1。

由表1可见，低压省煤器降低排烟温度28℃，可节省标准煤3.05g/kwh。

表1低压省煤器主要指标计算结果（某国产200MW机组）

项目

进口烟温ty1

出口烟温ty2

低省换热量，Qd

低省出水温度td

机组等效焓降H

等效焓降增量ΔH

热耗率降低δq

发电标煤耗减少δbs

单位

℃

kW

kJ/kg

kJ/kwh

g/kwh

数值

157

129．5

8604

125.5

1204

11.32

77.85

3.048

这里指出，低压省煤器尽管降低了排烟温度，但并未改变锅炉效率。

锅炉的排烟温度仍然定义于空气预热器出口。

3．2汽轮机真空影响计算

对于湿冷机组，汽轮机背压增量dpc与冷凝量增量dDc关系借助凝汽器的变工况计算，亦可按下式估算：

dpc=2.059×

dDc/Dc（kPa）

dDc=∑Dj-dD0（t/h）

式中Dc—凝汽器冷凝量，t/h，

dD0—由增设低省引起的汽轮机新汽量减少值，t/h，可由δbs计算得到。

∑Dj—低省各排挤抽抵达凝汽器的总量，t/h。

其中第J级的排挤量按下式计算：

Dj=3.6·

γj·

G·

τj/qj（t/h）

式中G—低省的过水流量，kg/s

γj—排挤系数，指第J级排挤抽汽抵凝汽器的份额，按文献[1]计算。

其余符号，意义同前。

表2列出了汽轮机真空计算主要结果。

表2汽轮机真空影响计算结果（某国产200MW级组）

#1低加

#2低加

#3低加

#4低加

除氧器

各低加排挤抽汽Dj0，t/h

8．78

3．05

3．74

－0．094

排挤系数γj

0．9544

0．8832

0．8366

0．8510

到凝汽器排挤抽汽Dj，t/h

8．379

2．694

3．129

－0．080

凝汽器排挤总量∑Dj，t/h

14．12

新汽减少量dD0，t/h

5．64

凝汽净增量dDc，t/h

8．48

汽轮机背压升高，kPa

0.0404

由表可知，各排挤抽抵达凝汽器的总量14.12t/h,低省节省新汽量5.64t/h,冷凝量净增量8.48t/h,由此引起汽轮机背压升高0.0404kPa。

此时汽轮机排汽比焓升高值为0.457kJ/kg，仅占新汽等效焓降的0.037%。

根据以上分析，排挤抽汽对汽轮机真空以及对汽轮机做功的影响完全可以忽略。

4.某工程低温省煤器的初步方案

低温省煤器的结构形式如下

省煤器结构设计中需考虑的问题:

1、管径的选择

2、纵向节距和横向节距（烟气流速）的确定

3、管组高度的限制，检修用空间高度的预留

4、省煤器中的凝结水流速

4.1机组主要设备参数

4.2低温省煤器主要设备参数

4.3低温省煤器调试运行参数

由以上实例可以看出，投资回收期为1.41年，可使用寿命为10年，则低温省煤器具有非常积极的意义。

5.加装低温省煤器需要考虑的问题

5．1烟道省煤器的低温腐蚀

选用合适的耐腐蚀材料。

针对工程的应用情况，选择合适的、性价比比较高的材料是非常重要的。

目前可供考虑采用的材料主要有：

不锈钢材料、耐腐蚀的低合金碳钢、复合钢管及碳钢表面搪瓷处理等。

5.2换热面管的积灰

低温省煤器的换热面管采用高频焊翅片管,与普通光管相比，翅片管传热性好，因此可减小低温省煤器的外形尺寸和管排数，减少烟气流动阻力。

但是高频焊翅片管易于积灰。

其积灰的程度与煤灰特性及烟气流速有关。

因此在设计时可适当提高烟速（对于除尘器前布置的低温省煤器，烟气流速推荐10m／s左右，对于除尘器后布置的低温省煤器，烟气流速推荐15m／s左右）。

选择合适间距的翅片管以减少省煤器管壁积灰。

在低温省煤器管排间将设置蒸汽吹灰器。

对于低温省煤器在布置上必须考虑可拆卸的形式，并在低温省煤器上设置水清洗系统，利用机组停运期间进行水清洗。

5.3烟道的防腐

由于烟气运行温度较低，需要对低温省煤器后的烟道考虑防腐措施，初步考虑采用耐硫酸碳钢，对烟道的造价会提高约20%。

6低温省煤器的特点分析

6.1排烟温度方案比较

主要比较了传统的高压省煤器改造和增设低压省煤器的两种技术方案。

与高压省煤器改造相比，低压省煤器在电厂节能减排方面有其独到的优点：

（1）可以实现排烟温度的大幅度降低。

按照电厂的不同需求，可降低排烟温度30℃～35℃，甚至更多。

而改造高压省煤器，则根本无法做到这一点。

这个优点对于需上脱硫系统的锅炉（排烟温度有最高限制），是十分珍贵的。

（2）对于锅炉燃烧和传热不会产生任何不利影响。

由于低压省煤器布置于锅炉的最后一级受热面（下级空预器）的后面，因此，它的传热行为对于锅炉的一切受热面的传热均不发生影响。

因此既不会降低入炉热风温度而影响锅炉燃烧，也不会使空气预热器的传热量减少，从而反弹排烟温度的降低效果。

（3）具有独特的煤种和季节适应性。

锅炉的低压省煤器出口烟温可以根据不同季节和煤质（主要是含硫量）进行调节，以实现节能和防腐蚀的综合要求。

这也是高压省煤器改造所不具备的。

例如为贵州QG电厂670t/h锅炉设计的低压省煤器，设计将排烟温度从160℃降低到135℃。

后运行中排烟温不正常升高到180℃，低压省煤器靠自身的烟温调节功能，仍然将排烟温度轻松降低到135℃。

（4）设计低压省煤器也可以同时解决汽轮机热力系统的某些缺陷。

例如山西ST电厂#4机（200MW），大修前除氧器的主凝结水进水温度高出设计值很多，造成了除氧器的排挤抽汽。

为此，只得部分开启#4低加旁路，使汽轮机热耗增加。

加装低压省煤器后，低省出口的水温为120℃，低于主凝结水温度34℃，与主凝结水汇合后，使除氧器进水温度基本恢复设计值，从而消除了回热系统的缺陷，保证了除氧效果。

（5）采用低压省煤器系统，可以充分利用锅炉本体以外的场地空间布置受热面，因而空间宽绰、便于检修。

当然，由于低压省煤器所吸收余热的利用能级相对较低，因此其单位排烟温降的节能量不及高压省煤器改造。

如果电厂只需少量降低排烟温度、而锅炉又无燃烧稳定性的担忧或其它限制时，改造高压省煤器也不失为较好的方案。

6.2低温省煤器的优点：

1、可降低排烟温度30~70℃。

可获得显著的节能经济效益。

2、大大降低脱硫系统的水耗。

加装低压省煤器后，可取消脱硫系统的喷水降温装置或事故（喷淋）降温装置，实现脱硫系统的深度节能。

3、增设低压省煤器，可减少抽汽量，降低煤耗。

4、具有良好的煤种和季节适应性。

5、具有良好的负荷适应性。

6、可以充分利用锅炉本体以外的场地空间，布置所需要的受热面，并留有足够的检修空间，检修方便。

7、本技术把锅炉的余热利用与汽轮机的低加系统巧妙地结合起来，对于锅炉燃烧和传热不会产生任何不利影响。

8、对于拆除GGH的脱硫改造工程，在吸收塔入口处加装低温省煤（GGH的阻力比低温省煤器高300-400Pa），不仅解决了去掉GGH后烟气对脱硫系统的不利影响，而且降低排烟温度，提高锅炉效率。

9、由于本系统属静态设备，无动力装置，所以系统本身能耗极低。