相变换热器项目方案建议书.docx
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相变换热器项目方案建议书
国电热电
锅炉烟气余热回收技术改造项目
可行性研究报告
二〇一五年一月
1概述1
1.1企业概况1
1.2改造的必要性1
2分控相变换热系统技术介绍2
2.1技术背景2
2.2分控相变换热技术简介3
3锅炉烟气余热回收方案5
3.1编制依据5
3.2设计方案14
3.3分控相变余热回收系统的计算参数18
3.4节能减排效益计算18
4项目相关因素影响分析19
4.1设备经济寿命和使用寿命19
4.2对空预器的影响20
4.3相变余热回收系统对除尘器的影响20
4.4对引、送风机的影响20
5项目实施计划20
5.1项目主要工程容20
5.2项目实施地点：
21
5.3项目工期计划21
6成本效益分析21
6.1项目总投资费用21
6.2项目投资回报期21
7结论21
1概述
1.1企业概况
晋能热电厂址位于全国十大魅力城市之--市，距市城区约7公里。
地处我国中部能源基地，不仅有着丰富的煤炭资源和水力资源；而且地理位置优越，市域有太焦、长邯两条铁路，公路有国道3条、省道13条，长晋高速、长太高速贯穿南北，还有有机场一座，目前已形成以铁路、公路为主，航空为辅的交通运输网络。
发展条件优越，工作、生活环境较好。
公司2×330MW级机组于2011年10月投产，安装2台330MW亚临界燃煤空冷冷凝式供热机组，配置2台117t/h亚临界参数、自然循环、一次中间再热、固态排渣煤粉锅炉。
1.2改造的必要性
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℃，如果降低排烟温度16~20℃。
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以及降低进入电除尘器的烟气体积流量和灰的比电阻，有效提高电除尘效率，减少除尘器的改造费用。
目前晋能热电厂锅炉运行排烟温度冬、夏季平均温度约135℃，锅炉常用负荷下，空预器入口烟温340~360℃，空预器出口烟温冬季平均温度约115℃，夏季平均约135℃，一二次风空预器出口温度300~320℃。
本项目拟采用分控相变烟气余热回收技术，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，并进行最佳利用，以达到节省燃煤量，降低发电煤耗，减少污染物的排放，提高锅炉效率及电除尘效率的目的。
2分控相变换热系统技术介绍
2.1技术背景
2.1.1余热回收利用的效益
烟气余热回收的价值不在于降低了多少排烟温度，而是如何利用了这些从烟气回收的低温余热。
如果烟气余热用于加热凝结水，让加热凝结水排挤的汽机抽汽去发电，进行低温低压的朗肯循环，则其发电效率很低。
一般汽机七段抽汽的循环热效率约为18%，五段抽汽循环热效率约25%。
目前运用较多的低温省煤器就属于该利用方式。
尽管低温省煤器造价较低，但其余热回收的效益不高，所以其余热回收的静态投资回收期约为3~5年。
如果烟气余热用于加热锅炉进风，则其热量得到梯级利用，其节约的燃煤可产生主汽，从而大大提高了热力循环效率。
对于300MW亚临界再热机组热力循环的效率约48%，是低温省煤器余热回收利用发电效率的2~3倍。
尽管空气加热器的换热系数低于水加热器，但其传热温差较高，因而增加的成本有限，其余热回收的静态投资回收期约为1.8~3年.
2.1.2现有余热回收技术的不足
传统低温省煤器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。
在国外强化传热技术以及专用于余热回收利用的技术中，利用汽体凝结和液体沸腾蒸发的换热系数高、流体介质携带热能强度大，且流体温度分布均匀的特点，开发出许多高效相变换热技术。
在降低锅炉排烟温度、回收余热提高热效率方面，常采用热管或其它相变换热技术，通过不同技术方案来控制烟气侧受热面的腐蚀和结灰速度，取得较好的效果。
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，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。
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。
2.2分控相变换热技术简介
针对现有技术的不足，三合盛节能环保技术股份与中国科学院过程工程研究所合作开发了分控相变烟气余热回收利用系统。
分控相变换热系统充分利用了相变换热系统的传热系数高、参数同一性好等特点，但改变了冷源与热源相变参数一致的传统，将冷源与热源相变参数分别控制。
热源侧相变参数以保护烟道换热器不发生低温腐蚀为控制目标，并且可随烟气酸露点变化自动调节相变参数；冷源侧相变参数可任意调节，从而使得系统具有很强的兼容性和适应性。
由于蒸发吸热和冷凝放热的饱和压力各自独立控制，可确保在冷源换热大幅变化时，热源换热管的壁温不受影响，可靠地保障换热管不受低温腐蚀损害。
分控相变烟气余热回收利用系统的基本原理是：
烟道换热器饱和水吸收烟气余热而蒸发，蒸汽去往风道换热器和凝结水换热器等不同冷源热用户，释放热量后凝结为水，凝结水回流到烟道换热器继续传热循环。
烟道换热器出口蒸汽母管安装有气流调节阀，当测得的相变参数（压力和温度对应）低于设定值时，气流调节阀关小，反之开大，从而控制相变参数和烟道换热器壁温的稳定。
蒸汽母管可以同时接往不同的冷源换热器，系统可根据环境温度和排烟温度的设定值，自动调节不同冷源的供汽量，从而达到最佳余热利用效率。
分控相变换热系统原理示意图
分控相变换热系统的特点包括：
●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，实现最佳的能量梯级利用，使节能减排效益的最大化。
●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，也可实现冷、热源之间的远距离传热，提高了系统的适应性；由于相变介质的潜热大，介质携带的能量密度很高，因而流体流量较小，水泵功耗很低。
●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；
●采用热源部压力信号和温度信号以及热源吸热管束液位信号和壁温信号的组合来实施多元和全过程的控制和保护。
由于控制对象的时间常数小，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，控制系统精度和设备安全性更高。
●由于系统可更精确可靠地控制换热管壁温，不仅提高了设备的寿命，还可减小安全余量，将烟气排烟温度降低更多，有更高的节能减排效益。
●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。
分控相变烟气余热回收利用系统中标了全球环境基金通过世界银行实施的无偿援助项目，2012年12月完成了一电厂13号炉（1025t/h）的系统调试，2013年10月完成14号炉的余热回收项目。
2014年12月完成华电蒲城电厂3号炉烟气余热回收项目改造。
3锅炉烟气余热回收方案
3.1编制依据
根据锅炉设计参数和实际运行参数计算编制，主要的设计计算依据包括：
锅炉容量、燃用煤的分析、排烟温度、烟气量、一、二次风率、凝结水参数和年运行小时数等。
锅炉说明书、锅炉热力计算书、汽机热力计算书、实际运行统计数据、烟风道布置安装图等为设计的重要参考容。
重点综合考虑了实际运行工况的平均值和极值以及余热回收的经济效益。
3.1.1设计采用的主要标准及规：
《火力发电厂设计技术规程》DL5000-2000
《电力建设施工与验收技术规》DL/T5047-95
《火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规定》DL/T5121-2000
《火力发电厂汽水管道应力计算技术规程》DL/T5366-2006
《火力发电厂保温油漆设计规程》DL/T5072-2007
3.1.2设计计算主要参考公式
《实用锅炉手册》林宗虎等
《锅炉计算手册》宋贵良等
《锅炉原理及计算》（第三版）-俊凯等
《锅炉原理》从振等
3.1.3技术资料：
锅炉设计热力计算书
锅炉安装、运行说明书
锅炉烟风道布置安装图
锅炉主要运行数据
锅炉大修后燃烧调整及热效率试验报告
当年试验中心煤组的煤质月报
炉热力特性书
1、2号锅炉实际运行参数略有不同，本报告具体以此次改造的锅炉实际情况为主要依据进行调整。
3.1.4设计燃煤特性
煤质资料
项目
符号
单位
设计煤种
校核煤种Ⅰ
校核煤种Ⅱ
分析基水分
Mad
%
0.75
1.2
0.53
干燥无灰基挥发分
Vd.af
%
14.1
13.5
16.6
应用基灰（即收到基）
Aar
%
29.39
33.62
26.68
应用基碳
Car
%
54.64
50.29
58
应用基氢
Har
%
3.2
2.76
3.36
应用基氧
Oar
%
1.71
2.06
1.75
应用基氮
Nar
%
1.41
1.41
1.08
应用基硫
Sar
%
1.2
1.05
1.5
应用基水分（全水分）
Mt.ar
%
8.45
8.81
7.63
100
100
100
灰成分分析：
二氧化硅
SiO2
%
46.66
47.76
0.00
三氧化二铝
Al2O3
%
33.87
30.05
0.00
三氧化二铁
Fe2O3
%
3.96
4.52
0.00
氧化钙
CaO
%
6.84
5.45
0.00
氧化镁
MgO
%
1.94
4.80
0.00
氧化钾
K2O
%
0.83
1.00
0.00
氧化钠
Na2O
%
0.51
0.59
0.00
三氧化硫
SO3
%
3.09
3.64
0.00
氧化钛
TiO2
%
1.28
1.18
0.00
五氧化二磷
P2O5
%
0.52
0.39
0.00
其它
%
0.50
0.62
100.00
哈氏可磨性指数
HGI
76
71
0
灰变形温度
DT
℃
1500
1500
1500
灰软化温度
ST
℃
1500
1500
1500
灰溶化温度
FT
℃
1500
1500
1500
应用基低位发热量
Qnet.ar
kJ/kg
21353
19259
23027
3.1.5锅炉的主要热力计算数据（设计煤种）：
项目负荷
单位
BMCR
TRL
TMCR
THA
75%THA
50%THA
切高加
1、蒸汽及水流量
过热器出口
t/h
1171.0
1137.0
1137.0
1065.0
777.0
514.0
926.0
再热器出口
t/h
990.92
960.48
964.13
907.03
675.52
448.99
921.68
省煤器进口
t/h
1154.57
1126.36
1126.39
1055.45
716.32
452.18
799.97
过热器一级喷水
t/h
22.51
17.61
17.58
16.16
54.76
53.57
108.23
过热器二级喷水
t/h
5.63
4.40
4.40
4.04
13.69
13.39
27.06
再热器喷水
t/h
0
0
0
0
0
0
0
锅炉正常排污量
t/h
11.71
11.37
11.37
10.65
7.77
5.14
9.26
2、蒸汽及水压力
过热器出口压力
Mpa.a
18.50
18.46
18.46
18.37
13.23
8.78
18.22
一级过热器压降
MPa
0.43
0.41
0.41
0.36
0.2
0.1
0.28
二级过热器压降
MPa
0.49
0.46
0.46
0.41
0.23
0.11
0.32
三级过热器压降
MPa
0.23
0.22
0.22
0.19
0.11
0.05
0.15
四级过热器压降
MPa
0.35
0.33
0.33
0.29
0.17
0.08
0.23
过热器总压降
MPa
1.50
1.42
1.42
1.25
0.71
0.34
0.98
再热器进口压力
Mpa.a
4.46
4.32
4.34
4.09
3.06
2.04
4.24
一级再热器压降
MPa
0.10
0.09
0.10
0.09
0.05
0.02
0.09
二级再热器压降
MPa
0.13
0.12
0.12
0.11
0.06
0.03
0.11
再热器出口压力
Mpa.a
4.23
4.11
4.12
3.89
2.95
1.99
4.04
汽包压力
Mpa.a
20.00
19.88
19.88
19.62
13.94
9.12
19.20
水冷壁压降
MPa
不适用
不适用
不适用
不适用
不适用
不适用
不适用
省煤器压降（不含位差）
MPa
0.14
0.12
0.08
0.05
0.04
0.02
0.08
省煤器重位压降
MPa
0.25
0.25
0.25
0.25
0.25
0.25
0.25
省煤器进口压力
Mpa.a
20.39
20.25
20.21
19.92
14.23
9.39
19.53
3、蒸汽和水温度
过热器出口
℃
543
543
543
543
543
543
543
过热器温度偏差
℃
±5
±5
±5
±5
±5
±5
±5
再热器进口
℃
342
339
340
334
341
345
341
再热器出口
℃
543
543
543
543
543
543
543
再热器温度偏差
℃
±10
±10
±10
±10
±10
±10
±10
省煤器进口
℃
285.9
283.8
284.0
279.8
261.5
237.8
185.8
省煤器出口
℃
292.0
289.4
289.7
285.0
269.3
250.7
202.5
过热器减温水
℃
186.0
184.2
180.8
182.3
170.0
155.1
185.8
汽包
℃
365.8
365.2
365.2
364.2
304.3
304.3
362.3
4、空气流量
空气预热器进口一次风
m3/h
289427
284832
284832
272583
225872
194895
281153
kg/s
83.05
81.73
81.73
78.22
64.81
55.93
80.68
空气预热器进口二次风
m3/h
1010844
986699
986699
933333
736593
618241
969892
kg/s
294.9
287.9
287.9
272.3
211.4
177.4
283.0
空气预热器出口一次风
m3/h
455436
445734
445734
423696
346933
283000
447657
kg/s
67.81
66.36
66.36
62.97
49.69
40.81
65.31
空气预热器出口二次风
m3/h
1984123
1936576
1936576
1830263
1457903
1207725
1941857
kg/s
288.00
281.33
281.33
265.89
205.44
171.86
276.56
一次风漏到烟气
Nm3/h
45183
45183
45183
44830
43771
43418
44830
kg/s
16.13
16.13
16.13
16.00
15.62
15.50
16.00
一次风漏到二次风
Nm3/h
-2471
-2118
-2118
-2118
-1412
-1059
-1765
kg/s
-0.88
-0.76
-0.76
-0.76
-0.50
-0.38
-0.63
项目负荷
单位
BMCR
TRL
TMCR
THA
75%THA
50%THA
切高加
二次风漏到烟气
Nm3/h
16944
16238
16238
15885
15179
14473
16238
kg/s
6.05
5.80
5.80
5.67
5.42
5.17
5.80
总的空气侧漏到烟气侧
Nm3/h
62126
61420
61420
60714
58949
57890
61067
kg/s
22.18
21.92
21.92
21.67
21.04
20.66
21.80
空预器漏风率
%
5.47
5.53
5.53
5.76
7.10
8.58
5.58
一次风漏风率
%
18.36
18.81
18.81
19.49
23.33
27.04
19.05
5、烟气流量
炉膛出口
m3/h
6214050
6063156
6063024
5705160
4311189
3294636
5963060
kg/s
405.4
396.7
396.7
376.4
296.5
240.9
390.4
高温过热器出口
m3/h
5751528
5614863
5614758
5292515
4034279
3114875
5524085
kg/s
405.4
396.7
396.7
376.4
296.5
240.9
390.4
高温再热器出口
m3/h
5246094
5126684
5126615
4840007
3728174
2919405
5045508
kg/s
405.4
396.7
396.7
376.4
296.5
240.9
390.4
省煤器出口（后烟井）
m3/h
1910011
1727770
1724653
1555499
1213807
1014375
1844416
kg/s
261.6
237.1
236.7
213.2
160.3
134.3
244.3
后烟井（过热器侧）
Nm3/h
709543
643285
641998
578464
435154
366205
662674
kg/s
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