F693IICJ0139 烟气余热利用专题报告.docx
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F693IICJ0139烟气余热利用专题报告
10-F693IIC-J01-39
福建石狮鸿山热电厂二期
2×1000MW机组工程
初步设计
第4卷热机部分
专题报告
烟气余热利用
中国电力工程顾问集团华北电力设计院工程有限公司
福建省电力勘测设计院
2011年6月北京
批准：
审核：
潘耀玉
编写：
呼威
专题报告目录
序号
报告名称
文件编号
1
主厂房布置优化专题报告
F693IIC-J01-38
2
烟气余热利用专题报告
F693IIC-J01-39
3
引风机驱动方式比较专题报告
F693IIC-J01-40
4
等离子体点火系统专题报告专题报告
F693IIC-J01-41
目录
1前言1
2烟气余热利用方式1
2.1工程燃料特性及排烟参数1
2.2烟气余热利用方式3
2.3烟气余热加热凝结水的方式选择3
2.4烟气回热加热器设计及布置4
3.热经济性分析5
4.结论8
1前言
在日益严峻的能源紧缺条件下，节能降耗已成为企业的生存之本。
只有在节能降耗、减少浪费、降低成本、提高效益的基础上，才能适应激烈的市场竞争，增强生存发展的能力。
对于电力企业来说，在煤价居高不下等因素的影响下，更应注重挖掘内部潜力，对常规的运行系统进行优化和改进，合理利用电厂的余热，提高能源利用水平，从而提高全厂经济效率。
影响发电厂热效率的主要因素是主机设备效率以及各种热损失，这些直接影响到燃料的利用率水平，其中汽轮机的冷源损失，和锅炉的排烟损失是热能损失的大户，寻求减少或利用这些损失的方法和制定可行的措施，是节能降耗的有效手段之一。
目前烟气余热利用已被许多电力企业所重视，并在积极探索合理的余热利用方式，本文结合福建石狮鸿山热电厂二期2×1000MW燃煤机组扩建工程超超临界机组的实际情况，在常规汽机回热系统和锅炉烟风系统设计基础上，提出锅炉烟气余热利用的思路和方法。
2烟气余热利用方式
2.1工程燃料特性及排烟参数
本工程燃煤拟采用蒙煤，项目公司已与包头市德瑞焦化有限责任公司签订了长期供煤协议，所供煤炭经铁路运至秦皇岛港、天津港下水，并经海运运抵电厂码头交货。
设计煤种和校核煤种的煤质分析见下表：
项目
符号
单位
设计煤种
校核煤种1
校核煤种2
全水份
Mt
%
17.4
14.50
9.20
空气干燥基水份
Mad
%
5.49
8.25
2.85
收到基灰份
Aar
%
11.65
7.70
26.10
干燥无灰基挥发份
Vdaf
%
30.83
38.80
33.20
收到基低位发热量
Qnet.ar
MJ/kg
21.49
23.79
20.31
元素分析
收到基碳
Car
%
56.97
65.10
53.13
收到基氢
Har
%
3.50
3.25
3.25
收到基氮
Oar
%
9.18
8.08
6.72
收到基氧
Nar
%
0.70
0.66
0.78
收到基硫
Sar
%
0.60
0.71
0.82
灰
成
分
分
析
二氧化硅
SiO2
%
33.77
20.70
40.22
三氧化二铝
Al2O3
%
11.90
11.07
41.15
三氧化二铁
Fe2O3
%
13.17
25.88
3.00
氧化钙
CaO
%
23.79
23.58
6.68
氧化镁
MgO
%
1.18
0.86
2.25
氧化钠
Na2O
%
1.81
0.88
0.23
氧化钾
K2O
%
0.79
0.24
0.18
二氧化钛
TiO2
%
0.73
0.80
1.41
三氧化硫
SO3
%
7.86
10.55
3.73
二氧化锰
MnO2
%
0.45
0.79
其他
%
4.55
4.65
0.60
哈氏可磨性系数
HGI
53
58
44
冲刷磨损指数
Ke
1.46
0.77
灰熔性
变形温度
DT
℃
1120
1100
1350
软化温度
ST
℃
1150
1130
1390
半球温度
HT
℃
1160
1150
1420
流动温度
FT
℃
1170
1160
1410
根据本工程燃料特性，经与锅炉厂配合，初步确定烟气回热加热器设置在引风机后，脱硫装置的吸收塔前，不同工况下排烟温度和烟气流量等参数见下表：
序号
项目
单位
工况
THA
TRL
（BRL）
TMCR
VWO
（BMCR）
1
锅炉计算效率
%
94.60
94.59
94.59
94.55
2
每台引风机出口口烟气量
m3/h
2128134
2271138
2271138
2366290
3
每台锅炉烟气回热加热器进口烟气量
Nm3/h
2977253
3169440
3169440
3294065
4
烟气回热加热器进口烟气温度
℃
116.9
117.8
117.8
118.8
5
烟气回热加热器出口烟气温度
℃
90
90
90
90
6
进口烟气平均体积比热容
kJ/m3℃
1.3717
1.3719
1.3719
1.3720
7
出口烟气平均体积比热容
kJ/m3℃
1.3674
1.3674
1.3674
1.3674
工况
高加停用
75%THA
50%THA
30%THA
1
锅炉计算效率
%
95.52
94.74
94.86
95.21
2
每台引风机出口口烟气量
m3/h
2046602
1689483
1201815
1025343
3
每台锅炉烟气回热加热器进口烟气量
Nm3/h
2997223
2423723
1773782
1566687
4
烟气回热加热器进口烟气温度
℃
99.4
107.2
96.5
84
5
烟气回热加热器出口烟气温度
℃
90
90
90
84
6
进口烟气平均体积比热容
kJ/m3℃
1.3689
1.3701
1.3684
1.3664
7
出口烟气平均体积比热容
kJ/m3℃
1.3674
1.3674
1.3674
1.3664
从上表可以看出在30%THA负荷时，烟气回热加热器进、出口烟气温度都是84℃，也就是说只有在负荷高于30%THA时，烟气回热加热器才投入运行。
2.2烟气余热利用方式
根据本工程的特点，经综合分析比较，本工程回收的烟气余热用于加热汽轮机主凝结水。
设置烟气回热加热器，利用烟气余热加热部分或全部凝结水泵出口的凝结水，从而减少汽轮机回热抽汽，增加汽轮机发电量。
这种方式不仅可有效利用提高汽轮机组的热效率，而且系统常年运行较稳定，烟气余热利用率相对较高。
经与汽机厂初步配合，在机组THA工况下，设烟气回热加热器与不设烟气回热加热器相比，机组发电热耗可降低约47.50kJ/kWh，可降低煤耗1.62g/kWh，每台机组每年节标煤约8048t。
由于采用烟气回热加热器降低了吸收塔入口的烟气温度，从而减少了脱硫装置的耗水量。
综上述原因，本工程拟采用利用烟气余热加热汽轮机主凝结水系统中的部分凝结水。
2.3烟气余热加热凝结水的方式选择
利用烟气余热来加热凝结水的方式有两种方式：
方式一，设置烟气回热加热器，让烟气和凝结水直接进行热交换。
这种方式优点是一级换热，换热效率较高，缺点是若换热管一旦泄露，凝结水会泄漏到烟气侧，影响机组运行。
方式二.设置烟气回热加热器和水-水换热器，让烟气和凝结水间接进行热交换，即先在烟气回热加热器中让烟气与工业水进行热交换，再在水-水换热器中由工业水与凝结水进行热交换。
这种方式缺点是二级换热，系统复杂，增加相应的闭式水系统，同时换热效率较一级换热低，优点是系统安全。
考虑到烟气回热加热器的冷热换热介质的设计压力均较低，只要换热管选材合适，烟气回热加热器的泄露几率很小，本工程推荐采用烟气和凝结水直接换热的方式，即：
烟气在烟气回热加热器内和凝结水进行热交换，将热量传给凝结水，进入主凝结水系统，提高机组热经济性，降低排烟温度。
2.4烟气回热加热器设计及布置
2.4.1烟气回热加热器设计
烟气回热加热器采用表面式气-水换热器，换热器整体垂直布置，换热器由多组气-水换热器并联组成，每组气-水换热器垂直或水平布置。
烟气回热加热器的制造厂不同，烟气回热加热器布置的方式不同。
有的烟气回热加热器换热管采用分段布置的方式，分高、低温段，低温段布置在换热器的上侧，高温段布置在换热器的下侧，高低温段换热管采用联箱连接；有的烟气回热加热器由多组气-水换热器并联组成，每组气-水换热器水平逆流布置，烟气回热加热器进气侧为高温段，出气侧为低温段。
受热面考虑防磨及防腐，并且具有容易清洁的表面，推荐换热管材质部分或全部采用ND钢（即09CrCuSb），使用寿命≥50000h。
考虑换热组件和密封件等易于拆卸，更换换热管时，不会影响其它换热管，设有脉冲吹灰和低压水冲洗系统。
2.4.2烟气回热加热器的布置
烟气余热利用的一级换热设备为烟气回热加热器，视其设置位置不同，又可分为以下两种情况：
一是设置在空预器出口（除尘器入口前），二是设置在引风机出口（脱硫塔入口前）。
将烟气回热加热器设于脱硫塔前，凝结水还可吸收烟气通过引风机后升温的热量，而烟气回热加热器设置于空气预热器出口、除尘器入口前的烟道上，则不能利用这部分热量。
上述二种布置方式均可起到降低进入脱硫塔的烟气温度的作用，既减少烟气蒸发水耗量，又保护塔的防腐内衬的效果。
而将烟气回热加热器设置在脱硫塔入口前除上述优点外，还能使除尘后的烟气中烟尘颗粒减少，对烟气回热加热器的冲蚀磨损减小，延长设备的使用寿命。
经比较，本工程推荐烟气回热加热器考虑设置在脱硫塔入口前。
烟气换热器参考技术数据如下：
1
换热器进口烟气量
3300000Nm3/h
2
换热器进口/出口烟气温度
119℃/90℃
3
循环冷却介质
凝结水
4
换热器形式
管式换热器
5
换热管材质
ND钢
6
吹灰形式
脉冲吹灰
7
冲洗形式
低压工艺水冲洗
8
压损要求
<800Pa
10
换热量
37MW
11
脱硫节约用水
77t/h
3.热经济性分析
3.1烟气余热利用系统设计方案
不同的烟气回热加热器制造厂对烟气回热加热器冷却水最低进口温度有不同的要求，如有的厂家要求冷却水进口温度不低于65℃，有的要求不低于80℃，本工程暂按不低于80℃设计计算。
为满足烟气回热加热器对凝结水进口最低温度的要求，采用8号低加出口的凝结水作为烟气回热加热器的冷却水。
经8号低压加热器加热的凝结水分成2路，1路至烟气回热加热器，冷却脱硫塔入口的烟气，1路至7号低压加热器继续加热，烟气回热加热器回来的凝结水与7号低压加热器出来的凝结水混合，回到主凝结水系统中。
在7号低压加热器出口的凝结水管道上设有调节阀，控制到至7号低压加热器的凝结水量（同时也控制了至烟气回热加热器的凝结水量）。
发电负荷达到或低于滑压30%THA时，由于锅炉排烟温度过低，烟气回热加热器不投入运行，发电负荷低于某一数值时（在滑压75%THA至50%THA之间），8号低压加热器出来的凝结水温度低于烟气回热加热器要求的最低进口温度（不同制造厂给出的数值不同，本初步设计暂按较高的80℃考虑）时，需要投入凝结水再循环，用烟气回热加热器出口的高温凝结水来提高烟气回热加热器进口的凝结水温度。
3.2各种工况下烟气回热加热器的计算数据
THA工况下各级低压加热器中，加热凝结水的蒸汽放热量与疏水放热量见下表：
序号
项目
单位
5号低加
6号低加
7号低加
8号低加
1
加热凝结水的蒸汽放热量
MW
52.87
54.55
49.86
112.82
2
加热凝结水的疏水放热量
MW
2.21
4.18
14.49
3
疏水放热量/蒸汽放热量
%
4.05
8.38
12.84
4
减少1t/h上级疏水需要增加的抽汽量
t/h
0.0453
0.0389
0.0890
为简化计算，本专题报告在计算由于进入8号低加的疏水量减少而需要增加8段抽汽量时，各种工况下7号低加疏水每减少1t/h，均按需要增加8段抽汽0.089t/h计算。
不同工况下烟气回热加热器需要的凝结水量、回收的热量、回收热量增加的发电量和效益见下表：
序号
项目
单位
工况
THA
TRL
TMCR
VWO
1
凝汽器出口凝结水量
t/h
2087.36
2297.43
2235.39
2336.63
2
到烟气回热加热器凝结水量
t/h
1193
1353
1350
1450
3
加热器凝结水出口再循环水量
t/h
0
0
0
0
4
烟气回热加热器凝结水进口温度
℃
86.6
88
88.1
89.1
5
烟气回热加热器凝结水出口温度
℃
108.71
109.51
109.67
110.72
6
烟气回热加热器回收的热量
MW
29.94
32.95
32.95
35.48
7
减少的7段蒸汽量抽汽量
t/h
44.72
49.49
49.41
53.33
8
因疏水减少增加的8段蒸汽量抽汽量
t/h
3.98
4.40
4.40
4.74
9
回收热量中用于发电的热量
MW
6.211
5.0
6.905
7.475
10
因回收热量而增加的发电量
MW
5.73
4.61
6.37
6.89
11
热回收利用效率
%
18.55
13.57
18.74
18.84
12
机组发电效率
%
48.71
45.77
48.72
48.71
13
机组标准煤耗
g/kWh
269.57
286.97
269.55
269.72
14
年平均标准煤耗
g/kWh
283.05
301.32
283.03
283.21
15
年平均发电热耗
kJ/kWh
8295.62
8830.86
8294.87
8300.17
16
与不设烟气回热加热器年发电效率增加量
%
0.26
0.20
0.27
0.28
17
与不设烟气回热加热器年平均标煤耗减少量
g/kWh
1.62
1.39
1.69
1.77
18
与不设烟气回热加热器年平均发电热耗减少量
kJ/kWh
47.5
40.71
49.66
51.76
工况
高加停用
75%THA
50%THA
30%THA
1
凝汽器出口凝结水量
t/h
2248.42
1551.88
1050.79
2
到烟气回热加热器凝结水量
t/h
1450
725
225
3
加热器凝结水出口再循环水量
t/h
0
0
241.4
4
烟气回热加热器凝结水进口温度
℃
89.3
79.8
80
5
烟气回热加热器凝结水出口温度
℃
96.09
98.83
97
6
烟气回热加热器回收的热量
MW
10.51
15.56
4.30
7
减少的7段蒸汽量抽汽量
t/h
15.71
22.88
6.20
8
因疏水减少增加的8段蒸汽量抽汽量
t/h
1.40
2.04
0.55
9
回收热量中用于发电的热量
MW
2.231
3.044
0.724
10
因回收热量而增加的发电量
MW
2.06
2.81
0.67
11
热回收利用效率
%
18.98
17.49
15.07
12
机组发电效率
%
44.44
45.02
43.38
13
机组标准煤耗
g/kWh
276.73
273.21
283.52
14
年平均标准煤耗
g/kWh
290.56
286.87
297.7
15
年平均发电热耗
kJ/kWh
8515.76
8407.56
8724.85
16
与不设烟气回热加热器年发电效率增加量
%
0.09
0.17
0.06
17
与不设烟气回热加热器年平均标煤耗减少量
g/kWh
0.60
1.07
0.40
18
与不设烟气回热加热器年平均发电热耗减少量
kJ/kWh
17.51
31.46
11.65
THA工况下，设与不设烟气回热加热器的热经济指标计算见下表：
序号
名称
单位
不设烟气回热加热器
设烟气回热加热器
1
汽轮机进汽量（THA工况）
t/h
2760.7
2760.7
2
发电量
MW
1000.026
10005.756
3
锅炉效率
%
94.6
94.6
4
管道效率
%
99
99
5
汽机热耗
kJ/kWh
7432.29
7389.98
6
机组年平均发电标准煤耗率
g/kWh
284.67
283.05
7
降低发电标准煤耗率
g/kWh
0
1.62
8
年节标煤量（1台机组）
t
0
8048
9
热回收利用效率
%
-
18.55
10
年节煤收益（1台机组）
万元
0
805
11
年节水量（1台机组）
kt
0
385
12
年节水收益（1台机组）
万元
0
193
注：
发电设备年利用小时数5000h，标煤价格按1000元/t，淡水价5元/t。
由于利用尾部烟气的余热加热了部分凝结水，减少了7、8号低加的回热抽汽量，这样一方面增加了汽轮机的冷源损失，造成汽机热耗的增加，另一方面由于节省了低压抽汽，增加了汽轮机的发电量，从而使汽轮机热耗值减小，两方面互相抵消的结果是汽机热耗仍呈减小的趋势。
通过热力计算结果比较，设与不设烟气回热加热器相比，机组热耗减少47.69kJ/kWh，降低标煤耗约1.62g/kWh，全厂年发电效率提高0.26%。
2台机组年节煤16096t，年节水770kt，包括节煤收益和节水收益在内的年收益增加1995万元。
据初步估算，烟气余热利用每台机组增加的工程投资费用按设备费用1800万元的2倍3600万元计算，预计回收期3.6年左右。
4.结论
1）设置烟气余热利用系统，可提高全厂热效率，降低煤耗，增加发电量；同时可减少脱硫的用水量，从而得到了节能、节水的双重利益。
2）利用烟气余热加热汽轮机主凝结水，系统全年运行较稳定，烟气余热利用率较高，节能效益较好，设备投资费用回收年限合理。
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