平顶山鲁阳电厂低温省煤器报告.docx
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平顶山鲁阳电厂低温省煤器报告
平顶山鲁阳发电厂2×1000MW机组低压省煤器技术的可行性研究
摘要:
在电厂的热系统内增设低压省煤器是降低发电标准煤耗的有效措施。
论述了火电厂低压省煤器系统的节能原理、节能量计算、工程应用优势、及若干重要的运行特性。
关键词:
电厂节能;低压省煤器;排烟温度
Abstract:
Thelow-pressureeconomizerinstalledinthermalsystemofpowerstationsgivesausefuloptionforreducingthecoalconsumptionrate.Thispaperdiscussesindetailabouttheprincipleofenergysaving,thecalculationmethodofsavedquantity,theadvantagesofengineeringapplication,andsomeimportantoperationcharacteristicsoflow-pressureeconomizersysteminpowerstation.
Keywords:
wutilityenergyconservation;low-pressureeconomizer;gastemperature
一、深度降低排烟温度节能研究的背景
大型火电机组的节能减排是目前国家的重要国策，近年来，随着国家节能减排指标的严格要求以及煤价的上涨波动，以煤为基础的发电成本日益增加，各电厂面临着节能的巨大压力，寻求降低煤耗的新技术、新方法，并加大了相关的资金投入。
目前国内火电机组的锅炉排烟温度大都在110℃～130℃之间。
理论上，对于排烟温度为110℃～130℃的锅炉，传统的理念认为已经满足要求了，已经比较低了，继续降低就可能出现腐蚀等不可靠因素的出现。
但是国家要求的烟气环保指标的提高，必须在尾部增设脱硫装置。
而湿法脱硫的最佳工作温度为80℃～90℃。
从110℃～130℃的烟气温度降低到80℃～90℃，其中蕴含着大量的热量。
这一热量在传统的湿法脱硫工艺中被用来加热脱硫后的低温烟气，提高烟气的排放温度。
实现这一功能的设备就是GGH。
但是运行实践表明，GGH（气—气换热器）系统存在诸多问题，其中最为突出的就是换热空间堵塞和GGH的漏风，这会导致换热效果的降低，使回转式GGH耗电量增大，增压风机电耗增大，增加了厂用电率，提高了发电厂的供电煤耗。
目前已经安装GGH的机组，有的已经取消GGH系统，有的也在积极采取措施，准备取消该系统；新上机组的脱硫系统几乎全部选择了不设置GGH系统。
湿法脱硫系统中取消了GGH系统后，必然增加了进入脱硫系统的烟气温度，这将降低脱硫效率。
最佳的脱硫工作温度为烟气温度不得大于80～90℃。
为了满足这个要求，就要采用脱硫系统前喷水减温或增加脱硫工艺水量。
若采取脱硫系统前喷水减温，把烟温降低到80～90℃，需要大量的减温水，同时加重了脱硫系统的负担，也浪费了烟气所蕴含的巨大热量。
综上所述，烟气尾部的湿法脱硫给必须降低排烟温度提出了要求，而原有GGH的诸多问题，又使得业主不得不取消GGH，这就给我们如何利用这些热量提出了要求。
因此，就现在的观点，锅炉的排烟温度在设计的排烟温度110℃～130℃下工作已经不能满足要求，必须增设其他装置把排烟温度继续降低，以满足脱硫的要求，同时又是节能、节水的要求。
有效利用锅炉排烟余热，降低排烟温度实现深度节能，符合国家的节能减排政策，并可能使湿法脱硫系统使用的厂用电量与烟气余热再利用所发的电量抵消，从而可以实现“零能耗”脱硫。
二国内外低温省煤器目前的应用情况及安装位置
2.1低温省煤器目前的应用情况
低温省煤器能提高机组效率、节约能源。
已在国内几十家电厂的上百台机组上安装了这种低压省煤器的系统。
通辽发电总厂3号锅炉系哈尔滨锅炉厂生产的HG-670/140-HM12型超高压自然循环煤粉炉,配200MW汽轮发电机组,于1989年11月投产运行。
机组投产后,锅炉排烟温度始终在160~170℃运行,相对300MW和600MW机组锅炉的130~140℃排烟温度高很多。
2002年电厂在3号锅炉尾部空气预热器后安装东北电力科学研究院锅炉所设计的余热回收系统;吸收排烟余热,锅炉排烟温度降低到135℃左右,显著提高了全厂热经济性指标,达到节煤、降耗的目的。
山东某龙口发电厂，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：
图一：
山东龙口电厂低温省煤器系统图
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2×855MW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。
三、本机组适于实施深度降低排烟温度节能的特别优势
平顶山鲁阳发电厂一期工程2×1000MW机组锅炉系东方锅炉厂制造的2724t/h超超临界锅炉，锅炉设计排烟温度为120℃（THA），锅炉设计效率93.86%。
由于机组正处于基建阶段，相对其它已建好的机组，对其实施深度降低排烟温度节能有着特别的优势；除了基建阶段的优势之外，根据搜集到的现有资料，根据采用的煤种，鲁阳发电厂区别于其他发电厂，实现深度降低排烟温度，还有其独到的优势:
1）在机组基建期间装设深度降低排烟温度节能装置，可将受热面区域烟道、水管路、钢架布置安装及引风机选型等方面，纳入机组整体基建方案中统筹考虑，可使实施深度节能项目的投资大幅度降低。
2）在基建阶段可方便对深度降低排烟温度节能装置的布置位置、布置方式进行优化设计，实现分段布置。
受热面可分为高温段与低温段两部分，高温段受热面布置在引风机前面，其壁温控制在露点之上，不会发生低温腐蚀。
一方面提高了装置的安全性，另一方面烟气在进入引风机之前，经过高温受热面降温，体积流量减小，可降低引风机功率，减小引风机电耗。
3）本机组的设计炉机参数与煤质非常适合高效回用烟气余热，节能效果显著。
本项目实施后，将降低供电标准煤耗值1.36g/kw.h，每年可节约标煤8262吨。
4）本机组装设排烟深度节能装置后，可在锅炉烟气进入脱硫系统前将排烟温度降至88℃，使得脱硫系统可不设置GGH系统，减少了投资，且不需要对烟气进行喷水减温，每年可节省减温水31万吨。
基于上述观点，实施深度降低排烟温度技术不仅是可行的，而且是合理的，经济效益巨大。
四、设计方案介绍
4.1、系统
拟采用在锅炉尾部装设山东大学的专利技术低压省煤器，回收排烟热量，将烟温由设计排烟温度降低到适合于脱硫系统需要的入口温度，实现深度节能。
锅炉排烟深度节能热力系统如附图2所示。
低压省煤器分为高温段和低温段两部分，高温段布置在空预器之后、引风机之前，而低温段布置在引风机之后。
受热面采用错列管排逆流布置，烟气自高温段向低温段冲刷省煤器蛇形管束。
低压省煤器与主回水成并联布置，其进口水取自低压加热器系统，设计特定的进水方式与电调阀配合，可实现低压省煤器进水量的切换与调整。
进入低压省煤器的凝结水吸收排烟热量后，在#5低加入口凝结水管路与主凝结水汇合。
在低压省煤器水侧管路加装一台小功率的升压泵，以克服低压省煤器本体及连接管道的流阻，保证其水侧流量，实现排烟余热的梯级利用。
低压省煤器高、低温段受热面水侧管路串联布置。
由凝结水系统流来的低压加热器主凝结水，经低压省煤器低温段入囗集箱进入低温低压省煤器，经蛇形管排流入低温段出囗集箱，汇集后进入低压省煤器高温段入囗集箱，经高温低压省煤器蛇形管排流入高温段出囗集箱，然后经一凝结水母管汇集后，返回#5低加入口凝结水管路。
由于凝结水经过两级串联受热面加热，提高了回水温度，节省了高品质的回热抽汽，产生较高的节能效果；另外，凝结水经过低温段提升温度后进入高温段，可使高温段的壁温高于烟气露点，避免了高温低压省煤器受热面发生低温腐蚀，保证了高温低压省煤器的安全可靠性。
由于实现了介质、烟气的逆向流动，一方面可大大提高低压省煤器的传热系数，减小了布置占用空间；另一方面，可使排烟温度的降低不受介质出口水温的限制，最大限度地降低排烟温度。
低压省煤器高低温段在设计分水流量下，可降低排烟温度至88℃以下，通过调节低压省煤器的进水流量和温度（根据煤的含硫量），还可对排烟温度的降低幅度做一定的调整。
4.2.主要设计参数
序号
名称
符号
单位
数值
备注
1
锅炉负荷
D
T/H
2724.04
发电量：
1000MW
2
进口烟温
Ty1
℃
120
3
出口烟温
Ty2
℃
88
4
进口水温
Ts1
℃
60
5
烟气流阻
ΔPY
Pa
880
600（修正后）
6
水侧流阻
ΔPs
MPa
0.08
7
传热功率
Q
Kw
36880
8
煤含硫量
S
%
0.26
五、实施上述方案的可行性
5.1.山东大学热力设备节能研究团队和济南达能动力技术有限责任公司关于降低锅炉排烟温度的研究已经近十年，进行了许多相关的研究探讨，包括：
（1）锅炉尾部换热面的强化传热研究；
（2）烟气环境中的换热面磨损特性研究以及防止磨损的方法；
（3）烟气环境中的换热面积灰特性研究以及防止积灰的方法；
（4）烟气露点以下环境中换热面的腐蚀规律以及防止腐蚀的方法；
（5）锅炉降低排烟温度的研究；
（6）锅炉深度降低排烟温度的研究；
（7）外部输入热量对于汽轮机回热系统、凝汽器的影响研究。
5.2.山东大学热力设备节能研究团队和济南达能动力技术有限责任公司关于降低锅炉排烟温度的工程改造已经近十年，成功完成了数十台各种型号的锅炉降低排烟温度的改造，积累了许多工程改造经验。
改造后，锅炉排烟温度降低20℃～40℃，节省供电煤耗1.5～4g/kwh，可以产生巨大的经济效益。
5.3.本新上机组处于基建阶段，从空间布置上可以布置充足的受热面。
5.4.由于受热面布置在电除尘之后，降低了受热面磨损、积灰的可能性。
5.5.高温低压省煤器传热元件采用镍铬渗层零隙阻钎焊螺旋翅片管，接触热阻几乎为零，抗腐蚀，耐磨损；低温低压省煤器传热元件螺旋翅片管采用耐腐蚀钢材质，具有高的耐酸腐蚀性能，为允许元件结露创造了条件。
综上所述，本方案无论是技术上，还是经验上都是成熟的。
六、经济性分析
实施本设计方案，可为发电厂带来如下经济效益：
（1）降低了排烟温度，余热回收后提高了机组循环热效率，降低了煤耗率；
（2）创造了锅炉脱硫系统长期连续高效、安全运行的烟气温度条件；
（3）替代了GGH系统的降低烟温功能，节省了GGH系统投资费用，或节省了减温水。
（4）高温低压省煤器布置在引风机之前，烟气经过高温低压省煤器后烟温降低，体积流量减小，降低了引风机的功率与电耗。
综合考虑上述因素，实施本方案带来的直接经济效益为：
1、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，而锅炉的有效热量不变，从而使锅炉的发电煤耗降低。
经计算，发电标准煤耗降低值:
Δbs1=1.40（g/kwh）
2、机组辅机节（耗）煤量
（1）通过对1000MW热力系统经济性分析知道，由于加装了低压省煤器，使得机组的发电煤耗降低，从而使锅炉、汽机的各参数指标发生变化，如锅炉燃煤量降低、进风量降低、烟气量减少、给水量减小、主蒸汽流量减小等，所以对电厂辅机运行电耗产生影响。
循环水泵所受影响较小，电耗基本不变；其余所有用电辅机（如磨煤机、送风机、引风机、增压风机、给水泵等），因发电煤耗降低，电耗将按比例减小，从而引起标准供电煤耗的降低。
由发电煤耗降低引起的辅机的标准煤耗降低值约为：
Δbs2=0.06（g/kwh）
（2）低压省煤器所增加烟侧阻力对引风机功率的影响
平均负荷下（年负荷率取75%），安装低压省煤器后新增烟气总流阻600Pa（修正后），由此引起的引风机增加耗电功率为△Pyf=340kw。
（风机效率取85%）
（3）升压泵增加的耗电功率：
△Psb=18kw（升压泵效率取85%）
（4）（2、3）两项总耗电功率为
△P=△Pyf+△Psb=358kw
两项标准煤耗增加：
Δbs3=（358×3600×1000）/（29300×0.939×0.985×0.49×0.98×1000000）
=0.1（g/kwh）
式中，0.939—锅炉热效率，
0.985—管道效率，
0.49—循环效率
0.98—机电效率
（5）低压省煤器引起的辅机耗电的标准煤耗增加
Δbsfj=Δbs3-Δbs2=0.04（g/kwh）
3、总节煤量计算
总供电煤耗降低：
Δbs=Δbs1-Δbsfj=1.36（g/kwh）
年节标煤量：
ΔBb=cPτδbs=0.75×1000000×8100×1.36×10-6
=8262（t）
年节煤经济效益：
S1=Ce·ΔBb=650×10-4×8262=537（万元）
式中c—年均负荷率，c=75%
P—机组额定功率，P=1000000kw
τ—机组年运行小时数，τ=8100小时
—标煤单价，
=650元/吨
4、烟温降低对脱硫系统减温喷水的节水量计算
若无深度降低排烟温度节能系统，烟气进入脱硫系统前，要预先对烟气进行喷水减温，降至脱硫系统允许温度。
低压省煤器降低烟温ΔTy=32℃，由此对脱硫系统减温喷水的节水量计算如下。
低压省煤器吸收烟气的热量：
Qy=132777373kJ/h;
水由环境温度加热到汽化的焓：
γ=2592kJ/kg
年节水量：
Gjs=（cQyτ）/（1000γ）=311197t/a
年节水效益：
S2=CSGjs=6×10-4×311197=186.7（万元）
式中
—水单价，
=6元/吨
5、经济效益综述
鲁阳发电厂实施降低排烟温度深度节能后，产生的直接经济效益显著。
可以降低供电煤耗率1.36g/kWh，每年节约标煤8262吨，折合资金537万元（标煤价格按650元/吨）；每年节约用水31万吨，折合资金186万元（水价按6元/吨）。
年总经济效益723万元。
间接的经济效益是保证了脱硫系统的效率和工作可靠性。
上述计算的依据为：
锅炉机组热力计算标准方法，1973年版；
锅炉机组空气动力计算标准方法，1976年版；
锅炉机组水动力计算标准方法，1983年；
火电厂热电厂节能理论林万超西安交通大学出版社
七、项目投资估算
本深度降低排烟温度节能项目中，系统及设备设计费与低压省煤器本体（包括管束、联箱、防磨机构、夹持件、自控系统等）总费用约为1800万元。
八、本方案的优点分析
（1）深度降低排烟温度30～40℃。
这样大的温度降低是任何一个其它方案都无法达到的，因此本方案可以取得最大的经济效益。
（2）把高温级低压省煤器设置在引风机之前，在显著降低锅炉排烟温度的同时，可以使烟气体积流量减小，引风机的电耗降低，保证了引风机的负荷。
（3）本技术把锅炉的余热利用与汽轮机的回热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。
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。
（4）具有良好的煤种和季节适应性。
锅炉的低压省煤器的出口烟气温度可以根据季节和煤质进行调节，以实现节约煤耗和防止低温腐蚀的综合要求。
（5）具有良好的负荷适应性。
低压省煤器的单位标煤节省量在锅炉低负荷运行时并不降低，仍然可以保持较高的运行经济性。
这一点对于长期处于低负荷运行的机组是非常有利的，也是任何其他降低排烟温度的方法都不可以实现的。
（6）采用低压省煤器，对于提高机组的综合运行可靠性具有重要意义，既可以避免原高压省煤器的水冲击及管束振动（若采用增加原高压省煤器换热面积的方法），又可以优化汽轮机抽汽回热系统，提高系统的可靠性。
（7）装设低压省煤器，实际上减少了抽汽量，增大了汽机通流部分的通流量，所以可以改善流场的充满度，减少流动损失，提高低压部分的内效率。
（8）进入脱硫系统之前，烟温已经得到大幅度降低，如果脱硫系统之前需要喷水降温，则采用低压省煤器之后，完全可以把脱硫系统之前的喷水降温停用，节约了水资源，节约了用电。
九、结论
1.采用装设低压省煤器方案是实现本机组取消GGH后回收热量，实现深度降低排烟温度节能的最佳方案,不仅实现了深度节能,而且还为脱硫创造了烟温条件,并且还可以节约用水.
2.本机组在基建阶段装设深度降低排烟温度节能系统，方便对装置的布置进行优化设计，并可使投资大幅度降低。
3.本方案有成熟的经验，技术上可行。
4.每台机组改造后锅炉排烟温度降低至88℃以下，降低幅度不小于32℃。
5．每台机组改造后标准供电煤耗降低1.36g/kWh，节标准煤量8262吨/年，节约水量31万吨/年，年回收效益723万元。
附表一煤质分析数据表
成分
Car
Har
Oar
Nar
Sar
Aar
Mar
Vdaf
Qnet,ar
设计煤种
50.64
3.43
5.84
0.83
0.26
31.5
7.5
36.43
17200
附图2热力系统图
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