现代大容量发电厂锅炉常采用膜式省煤器(对用煤机组进行超低排放) 660MW超超临界机组低压省煤器技术的可行性和必要性分析1降低排烟温度的节能研究背景:大型火电机组节能减排是我国目前的一项重要国策。近年来，日益恶化的大气环境严重影响了人们的健康。同时，国家节能减排标准相对苛刻，新建燃煤机组开始适度控制。 燃煤发电机组的未来发展面临着前所未有的生存压力。各燃煤发电机组已开始积极寻求降低煤耗的新技术、新方法，并加大了相关资金投入。 & nbsp目前国内火电机组的烟气温度大多在110℃~ 130℃之间。 理论上排烟温度110℃ ~ 130℃的锅炉已经满足要求，而且是比较低的。如果排气温度持续降低，可能会出现腐蚀等一些不可靠因素。 但为了提高国家要求的烟气环保指标，必须在尾部加装脱硫装置。 湿法脱硫的最佳工作温度为80℃ ~ 90℃。 烟气温度从110℃到130℃下降到80℃到90℃，其中含有大量的热量。 有效利用锅炉余热，降低排烟温度，符合国家节能减排政策，并可能使湿法脱硫系统使用的辅助电力抵消烟气余热再利用产生的电力，从而实现& ldquo零能耗& rdquo使脱硫 & nbsp2国内外低温省煤器的应用现状及安装位置:2.1低温省煤器的应用现状:某660MW机组电厂锅炉排烟设计温度约为127℃，但由于燃料特性和运行环境的变化，锅炉实际运行排烟温度也会发生变化。 虽然加装低温省煤器后，烟气阻力有所增加，但烟气阻力的电耗不到节约成本的10%-20%。因此，低温省煤器能有效提高机组效率，节约能源，降低生产成本，具有良好的应用前景。 & nbsp(1)目前，这种低压省煤器系统已安装在我国几十家电厂的数百台机组上。 以通辽电厂为例。通辽发电总厂3号锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的HG-670/140-HM12型超高压自然循环煤粉锅炉，配有200MW汽轮发电机组。锅炉排烟温度达到160 ~ 170℃ 在3号炉尾部[/K0/]气体预热器后安装东北电力科学研究院锅炉设计的余热回收系统装置后，锅炉排烟温度降低到135℃左右，显著提高了全厂的热经济指标，达到了节煤降耗的目的。 & nbsp【本文转自DylW.Net提供撰写教学论文和论文题目的服务。欢迎来到www。DylW.NEt，点击进入001lunwen.com第一征文网】在山东龙口某电厂，两台100MW发电机组配套的锅炉是武汉锅炉厂设计制造的WGZ410/100。10型燃煤锅炉，由于燃煤含硫量高，锅炉尾部受热面积灰、腐蚀、漏风严重，锅炉排烟温度高达170℃。为了降低排汽温度，提高机组运行的经济性，在尾部安装了低温省煤器。 & nbsp(2)国外低温省煤器技术应用较早。 德国科隆Nideraussem 1000MW褐煤发电机组采用分离式烟道系统，充分降低排烟温度。低温省煤器安装在空烟气预热器的旁路烟道内，在烟气热量充足的前提下，将部分烟气引入旁路烟道加热锅炉给水。 & nbsp日本常陆纳克发电厂采用了水介质形式的管式GGH。 放热段GGH布置在电除尘器上游，烟气经循环水冷却后进入低温除尘器(烟气温度约为90 ~ 100℃)。烟气加热段的GGH布置在烟囱入口处，烟气由循环水加热。 烟气放热段GGH的原理与低温省煤器相同。 & nbsp中国的大部分项目和日本的差不多。锅炉的设计烟气温度不高(125℃左右)，经过低温省煤器后，烟气温度可降至85℃左右。 & nbsp2.2低温省煤器安装位置:由于低温省煤器传热温差小，换热面积大，空占地面积也大。因此，在安装低温省煤器时，需要合理考虑其在锅炉现场的布置位置。 & nbsp2.2.1低温省煤器布置在除尘器的入口处。日本的许多大型火力发电厂，如Lunaco电厂(1000MW)和Tomato-Atsuma电厂(700MW)也有类似的布置。 管式GGH烟气放热段布置在空预热器和除尘器之间。 GGH将烟气温度降低到90℃左右，除尘器的飞灰比电阻可从1012ω；-厘米低至1010ω；-cm，可以提高电除尘器的除尘效率。 低温省煤器布置在除尘器入口，除尘器下游的烟气体积流量减少5%左右，因此其烟道、引风机、增压风机等的容量。也可以相应减少，从而降低操作辅助功率。 根据计算，每台660MW机组为引风机和增压风机节省约1000kW的厂用电。 指出除尘器和风机的选择仍应考虑125℃低温省煤器未投入运行的情况。 & nbsp这种安排的最大风险是腐蚀。 由于经过低温烟气换热器后的烟气温度低于酸露点，除尘器、烟道、引风机、增压风机都有被腐蚀的危险。 根据日本的相关技术资料，未被除尘器收集的烟气中含有较多的碱性颗粒，可以中和烟气中凝结的硫酸液滴。低温除尘器及其下游设备合二为一& ldquo不需要特殊的防腐考虑& rdquo而且日本很多大机组在运行低温除尘器方面都有不错的表现。因此，这种安排应该是可行的。 & nbsp2.2.2低温省煤器布置在脱硫吸收塔的入口处。德国一些燃用褐煤的锅炉在吸收塔入口处设置了低温省煤器。 低温省煤器将烟气温度从160℃降至100℃后进入吸收塔，被烟气加热的冷凝液加热冷二次风。 & nbsp这样的低温省煤器在管式GGH加热器中实际上起到了冷却烟气的作用。 烟气经过除尘器后，低温省煤器工作在低粉尘区域，因此飞灰对管壁的磨损程度会大大降低。 由于烟气中的碱性颗粒几乎被除尘器捕集，出口烟气具有酸性腐蚀性。 但由于其位置在除尘器、引风机、增压风机的后面，烟气不会对这些设备造成腐蚀，从而避免了腐蚀的风险。 因为吸收塔本来就是酸性环境，烟气离开吸收塔时的温度在45℃左右 塔内进行了防腐处理。 在这种布置中，只需考虑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的防腐。 & nbsp这种布置的缺点是不能利用烟气温度降低带来的提高电除尘器运行效率、降低引风机和增压风机功率的好处。其次，其布置远离主机，用于降低烟气温度的冷凝液管道也较长，冷凝液泵要克服的管道阻力和功耗也较高。 3本机组安装低温省煤器的有利条件:南京大唐电厂一期工程2 &次；660MW机组锅炉是哈尔滨锅炉厂制造的2030t/h超超临界锅炉。锅炉设计排烟温度为140℃(THA)，锅炉设计效率为94.4%。 根据收集的现有资料，大唐南京电厂实现了深度降低排烟温度的有利条件:(1)深度降低排烟温度节能装置的受热面布置在引风机前，其壁温控制在露点以上，不会发生低温腐蚀。 一方面，提高了设备的安全性；另一方面，烟气在进入引风机之前，被受热面冷却，体积流量减少，可以降低引风机的功率和电耗。 & nbsp(2)机组设计的锅炉参数和煤质非常适合烟气余热的高效回收利用，节能效果显著。 本项目实施后，将减少供电标准煤消耗1.2g/kw.h，每年可节约标准煤3267吨。 & nbsp(3)本机加装排烟深度节能装置后，锅炉烟气进入脱硫系统前，排烟温度可降至100℃，脱硫系统无需加装GGH系统，减少投资。 & nbsp基于上述观点，实施尾气深度降温技术不仅可行，而且合理，经济效益巨大。 & nbsp设计方案介绍:4.1系统:以大唐南京电厂为例，低温省煤器布置在预热器空之后、除尘器之前的水平烟道上，一炉布置4台低温省煤器，额定工况下可将排烟温度从140℃降至100℃。 & nbsp低温省煤器工质取自#7低压入口，进水温度73.2℃(THA)，水量1194t/h，回水至#6低压入口，回水温度95.7，提高了回水温度，节省了优质回热抽汽，产生了较高的节能效果。 为保证低温省煤器进口水温为设计的73.2℃，防止直接进入低温省煤器的凝结水温度过低，使管束壁温过低，造成严重的低温冷凝，在进出口管道之间设置再循环系统。 再循环系统配有两台变频控制的泵，一用一备。 当机组低负荷运行时，低温省煤器出口的高温水与进口的冷水混合，以提高低温省煤器的进口水温，保证设备不会因水温低而严重腐蚀和积灰，维持系统的安全正常运行。 & nbsp低温省煤器进出口母管之间设计有分流旁路电动调节阀，用于调节省煤器系统进水口的流量。 当出口烟气温度小于100℃时，分流支路调节阀打开。 通过调节调节阀的开度，控制省煤器的入口流量，使烟气侧出口温度始终不低于100℃，从而保证烟气温降在合理的范围内，避免机组低负荷时低温省煤器的腐蚀问题。 & nbsp4.2 安装低温省煤器后要考虑的:(1)低温省煤器运行的是中药管道，其防腐和防烟堵需要一定的维护工作量。 根据已投运的经验，项目可考虑烟气腐蚀、阻力、磨损和价格等因素，选择合适的换热管材料和形式，设置吹灰器和清洗水系统等具体措施。 & nbsp(2)如果2)660MW机组采用锅炉引风机和增压风机组合，并在烟道内布置低温省煤器，风机阻力将增加约600Pa，电机功率增加约400KW，风机配套电机功率在8,000 kW以下。电厂厂用电系统的6KV电压等级能满足启动要求。 & nbsp5实施上述方案的可行性:(1)山东大学热力设备节能研究团队和青岛达能电力科技有限公司近十年来成功完成了数十台各型锅炉降低排烟温度的改造，积累了大量的工程改造经验。 改造后，锅炉排烟温度降低20℃ ~ 40℃，节约供电煤耗1.5 ~ 4g/kWh，可产生巨大的经济效益。 & nbsp(2)由于受热面布置在电除尘器之后，减少了受热面磨损和积灰的可能性。 & nbsp(3)低压省煤器传热元件采用零间隙电阻钎焊螺旋翅片管的镍铬共渗层，接触热阻几乎为零，耐腐蚀、耐磨损。 & nbsp因此，该方案在技术上和经验上都是成熟的。 & nbsp6经济分析& nbsp该设计方案的实施可为电厂带来以下经济效益，以大唐南靖电厂2x660MW超超临界机组为例:(1)当1)660MW机组在VWO工况下运行时，安装低温省煤器后，增加较少抽气可增加发电量约4MW。 & nbsp(2)低温省煤器回收了部分烟气热量，节约了煤炭，省煤器的经济效益非常明显。 烟气换热器回收的热量约为36.13 MJ/s；在此条件下，汽轮机组的绝对效率提高了0.24%；全厂发电效率提高0.22%，降低发电标准煤消耗1.2g/kwh。以750元/t的标准煤价计算，若年等效运行小时数为5500小时，则每台机组年燃料成本可降低约750.75万元。 & nbsp7方案优势分析:(1)排烟温度深度降低30 ~ 40℃ 如此大的降温幅度是其他任何方案都无法实现的，所以这种方案可以取得最大的经济效益。 & nbsp(2)在引风机前设置低压省煤器，可显著降低锅炉排烟温度，减少烟气体积流量，降低引风机电耗，保证引风机负荷。 & nbsp(3)该技术将锅炉的余热利用与汽轮机的回热系统巧妙地结合在一起，不会对锅炉的燃烧和传热产生任何不利影响。 & nbsp& nbsp(4)低压省煤器的安装实际上减少了抽汽量，增加了汽轮机通流部分的流量，因此可以提高流场的充满度，减少流动损失，提高低压部分的内部效率。 & nbsp结论8 & nbsp分析表明，低温省煤器可以通过加热凝结水来提高660MW机组的热效率，节能节水效果显著。虽然在国内的应用还处于起步阶段，但在国外大机组中已经积累了丰富的经验。 随着国内项目的应用和推广，可以积累更多的设计、制造、运行和维护经验，进一步降低设备成本，达到& ldquo节能减排& rdquo，提高经济效益，符合国家节能减排政策，具有良好的发展前景和应用推广价值。 & nbsp
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