电厂烟气余热深度回收利用技术交流汇报

电厂烟气余热深度回收利用技术交流汇报-----国电福州江阴电厂余热回收改造交流会2015年1月30日，福建分公司派人参加成信绿集成股份有限公司在国电福州江阴电厂组织的“火电厂烟气余热深度回收利用及减排技术/产品发布会”。会上听取了成信绿公司对国电福州江阴电厂#2机组实施的烟气余热深度回收利用改造项目进行的介绍，并实际考查了技改项目现场。中电联、福建省经信委、厦门科技局、知识产权局、有关设计院、五大发电公司及有关电厂代表参加了会议。现将交流情况汇报如下：一、改造项目基本情况国电福州江阴电厂2#机组为哈锅600MW超临界参数变压运行直流锅炉，配置上汽超临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式、八级回热抽汽式汽轮机，年平均排烟温度131.7℃。采用成信绿集成公司的“电厂锅炉烟气余热深度回收利用及减排系统”，该项目为合同能源管理项目，总投资约6000万元。项目布置位置及工艺如下：该工艺由四个主要系统组成，其中：1、高温换热系统吸收高品质烟气热量，用来加热主凝结水，形成高效低温省煤器系统，深度降低发电汽耗。2、第一级低温换热系统，用来降低电除尘入口烟气温度，提高电除尘效率，满足国家标准对粉尘排放要求。3、第二级低温换热系统，用于深度降低烟气温度，达到深度回收烟气余热的目的，同时在系统安全运行的情况下，最大限度的节约脱硫塔工艺用水量。4、第一级与第二级低温换热系统吸收的热量，通过空气换热系统，用于加热冷二次风，提高烟气品质，同时解决空预器低温传热元件低温腐蚀问题。二、系统调节方式低温一段系统、低温二段系统可单独带空气加热系统，且一段及二段系统均可调整换热量，空预器出口烟气温度可控制在较高品质，高温换热系统吸收高品质的烟气余热，用以排挤更高级的抽汽，通过调节低温一段，除尘器入口烟气温度控制在95-105℃。三、系统性能该项目由西安热工院进行了锅炉、汽轮机及电除尘性能试验，相关结果如下：项目600MW480MW净节煤量4.9g/kWh4.9g/kWh锅炉效率提高0.33%0.24%厂用电降低0.1%0.05%节水33.5t/h51.2t/h粉尘排放除尘器出口粉尘浓度降低8mg/Nm3，除尘器效率提高0.12%四、与传统低温省煤器系统的综合对比项目余热深度回收方案传统低温省煤器方案适应性系统调节灵活，可保证全负荷全年投运调节方式单一，低负荷或冬季工况需要退出运行对空预器可有效防护冷端腐蚀、硫酸氢铵、硫酸铵堵塞无防腐防堵塞功能对锅炉提高锅炉效率对锅炉效率无影响能量回收方式可调节空预器出口烟温，有效提高烟气品质，余热利用率高。常规余热回收，余热利用率低改造效果比较无论排烟温度高低均可有较高的节能效果年平均排烟温度较高的机组才能有一定的节煤效果改造工程量加热凝结水系统+低温闭式水系统仅加热凝结水，系统简单五、项目建设工期项目总工期约需6个月，其中停机安装约60天。1、前期现场勘查及初步方案制作——10到15天2、施工图设计——30到45天3、前期准备，相关基础，钢结构补强——30到45天4、与机组对接（锅炉停运），主体设备施工——50天5、不影响机组正常运行，外围设备施工——45到60天6、调试以及性能试验——10到15天六、改造投资及运营成本国电江阴电厂锅炉烟气余热深度回收利用及减排系统为合同能源管理项目，总投资约6000万元。余热深度回收改造项目根据各厂的实际工况而定，不同的方案投资不同，需根据实际情况确定。运行成本包括升压泵电耗，吹灰汽耗等。七、尚需进一步探讨的问题1、以目前江阴#2机运行情况看，冷二次风温度升高至80度以上，对空预器系统本身无影响，但对于部分橡胶材质弹性缓冲垫会造成影响。空气预热器出口烟温160度以上，对于空预器的影响尚待进一步评估。2、该项目未对经过电除尘后降温的烟气中SO3含量进行测定，SO3变化及其影响需进行进一步评估。3、该项目高温换热与第一级低温换热系统需布置在电除尘与空预器之间位置，并需建设独立泵房，对于空间有限的老机组改造难度较大。特别是原来没有安装GGH的机组，空间布置难度更大（江阴电厂拆除了原有的GGH）。图片1：余热回收系统泵房图片2：余热回收系统泵房内部布置图片3：高温换热与低温一段系统（空预器后、除尘器前）图片4：低温二段系统（增压风机后）