烟气余热回收装置专题报告20100115

40-F4412C-J华能东方电厂2×350MW扩建工程初步设计烟气余热回收装置专题报告中国电力工程顾问集团中南电力设计院工程设计证书：建设部甲级第170001-sj号工程勘察证书：建设部甲级第170001-kj号环境影响评价证书：国环评证甲字第2604号工程咨询资格证书：国家发改委工咨甲2030822002号2010.01武汉第2页总工程师：项目经理：审核：校核：编制：第3页1概述燃煤锅炉的排烟损失大量热量。传统锅炉的设计思路中，综合考虑烟气的低温腐蚀，钢材价格，煤炭价格后，大型电站燃煤锅炉的空气预热器排烟温度一般在120～130℃，对于水份、硫份多的燃料还要选取更高一些的排烟温度。这在过去煤炭价格较低，不强制烟气脱硫的条件下是合理的。本期工程采用湿式石灰石－石膏烟气脱硫工艺，脱硫岛不设置GGH，需采用喷水对烟气减温后进入脱硫塔，不仅耗水量较大，同时增加了烟气量，而且还损失烟气减温的热量。由于资源的日趋紧张以及用户的燃料费用大幅提高，提高发电机组的效率日趋迫切，而且国家又新出台节能政策和标准对节能提出了新的要求，节能降耗日益成为主要研究课题，其中利用烟气余热回收装置回收锅炉排烟余热是有效的途径之一，本专题参考外高桥三期工程低温省煤器的设计思路，探讨本工程烟气进脱硫塔之前与部分凝结水进行换热，从而降低脱硫烟气温度并利用余热提高机组效率的可行性与经济性。2烟气余热装置系统布置如装设烟气余热换热器，有两种布置方案。第一种方案是将余热换热器布置在空气预热器出口之后，除尘器入口之前；第二种方案是将余热换热器布置在两台引风机出口烟道汇合之后，脱硫塔入口之前。对于第一种方案，烟气在空气预热器出口之后就被减温至80℃，烟气的体积流量也相应减少约11.3%，这可以减少除尘器的除尘面积，减少除尘器的占地面积和用材。根据相关研究，飞灰的比电阻随温度由于温度的降低，电除尘器的除尘效率随之增高，此类低温电除尘器国外已有成功的应用。但是烟气温度的降低增加了电除尘器防腐蚀的难度，同时增加了除尘器内堵灰的可能性。考虑到国内电除尘器的低温防腐技术尚未成熟，尚无低温电除尘器投运的实例，而除尘器又是烟气处理中不可缺少的环节，一旦除尘器因堵灰或腐蚀严重需要检修就可能影响整个机组的运行。而且余热换热器内的烟气含有大量飞灰，换热器低温侧将会面临较严重的的磨损和堵灰问题。因此本专题报告不采用这种布置方案。第二种方案把烟气换热器放置在引风机出口之后，脱硫塔入口之前，此处烟气中的绝大部分飞灰已被除尘器除去，对换热器来说磨损和堵灰的问题得以减轻，因此换热器内可以使用翅片管式或板式以提高传热系数。置于引风机之后可避免由于换热器一旦腐蚀泄漏以后，凝结水漏入引风机的问题，引风机叶片也不需要考虑低温防腐。此布置方案的运行可靠性和维护成本都优于第一种方案。本第4页文以下部分就以此烟气布置方案为基础展开论述。3烟气余热回收装置原理及应用概况3.1烟气余热回收装置原理烟气余热回收装置从根本来说是一套烟气—水换热器，用烟气的热量加热水介质，与锅炉本体设计中省煤器设计是类似的，所不同的是在吸风机出口烟道加装的烟气余热回收装置其利用的是锅炉出口烟气的余热，烟气侧和水侧的运行工况比锅炉本体省煤器要好，因而在设计原理上是可行的。3.2烟气余热回收装置应用概况在国外，烟气余热换热器较早的到了应用。如德国黑泵（SchwareePumpe）电厂加热给水的烟气冷却器布置在电除尘器和脱硫装置之间，其设置类似于炉外布置的省煤器，烟气通过烟气冷却器从170℃降到130℃后进入脱硫装置。德国科隆Nideraussem（1000MW机组）电厂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路烟道中，在烟气热量足够的前提下引入部分烟气到旁路烟道加热锅炉给水。日本常陆那柯电厂采用了水媒方式的管式GGH。烟气放热段的GGH布置在电除尘器上游，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。国内第一台设置烟气余热回收装置的电厂为西北院设计的龙口电厂（2×100MW）。目前国内外高桥三期的烟气余热回收装置已投运。营口热电厂2×330MW机组，在设计方案中也加装了烟气余热回收装置，目前该工程正在建设中。所以国内烟气余热换热器的系统方案设计、制造、运行和维护需要结合具体工程进行进一步研究。本工程采用石灰石湿法脱硫系统，由锅炉出口来的烟气要经喷淋、脱硫等工艺从吸收塔入口的135℃左右最终降低到50℃左右从脱硫系统排出，这一工艺系统浪费了大量的水和能源。因而我们考虑在吸风机出口烟道加装烟气余热回收装置，将来自回热系统的凝结水加热，再通过升压泵送回至回热系统，由此可以减少抽汽量、减少额定工况的进汽量、降低机组热耗，最终降低机组燃煤量，从而实现节能降耗。4烟气余热回收装置经济性比较4.1烟气余热回收装置方案针对本工程情况，THA工况的烟气余热回收装置烟气侧入口烟气温度为第5页126.7℃，烟气侧出口温度为91.2℃，水侧入口温度39.1℃，出口温度85.8℃，与7、8号低加进出口水温匹配，即从8号低加入口引出，加热后回至7号低加出口。烟气余热回收装置设计数据见下表：烟气余热回收装置数据表（1台装置）表4-4序号项目单位THA工况VWO工况1烟气流量kg/h140682614637332烟气进口温度℃1271303烟气出口温度℃91.292.14冷凝水流量t/h2902705冷凝水进口温度℃39.1396冷凝水出口温度℃85.8887传热管形式蛇形翅片管8传热管材料ND钢钢管：09CrCuSb9烟气流动阻力pa90010水侧流动阻力Mpa0.060.0511余热回收量Kw158301549012传热面积m2782013金属总重量吨～195(此表为哈尔滨锅炉厂提供数据)经初步计算，超临界方案1台机组安装2台烟气余热回收装置可以将290t/h39.1℃的凝结水加热至85.8℃，而1台机组额定工况下凝结水量～820t/h，所以实际运行状态是第8级、第7级低加和热量回收装置并联运行。4.2经济性比较方法在发电量一定的情况下，通过计算增加烟气回热装置后节省的水、煤耗量的成本，以计及资金时间价值的动态理论，计算投资差额回收年限n，公式如下：ΔC=ΔZ(A/P,i,n)各符号含义如下：ΔZ：增加的初投资额；ΔC：节省的水、煤耗成本产生减去增加的运行维护费用；第6页i：基准收益率，按8%计算；n：差额回收年限。(A/P,i,n)：等额分付资金回收系数。4.1.1静态投资比较静态投资对比表（1台机组）表4-5项目不设置烟气余热回收装置（万元）设置烟气余热回收装置（万元）烟气余热回收装置0+800金属壁温控制系统0+20凝结水升压泵（3×50%容量）0+24凝结水管道、阀门、附件0+80吸风机造价增加0+25方案总价格差基准+949由上表可知，ΔZ设置增加烟气余热回收系统增加初投资约949万元。4.1.2运行费用差额比较由于设置烟气余热回收装置后，进入脱硫吸收塔的烟气温度由127℃降为91.2℃，因而喷水量相应减少～15t/h。根据两方案的热平衡图，额定工况下设置烟气余热回收装置方案的汽轮发电机组热耗比不设置烟气余热回收装置方案的汽轮发电机组热耗降低了28.7kJ/kWh。运行费用差额对比表见表4-6。能耗指标对比表（1台机组）表4-6序号项目不设置烟气余热回收装置设置烟气余热回收装置1水耗(1)脱硫系统耗水量（t/h）5035(2)节水量（t/h）基准-15(3)水价（元/t）0.2580.258(4)机组年利用小时数h55005500(5)年节水量（万t/a）基准-8.25(6)水耗差额（万元）基准-2.13第7页序号项目不设置烟气余热回收装置设置烟气余热回收装置2煤耗(1)汽轮发电机组热耗THA（kJ/kWh）7701.17672.4(2)机组发电年平均标准煤耗（g/kWh）286.05285.38(3)机组年利用小时数（h）55005500(4)年发电量（×106kWh/a）19251925(5)年标煤耗量（t/a）550646549356(6)年节约标煤量（t/a）基准-1290(7)标煤价（元/t）790.97790.97(8)煤耗差额（万元）基准-102.043电耗(1)吸风机（kW）基准400(2)凝结水升压泵（kW）基准40(3)发电成本电价（元/kW.h）0.280.28(4)电价差额（万元）基准123.23能耗差额汇总(1)水耗、煤耗、电耗总差额（万元）基准-94.494运行维护费用（按每8年更换冷端受热面200万元及设备投资的1.5%的维护费用计算）基准39.24根据上表可得出：ΔC＝节省的水、煤耗成本为104.17万元－增加的电耗123.2万元－增加的运行维护费用39.24万元＝-58.27万元。4.3经济性计算结果根据上表计算结果，节省的水、煤成本小于增加的电耗和维护费用，故，在经济性上，采用烟气余热回收装置没有优势。4.4最小年费用法验算采用电力行业认可的最小年费法定性比较两种方案的经济性优劣。年费用用一个固定费用率f将增加的投资等费用，平均分摊到电厂投产后至还贷折旧完毕期间的每一年之中，并加上年运行维护费用的差额。公式为：第8页ΔNF=f×ΔZ+ΔU上述公式中各符号的含义如下：ΔNF：增加的年费用；f：固定费用率，规定固定费用率统一取f＝0.1669，进行计算；ΔZ：增加的投资，约949万元；ΔU：增加年运行费，约39.24万元＋增加的电耗费用123.2万元；将前文所计算数据代入上式，得出ΔNF＝320.8万元，设置烟气余热回收装置方案每年节省成本约为104.17万元，小于上式计算得年费用，故按此方法验算得出增加烟气余热回收装置经济上是没有优势的。5其它问题5.1水系统在水系统设计中，第8级低加进水侧加装一个调节阀。在系统运行中，当热量回收装置出水温度低于第7级低加出水温度时，开大调节阀开度，增加第8级低加进水流量，减少热量回收装置进水流量，直至热量回收装置出水温度和第7级低加出水温度相等；当热量回收装置出水温度高于第7级低加出水温度时，减小调节阀开度，减少第8级低加进水流量，增加热量回收装置进水流量，直至热量回收装置出水温度和第7级低加出水温度相等。当机组负荷降低时，第8级低加冷凝水进口温度相应降低，由于控制低温腐蚀的要求，热量回收装置的传热管金属壁温不允许降低，所以要考虑在烟气余热回收装置加装再循环管路，在机组负荷较低时提高热量回收装置的进水温度，保证安全可靠运行。在汽轮机厂提供的热平衡图中，采用烟气余热回收装置降低的热耗值未考虑因抽汽减少造成的背压升高（循环水量和凝汽器面积不变得条件下背压增加～0.11KPa）的影响，背压升高将造成汽机热耗增加～8kJ/kW.h，且在汽水系统计算中未考虑管道的压降、温降损失。5.2低温腐蚀烟气余热回收装置烟气侧出口温度较低，应防止烟气低温腐蚀。烟气余热回收装置传热管的实际运行金属壁温取决于烟气温度、冷凝水温度、烟气侧传热系数、水侧传热系数、传热管型式等因素。根据设备厂家（哈尔滨锅炉厂）提供的烟气余热装置出口烟温值92.1℃已低于酸露点，设备应采用耐强酸腐蚀的管材，并应采用烟气余热回收装置传热管壁温自动控制系统，保证运行中传热管金属管第9页壁温度不过低。烟气余热回收装置的主要技术难点在于低温段的耐腐蚀材料。如德国，使用烟气余热回收装置的时间比较长，在数十年的运行经验中，低温段材料方面经过了多次的技术改良。目前国内投入运行的烟气余热回收装置数量较少，且投运时间短，烟气余热回收装置设备材料的可靠性缺乏实际运行的检验，具有一定的风险。5.3换热管面的积灰烟气余热换热器的换热面管可以采用光管、螺旋肋片管和高频焊翅片管。与普通光管相比，螺旋肋片管和高频焊翅片管传热性能好。在满足同样换热性能时，螺旋肋片管和高频焊翅片管的肋片和翅片间距较大，其换热面积也比同种规格的光管要小。因此，采用螺旋肋片管或高频焊翅片管可有效降低烟气余热换热器的外形尺寸和管排数，减少烟气流动阻力。但是螺旋肋片管或高频焊翅片