F503C-J01-59烟气余热再利用专题报告

神华江西国华九江煤炭储备（中转）发电一体化工程（检索号：F503C－J01－59）初步设计第四卷热机部分烟气余热再利用专题报告二O一三年七月神华江西国华九江煤炭储备（中转）发电一体化工程（检索号：F503C－J01－59）初步设计第四卷热机部分烟气余热再利用专题报告批准：审核：校核：编写：目录1工程概况及煤质资料2低温省煤器系统概述及应用情况3低温省煤器设置方案拟定4设置低温省煤器的经济性分析5MGGH预留条件6结论1【内容摘要】本报告根据本工程具体条件，提出了设置一级或两级低温省煤器的方案，并对两个方案的相关技术问题进行了论述并做经济性分析，提出适合本工程的低温省煤器设置方案。主要结论为：1）为了满足国家最新节能减排要求，以及国华公司建设世界一流电厂的要求，对锅炉尾部烟气余热利用系统、汽机热力系统、除尘器、引风机和脱硫装置进行了综合集成优化，回收部分烟气余热。2）本专题考虑两个低温省煤器设置方案：方案一：两级低温省煤器，分段布置，前段布置在除尘器入口、后段布置在引风机出口，均加热凝结水；方案二：一级低温省煤器，布置在引风机与脱硫装置之间，加热凝结水；3）THA工况下，方案一和方案二较不设置低温省煤器方案节约发电标煤约1.05g/kW·h，单台机组年节省燃煤费用507.1万元。4）在满足脱硫装置运行水平衡的前提下，最大化利用烟气余热，方案一低温省煤器Ⅱ和方案二低温省煤器出口烟温取85℃，此时，需设置一套湿式除尘器冲洗水处理系统，满足脱硫系统的正常运行。5）方案一因为除尘器前布置有烟气换热器，进入除尘器的烟气温度和流量降低，灰分比电阻降低，对除尘器及引风机运行较方案二更为有利。方案一（设置两级低温省煤器）和方案二（设置一级低温省煤器）在全寿命期内综合收益分别为1001和557万元。根据国内机组实际运行情况，锅炉实际排烟温度往往高于设计值，当排烟温度高出设计值10℃时，以上综合收益进一步提高到2405万元和1961万元。6）设置低温省煤器方案可以满足今后加装MGGH的条件，只需将凝结水侧管道改造成热媒水系统，与再加热器连接，吸收的热量将2净烟气加热至不低于80℃。7）本工程推荐采用方案一，即设置两级低温省煤器方案。31工程概况及煤质资料1.1工程概况本工程为煤炭储备（中转）发电一体化工程，包括发电工程和煤炭储备（中转）工程两部分。本工程规划建设规模为：电厂建设规模按4×1000MW机组规划，并留有再扩建2×1000MW机组的条件，本期工程建设2×1000MW等级超超临界燃煤发电机组，煤炭储备（中转）200万吨/年，经水路运出。全厂公用设施按4X1000MW机组统一规划、分期实施。本工程厂址位于湖口县城东北面约16.8km的银砂湾工业园区，东面即湖口县、彭泽县两县交界处。距离西南面的九江市约37.5km，距离东北面的彭泽县城约21.5km，西北依长江大堤，铜九铁路以及S301省级公路由其东南面通过，距铜九线上的湖口车站约12.50km。1.2煤质资料本工程设计煤种为神华神东矿区煤，校核煤种为神华烟煤，煤质分析资料见表1.2－1。煤质分析资料表1.2－1名称符号单位设计煤种校核煤种1、工业、元素及可磨行分析全水分Mar％16.011.9空气干燥基水分Mad％8.615.42收到基灰分Aar％10.8221.29干燥无灰基挥发份Vdaf％33.7636.084名称符号单位设计煤种校核煤种收到基碳Car％59.3252.76收到基氢Har％3.353.4收到基氮Nar％0.710.73收到基氧Oar％9.059.35全硫Sar％0.750.57收到基高位发热量Qgr.arkJ/kg23.2520.71收到基低位发热量Qnet.arkJ/kg22.1919.74哈氏可磨系数HGI55582、灰成分分析煤灰中二氧化硅SiO2％44.5547.97煤灰中三氧化二铝Al2O3％15.4635.76煤灰中三氧化二铁Fe2O3％12.726.04煤灰中氧化钙CaO％15.664.09煤灰中氧化镁MgO％0.880.45煤灰中氧化钠Na2O％1.330.68煤灰中氧化钾K2O％1.530.91煤灰中二氧化钛TiO2％0.940.98煤灰中三氧化硫SO3％2.952.61煤灰中二氧化锰MnO2％0.140.022低温省煤器系统概述及应用情况电站锅炉排烟损失是锅炉运行中最重要的一项热损失，电站锅炉的排烟温度通常为120～150℃，相应的热损失相当于燃料热量的5％～12％，占锅炉热损失的60％～70％。我国火力发电厂的很多锅炉排烟温度都存在超过设计值的情况，为了降低排烟温度，减少排烟5热损失，提高电厂的经济性，低温省煤器这一提高烟气余热利用效率的手段已得到了火电行业的广泛关注。图2-1是低温省煤器的系统连接示意，通常从某个低压加热器引出部分或全部冷凝水，送往低温省煤器。凝结水在低温省煤器内吸收排烟热量，降低排烟温度，自身被加热、升高温度后再返回汽轮机低压抽汽回热器系统，减少部分汽轮机的回热抽汽，在发电量不变的情况下，可减少汽轮机进汽量，从而降低机组的热耗。图2-1低温省煤器的系统连接示意图根据电力规划设计总院“电规发电[2010]128号”关于印发火电烟气深度冷却器设计技术方案专家评审意见的通知，目前国内低温省煤器技术研发、设计、制造已趋成熟，能满足于电厂中的实施应用。目前在国内已有电厂在进行低温省煤器的改造工作，如外高桥电厂三期2×1000MW机组工程建设时采用预留方式，并在机组大修时进行了低温省煤器改造安装，低温省煤器布置在引风机后脱硫装置前，现省煤器已投运两年半左右时间，运行情况较好；漕泾电厂一期在除尘器入口和引风机出口设置两级低温省煤器，回收热量加热凝结水的同6时，除尘器入口烟温降低，飞灰比电阻降低，提高除尘效率。3低温省煤器设置方案拟定3.1低温省煤器在凝结水侧的连接方式对于低温省煤器的切入点选择，也即低温省煤器并联在哪一级或哪几级低压加热器上，根据汽机厂的初步计算，如果低温省煤器回收同样的热量，凝结水从越靠近除氧器的低加抽出到低温省煤器，汽机的热耗就越低，另外还要考虑烟气温度放热前后的温度与凝结水进出水温度的端差以能最大限度的吸收热量。经过汽机厂设计优化，本工程低温省煤器取水口宜取自9号低加入口和8号低加凝结水出口管道，此流程既能有效地利用烟气余热，又不会对汽机抽汽回热造成大的排挤，有利于汽机热经济性的保证。3.2低温省煤器在烟气侧的连接方式低温省煤器在烟气侧的连接方式有两种选择：设置两级低温省煤器（分别布置在除尘器入口和引风机出口）和设置一级低温省煤器（布置在引风机出口）。3.3低温省煤器方案拟定根据低温省煤器烟气侧连接方式不同，拟定两个低温省煤器方案。方案一：设置两级低温省煤器，分段布置，前段布置在除尘器入口、后段布置在引风机出口，均加热凝结水；方案二：设置一级低温省煤器，布置在引风机与脱硫装置之间，加热凝结水；3.3.1方案一：两级低温省煤器锅炉空预器出口至烟囱之间尾部烟道依次布置低温省煤器Ⅰ、静电除尘器、引风机、低温省煤器Ⅱ、脱硫装置和湿式电除尘器。低温7省煤器Ⅰ、Ⅱ与7、8、9号低加并联，其回收热量加热9号低加入口和8号低加出口部分凝结水的混合水。低温省煤器Ⅰ分为6台等容量的换热器，布置在除尘器6根入口烟道上；低温省煤器Ⅱ分为2×50%的换热器，布置在引风机出口烟道上。经初步计算，并与相关厂家初步配合，相关部分特征参数见图中所示：两级低温省煤器系统流程图（THA工况）经与汽机厂配合，方案一部分排挤汽机7、8、9号低加抽汽，降低汽机热耗约28.9kJ/kwh，节约发电标煤耗约1.05g/kW·h。该方案的特点是：1）烟气经低温省煤器冷却后，其飞灰比电阻降低，在保证电气除尘器收尘效率的情况下，节省除尘器用电，同时除尘器下游的烟气体积流量有所降低；2）除尘器下游的烟气体积流量降低约2.5％，引风机（与脱硫增压风机合并）的容量也可相应减少，引风机电耗降低；3）烟气通过引风机的温升被利用，增加收益。3.3.2方案二：一级低温省煤器锅炉空预器出口至烟囱之间尾部烟道依次布置静电除尘器、引风机、低温省煤器、脱硫装置和湿式电除尘器。低温省煤器与7、8、98号低加并联，其回收热量加热9号低加入口和8号低加出口部分凝结水的混合水。低温省煤器分为2×50%的换热器，布置在引风机出口烟道上。经初步计算，并与相关厂家初步配合，相关部分特征参数见图中所示：一级低温省煤器系统流程图（THA工况）该方案的烟气温降与方案一相同，节省的汽机热耗与方案一相当。该方案的特点是：1）系统简单、运行方便；2）烟气通过引风机的温升被利用，增加收益。3.4低温省煤器排烟温度的选取3.4.1酸露点的计算本专题采用《火力发电厂燃烧系统设计计算技术规程》DL/T5240-2010计算公式计算本工程烟气酸露点温度。当烟气中有SO3存在并与水蒸气发生作用生成硫酸蒸汽时，烟气中硫酸蒸汽的露点温度称为烟气酸露点。酸露点按下公式进行计算：9式中：tDp.o——烟气中纯水露点温度℃，本工程设计、校核煤质为48.4℃；Szs——燃料折算硫分，%·g/kcal；n——指数，表征飞灰含量对酸露点影响的程度；n=αfly·Azsαfly——飞灰份额，对煤粉炉αfly=0.8～0.9；Azs——燃料折算灰分β——与炉膛出口过剩空气系数α有关的参数，α=1.2时β=121；α=1.4～1.5时，β=129。本工程锅炉厂炉膛出口过剩空气系数α＝1.14，所以β=121。计算后烟气的酸露点温度分别为：设计煤种为101℃，校核煤种1为93℃烟气通过SCR烟气脱硝装置时，因SCR催化作用而形成新的SO3转化率，此时脱硝装置出口烟气酸露点温度有所提高。酸露点温度的增幅可按下式估算：ΔtDP=26×lg[(Kso3+KSCR.so3)/Kso3]式中：Kso3——SO3转化率，KSO3=2%。KSCR.so3——烟气通过SCR催化剂时形成的SO3转化率，一般可按1%选取。因此ΔtDP＝4.6℃所以经过SCR催化剂后烟气的酸露点温度：设计煤种为105.6℃，10校核煤种1为97.6℃根据实际运行经验，难以完全以酸露点的计算确定管材是否有腐蚀风险，在低温省煤器管材和型式的实际设计选择过程中，应充分考虑腐蚀和堵灰的风险，并采取有效的防治措施。3.4.2方案一低温省煤器Ⅰ出口烟温的选取本工程排烟温度较低，可利用烟气余热有限，低温省煤器I出口烟温不必过低；同时，考虑到除尘器入口烟温低于酸露点时，可能会对电除尘器、引风机及烟道造成腐蚀。低温省煤器I出口烟温选取105℃，选用常规电除尘器。3.4.3方案一低温省煤器Ⅱ和方案二低温省煤器出口烟温的选取方案一低温省煤器Ⅱ和方案二低温省煤器布置在脱硫塔入口，而脱硫吸收塔及尾部净烟道、烟囱都己采取了防腐措施，因此无需额外增加烟道及设备的防腐措施，换热器出口烟气温度可直接降至酸露点以下，低温烟气换热器的换热管可采用ND钢等耐腐蚀钢。所以，布置在引风机后脱硫装置前低温省煤器出口烟温的选取，可不受烟气酸露点的限值，但应满足脱硫装置运行水平衡的前提下，最大化利用烟气余热。脱硫装置运行时耗水主要是吸收塔蒸发水、脱硫石膏带走的水和排放的脱硫废水，其中吸收塔蒸发水占绝大部分；补水则是通过除雾器冲洗水间接地、吸收塔补充水及其它不可回收的设备冷却密封水直接地补充到脱硫系统，达到脱硫系统运行水平衡。为保证脱硫装置正常运行，脱硫工艺水水质应满足设备运行的相关要求（如Ca2+200～380mg/L、SO42-400mg/L、SO32-13mg/L、TDS1000mg/L等）。为了脱除烟气中的微尘，在烟囱入口设置湿式电除尘器，使烟气11中的总粉尘浓度≤9mg/Nm3。湿式电除尘器运行中排放80t/h的冲洗水排水，其水质主要成份为SO42：～1500mg/l、固体悬浮物颗粒（SS）：～2100mg/l、可溶性固体悬浮物（TDS）：~2000mg/l、PH值6～8，该水质无法满足除雾器冲洗水的水质要求，只能通过排入吸收塔地坑后，返回吸收塔浆池复用。本工程不设置低温省煤器时，和设置低温省煤器（脱硫装置入口