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大容量燃煤锅炉烟气余热利用研究

2015-11-25 08:31:04    来源:中国节能网   评论:0
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      本文对大容量火力发电厂660MW级燃煤锅炉增设烟气余热换热器回收烟气余热方案,提高机组的热经济性和增加的投资方面进行分析研究。在引风机出口汇合烟道前装设烟气余热换热器,回收的热量加热凝结水,进入回热系统,可提高全厂热效率0.16%,机组发电标煤耗率降低1.0g/kWh,实现节能减排的目的。

      1 烟气余热换热器的应用情况

      原苏联为了减少排烟损失而改装火力发电厂燃煤锅炉机组时,在锅炉对流竖井的下部设烟气余热换热器,供加热热网回水之用。对于近期发展起来的超超临界发电机组而言,德国Schwarze Pumpe电厂2×800MW褐煤发电机组在静电除尘器和烟气脱硫塔之间加设了烟气冷却器,利用烟气加热锅炉凝结水。

      2 烟气余热换热器布置方案

      大部分燃用褐煤的机组将烟气余热换热器布置在吸收塔入口,烟气余热换热器将烟气温度从约160℃降低到约100℃后进入吸收塔,烟气用来加热凝结水。烟气余热换热器实际上起到管式GGH加热器中烟气冷却作用。烟气经过除尘器后,烟气含尘浓度已经小于30mg/Nm3,烟气余热换热器处于低尘区工作,因此,飞灰对管壁的磨损程度已大大减轻。由于烟气中的碱性颗粒几乎被除尘器捕捉,烟气余热换热器出口的烟气带有酸腐蚀性。但是由于其布置位置在除尘器及引风机之后,烟气不会对这些设备造成腐蚀。由于吸收塔内本来就是酸性环境,烟气离开吸收塔时温度约为46℃,脱硫区域已进行了防腐处理。因此,该布置方案腐蚀较少,通常采用该种烟气余热换热器布置方案。

      660MW级燃煤锅炉烟气余热换热器共设置两台,分别布置于两台引风机出口的水平烟道内。考虑设备的换热性能及抗腐蚀能力,烟气余热换热器内换热元件采用H型翅片管,管子及翅片管均采用优质改进型ND钢,设备寿命超过55000h。换热元件管组前后两级布置,吹灰器布置于设备中央位置。同时,烟气余热换热器前烟气温度较高,除尘器及引风机的容量无法降低,除尘器的耗电功率无法减少,且由于加装烟气余热换热器后烟气阻力增加400Pa,引风机轴功率加大,电机功率加大。

      3 热力系统方案

      汽轮机回热加热系统拟采用烟气余热换热器和低加并联的方案。根据汽轮机厂提供的660MW(THA)工况下的热平衡图,7号低加出口凝结水温度为100℃,6号低加出口凝结水温度为121.9℃,烟气余热换热器出口的烟气温度约100℃和7号低加出口凝结水温度相近,因此,本方案将经烟气余热换热器后的凝结水接至7号低加出口凝结水管道。考虑到烟气余热换热器的换热效率及避开钢材的敏感腐蚀区,系统设置调节旁路,保证烟气余热换热器的进水温度不小于60℃。凝结水侧设置两台增压泵,一运一备,变频控制。

      4 热平衡计算

      4.1 烟气余热换热器换热计算

      660MW机组在THA 况下,根据锅炉厂资料,锅炉空预器出口烟温(修正后)为125℃,,考虑引风机温升,引风机出口烟气温度约为126.9℃。轴封加热器出口约278.6t/h,33.6℃凝结水进入烟气余热换热器加热后温度提升为100℃后,进入7号低加出口的凝结水管道。

      4.2 机组热平衡计算

      同时由于换热器烟气阻力增加,引起引风机轴功率增加,以及增加凝结水烟气余热利用装置水泵耗功。同时由于278.6 t/h凝结水经烟气余热换热器换热,减少了7段和8段抽汽量,在机组额定功率不变的情况下,减少了机组的进汽量,机组热效率提高0.16%,发电标煤耗率降低1.0 g/kWh。

      机组尾部烟道安装烟气换热器后,会增加烟气阻力和工质阻力,相应地会增加引风机和水泵的功耗。

      采用定功率法,经计算主蒸汽量降低7.36t/h,相应辅机功率下降约160 kW,扣除该部分后总能耗增加值为341 kW,扣除辅机耗功后节省标煤量为0.84 g/kWh。

      5 技术经济性分析

      5.1 热经济性分析

      根据热平衡和热经济性计算结果,由于换热器烟气阻力增加,引风机轴功率增加,凝结水侧增加水泵耗功。同时由于278.6t/h的凝结水经烟气余热换热器换热,减少了7段和8段抽汽量。综合计算,机组热效率提高0.16%,发电标煤耗率降低1.0g/kWh。

      由于设置了旁路系统,机组需增加两台增加泵,一运一备,每台泵功率约36kW。

      另外,由于烟气余热换热器后烟气温度降低,脱硫塔内喷水减温用水量减少。加装烟气余热换热器前,脱硫系统工业水耗量约110t/h,加装烟气余热换热器后工业水耗量约为80t/h,节约水量约30t/h。

      5.2系统投资

      根据660MW机组工程的设计参数,经与厂家初步沟通,整个烟气余热换热器系统包含设备及管道等在内,每台机组增加费用约1050万元。

      5.3 经济性分析结果

      标煤价按750元/t,水费1.5元/t,机组年利用小时数5500h,全年发电量不变。

      机组采用烟气余热换热器后,由于机组发电标煤耗率降低1.0g/kWh,扣除辅机耗功后节省标煤量为0.84 g/kWh,机组全年节约燃煤采购成本约228.7万元,即:

      660MW×0.84g/kWh×5500h×750元/t=228.7万元。

      机组工业水用量减少30t/h,全年节约水费用约24.75万元,即:

      30 t/h×5500h×1.5元/t=24.75万元。

      根据与厂家沟通的结果,由于设备寿命约为55000h,设备到期后需有60%的设备更换量,因此设备年检修维护费用约为51万元。

      综合以上数据计算,投资回收期约为6.9年。

      结语

      综上所述,采用烟气余热加热凝结水,能回收烟气的余热,提高机组效率,实现节能减排的目的。如果装设烟气余热换热器可提高全厂热效率0.16%,每台机组增加投资约1050万元,全年节省运行费用202.45万元,投资回收期约为6.9年。随着机组运行后锅炉排烟温度的升高,机组节省的年运行费用将大大增加,投资回收年限降低。

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