1000MW机组锅炉烟气余热回收装置应用探讨

赵予生

(华润电力(海丰)有限公司,广东汕尾 516600)

1000MW机组锅炉烟气余热回收装置应用探讨

赵予生

(华润电力(海丰)有限公司,广东汕尾 516600)

烟气余热回收装置可以提高机组热效率,节能、节水、降低锅炉烟尘排放,符合国家“节能减排”政策,是火力发电机组完成节能指标、降低运营费用的重要手段之一。本文将针对1000MW机组安装烟气余热回收装置的系统构成、可靠性分析以及经济分析进行论述。

烟气余热回收装置 系统 可靠性分析 节能分析

1 引言

锅炉运行中最大一项热损失是排烟热损失,排烟损失约占送入锅炉热量的6%左右,排烟温度每增加12～15度,排烟热损失约增加0.5%。国内相当多电厂运行中存在排烟温度偏高现象,由于煤炭价格原因,电厂锅炉普遍存在褐煤掺烧情况,更导致排烟温度明显偏高。进行锅炉烟气余热回收,对降低排烟温度,减少排烟损失,节约能源,提高电厂的经济性,具有重要意义。

国外烟气余热回收装置较早就得到了应用,对于近期发展起来的超超临界发电机组,烟气余热回收装置同样应用较广,德国黑泵电厂2*800MW发电机组在静电除尘器和烟气脱硫塔之间加装了余热回收装置,利用烟气加热锅炉凝结水,同时降低了脱硫水耗。日本苓北#2机、常陆那柯#1机等在电除尘前设置了烟气余热回收装置,烟气冷却后进入电除尘,在提高锅炉效率、降低发电能耗的同时,增加了电除尘的除尘效率。国内外高桥电厂三期2*1000MW机组在引风机和脱硫装置间设置了烟气余热回收装置,节能效果明显。

2 烟气余热回收装置布置方式及特点

2.1 方式一：布置在空预器后、电除尘前

由于烟气余热回收装置设置在电除尘前,烟气温度降低使飞灰比电阻降低,电除尘效率提高,且除尘器下游的烟气体积流量也随温度降低而减少,要达到同样的除尘效率,除尘器所需容量减小较多。同时烟气体积的减少使引风机容量相应减小,降低厂用电。但烟气余热回收装置出口烟气温度较低,应采取避免电除尘、引风机及其烟道低温腐蚀的措施。同时由于布置在电除尘前,回收装置内部换热管道容易积灰,影响换热效果,同时磨损较大,运行风险较大。

图1 各种材料年腐蚀速率

2.2 方式二：布置在引风机后、脱硫塔前

由于布置在电除尘后,所以电除尘不需要进行特殊的防腐处理,同时烟气出口温度相对布置在电除尘前降低较大,换热效果明显。烟气通过引风机后一般有七、八度的温升,布置在引风机后此温升可以被利用,收益较好。电除尘后灰量很少,因此换热管束磨损小,积灰少,运行风险大大降低。但布置在电除尘后的方式无法实现利用烟气温度降低带来的电除尘效率提高、减少引风机功耗的好处。

2.3 方式三：串联两级布置

将烟气余热回收装置分为串联的两级,第一级布置在除尘器进口入,第二级布置在吸收塔入口。这种布置方式通过合理调整两级凝结水温度与流量,可以兼顾回收装置出口烟温降低带来下游设备腐蚀和回收装置整体效率的问题,但这种布置方式造成设备投资较大、系统复杂、设备安装、运行相对复杂。

3 烟气余热回收装置材料选择及可靠性分析

烟气余热回收装置是将锅炉的排烟温度由120℃～160℃左右降低到85℃～110℃左右,而一般电厂烟气的酸露点为90℃～110℃,因此,烟气余热回收装置运行期间容易出现烟气结露,发生低温腐蚀。为了保证烟气余热回收装置可靠、稳定运行,低温腐蚀问题是其设计、制造必须面对的一个重要问题。

3.1 低温腐蚀机理

燃料中的硫燃烧生成二氧化硫(S+O2=SO2),二氧化硫在催化剂的作用下进一步氧化生成三氧化硫(2SO2+O2=2SO3),当烟气温度降低到400℃以下时,SO3与烟气中的水蒸汽化合生成硫酸蒸汽(SO3+H2O=H2SO4)。硫酸蒸汽的存在使烟气的露点显著升高。由于烟气余热换热器的给水的温度较低,而此换热区段的烟气温度不高,壁温常低于烟气露点,这样硫酸蒸汽就会凝结在烟气余热换热器受热面上,造成硫酸腐蚀。

3.2 低温腐蚀与积灰相互作用

当硫酸蒸汽在换热器受热面上凝结后,则会发生腐蚀现象,随着腐蚀的进一步发展,它与受热面上的积灰形成了酸性粘结灰,由于其具有较强的粘结性,一旦形成,难以通过吹灰吹掉。在换热器的腐蚀过程中,低温段覆盖了粘结灰的受热面变得粗糙,更有利于硫酸的凝结和腐蚀,随着腐蚀的加剧,将进一步向中温段蔓延,最终造成换热器堵灰腐蚀,而且大幅度降低其传热能力。

3.3 酸露点的计算

为了避免低温腐蚀的发生,金属壁温需控制在烟气的露点温度以上,对于锅炉的烟气露点温度,国内外有大量的研究结果。由于锅炉的烟气结露问题复杂、研究价值大,所以有很多人从不同的侧重点进行了研究,研究结论差别很大。对于同一种烟气成分,应用不同的研究结论进行计算所得到的烟气露点温度差别很大。一般来讲,烟气露点温度和燃煤成分中的水分含量、硫含量、氢含量、灰分含量、发热量、炉膛燃烧温度、过量空气系数等因素有关,但这些因素的影响幅度不同,所以有的计算中会忽略有些因素的影响。

在众多酸露点计算公式中,苏联1973年锅炉热力计算标准方法中推荐的公式应用最广泛,也比较接近实际。烟气露点温度计算公式为：

其中：tld为酸露点温度; 0

tld 为水露点温度;当炉膛出口过量空气系数在1.2～1.25之间时,β取121,炉膛出口过量空气系数在1.4～1.5之间时,β取129;Szs为收到基折算硫分;Azs为收到基折算灰分;αfh为飞灰含量,取0.95。

3.4 材料选择

由于余热回收装置的传热温差小,为使受热面结构紧凑以减小体积,并减少材料耗量,传热管必须采用扩展受热面强化传热。H型翅片管作为换热元件,由于其制造工艺简单,能增大管外换热面积,强化传热,因而在常规锅炉设计与改造、利用中低温余热的余热锅炉以及其它燃气锅炉换热设备中得到了广泛的应用。H型翅片管是在光管上把一对对翅片用自动焊的方式焊接成型,它的传热面积是同样管径长度的光管换热器的6～9倍,H型翅片和H型腔均能增强流体的湍动程度,加强了换热,提高了传热系数,布置上可更加紧凑,其所占空间是错列光管换热器的50～60%。顺利布置的H型翅片换热元件,翅片自然形成通道,使得换热器不易积灰和沾污,烟气阻力大大降低。H型翅片把空间分成若干小的区域,对气流有均流作用,与错列布置的光管换热器、螺旋翅片、纵向鳍片换热器相比防磨性能优异,运行可靠性大大提高。因此,烟气余热回收装置采用顺列布置的H型翅片管。

ND钢(09CrCuSb)是目前国内外最理想的“耐硫酸低温露点腐蚀”用钢材,广泛用于制造在高含硫烟气中服役的省煤器、空气预热器、热交换器和蒸发器等装置设备,用于抵御含硫烟气结露点腐蚀,它还具有耐氯离子腐蚀的能力。ND钢主要的参考指标与碳钢、日本进口同类钢、不锈钢耐腐蚀性能相比,要高于这些钢种。产品经国内各大炼油厂和制造单

位使用后受到广泛好评,并获得良好的使用效果。ND钢与其他钢材的对比情况见图1。

从图1中,我们可以知道,实验中的三种钢材在不同温度中的腐蚀趋向是大致相同的。而在同一温度下,ND钢的金属腐蚀速率最低,20g钢最高。在120℃时会达到第一个腐蚀高峰,此时,ND钢得腐蚀速率远低于另外的两种钢材。从100℃到160℃之间为烟气余热换热设备运行的

温度区间,而在此区间内,ND钢抵御低温腐蚀性能明显皆优于其他钢材。

3.5 防止低温腐蚀的其它措施

3.5.1 适当提高烟气余热换热器换热面的壁温

在烟气余热换热器的设计选型上,对于腐蚀最严重的冷端,适当提高出口烟气温度对于防止腐蚀和堵灰具有很好的效果。当然,提高出口烟气温度将会降低余热回收的效率,故其幅度不能太大。另一种典型的方法是提高烟气余热换热器入口水的温度,这样就可以提高换热器冷端换热面的壁温,防止结露腐蚀,达到保护换热设备的效果。

若将尾部换热面的壁温控制在比露点温度高5℃～10℃,完全可以避免低温腐蚀。当然,对于一些入口烟温低,酸露点温度又比较高的情况,为了有效地回收余热,金属表面温度是可以运行在酸露点温度之下的,此时烟气换热器必须选用优质的耐酸钢。在任何情况下,金属表面的温度至少要大于水露点温度20℃左右,以避免烟气中大量的水蒸汽结露析出,水本身是一种溶剂,大量水析出后,会溶解其它酸性物质,使腐蚀变得复杂且难以控制。在通常情况下, 烟气的水露点温度在45℃左右, 因此最低的金属表面温度应大于等于65℃。

需要指出的是,提高金属壁面温度虽然能降低腐蚀,但也较低了传热温差,使得金属耗量增加,增大了制造成本,需要综合考虑其和金属腐蚀的消耗成本来进行设计,一般以允许换热管束发生有限腐蚀为设计原则,年腐蚀速率不大于0.2mm。

3.5.2 运行控制措施

低氧燃烧：烟气中的SO3主要来自于燃烧过程,低氧燃烧能大大地降低SO3的转化率,降低烟气中SO3的浓度,有效地防止低温腐蚀。

控制炉温水平：通过控制炉内火焰温度也能有效降低燃烧过程中SO3转化率,运行中经常采用分级配风的燃烧方式来降低燃烧温度。

图2 烟气余热回收系统图

加强吹灰：由于低温腐蚀往往和积灰相互作用,因此加强吹灰,保持受热面的清洁,对于防止低温腐蚀也相当重要。蒸汽吹灰过程中,一定要确保疏水系统正常,并保证吹灰蒸汽的热力参数,避免吹灰蒸汽在受热面的凝结导致腐蚀加剧。另外,吹灰一般选择在锅炉的高负荷工况下进行。

4 烟气余热回收装置设计与节能分析

4.1 基本概况

以广东某一新建1000MW燃煤发电机组为例,对烟气余热回收装置的系统布置方式和节能情况进行分析比较。锅炉烟气余热回收装置的换热型式为烟气-水换热器,换热器安装在除尘器入口烟道支管上;烟气回收的热量,加热从大机轴封加热器出口的凝结水(BMCR工况：凝结水最大流量为2044t/h,温度为44.3℃;入口烟气温度145℃,烟气量199.49kg/s )。烟气余热回收系统应能实现在机组满负荷和最低稳燃负荷之间运行时,锅炉烟气余热回收装置能满足烟气的温降要求。

4.2 设计原则

(1)余热回收装置布置于电除尘前的烟道内,每台机组布置6台余热回收装置。

(2)BMCR工况将烟温由145℃降至95℃。

(3)防止传热管腐蚀、积灰、磨损并充分考虑烟气阻力增加等问题。

(4)机组在各种负荷工况下运行时,应能通过调节锅炉烟气余热回收装置通过的凝结水量或再循环水量控制其入口水温不低于75℃,且系统应调节可靠、灵活。

4.3 换热器设计方案

(1)1台炉布置6台余热回收装置,冷却器管束采用逆流顺列布置H型翅片管,材质为ND钢。

(2)余热回收装置取水方案：分别从#7低加出口和#8低加入口两路取全部凝结水量,两路凝结水混合后控制在75℃以上,经余热回收装置加热后回到#6低加入口。为防止低负荷工况混水温度过低产生严重的管壁结露,系统设置有热水再循环水泵,低负荷时取余热回收装置出口部分热水与进口冷水混合,以便低负荷时能够维持余热回收装置入口水温在75℃以上;余热回收装置水侧与#7、8低加并联的同时又串联在#6、7低加之间(见图2烟气余热回收系统图)。

(3)余热回收装置布置设计：烟气余热回收装置采用模块集装设计,每只烟道单独的换热器由9个模块构成,分3层3列布置。每个模块单独设置出入口集箱,两个模块的入口集箱、出口集箱设置隔离阀。当一个模块的管束发生泄漏,可以单独进行隔离,方便检修处理。

4.4 烟气余热回收装置的节能计算

BMCR工况,从8号低加入口取水530.61t/h,温度46.3℃;从7号低加出口取水1533.88t/h,温度84.9℃,总凝结水流量2064.49t/h,然后经余热回收装置加热到101.7℃后汇入6号低加入口。水侧设计压力5.0MPa。

根据方案可知,从8号低加入口取出的凝结水会排挤8号低加、7号低加抽汽,由于余热回收装置出口水温高于6号低加入口水温会排挤6号低加抽汽。因此,此低温省煤器的节能量计算如下：

(1)6号低加排挤抽汽量Gp6：

式中：2064490kg/h—BMCR工况总凝结水量

427.69kj/kg—余热回收装置出口水焓

356.5kj/kg—6号低加入口凝结水焓

530.7 kj/kg—6号低加疏水焓

2829.3 kj/kg—6号低加抽汽焓

(2)7号低加排挤抽汽量Gp7：

式中：530610kg/h—BMCR工况从8号低加入口取的凝结水量

265.1kj/kg—7号低加入口凝结水焓

367.2kj/kg—7号低加疏水焓

2611.5kj/kg—7号低加抽汽焓

(3)8号低加排挤抽汽量Gp8：

式中：195.2 kj/h—8号低加入口凝结水焓

195.2 kj/kg—8号低加疏水焓

2484.1 kj/kg—8号低加抽汽焓

(4)节约蒸汽做功能力Wc：

式中：2314.8 kj/kg—BMCR工况乏汽焓

(5)BMCR工况发电节煤量Wj：

式中： 1084599 kW—BMCR工况发电功率。

7284 kj/(kW.h) —BMCR工况汽机热耗

29270 kJ/kg—标煤发热值。

5 结语

本文通过对1000MW机组锅炉采用烟气余热回收装置的布置方式、材料选取、可靠性分析、系统设计和节能情况的分析,可以得出以下结论：

(1)采用烟气余热回收装置在BMCR工况下可节约2.69g/kWh标煤;

(2)H型翅片管束应用于换热器设计,可以大大增加换热面积、有效降低管束的磨损、积灰,提高设备可靠性;采用ND钢材质可以有效控制腐蚀速率,保证设备使用寿命;

(3)采用再循环水泵的设计,可以满足系统各种负荷时对换热器金属壁温的控制要求。

[1]刘鹤忠,连正权.低温省煤器在火力发电厂中的运用探讨[J].《电力勘测设计》,2010年第4期,32-38.

[2]李钧,阎维平,高宝桐,王琼.烟气酸露点温度的计算分析[J].《热力发电》,2009年第4期,31-34.

[3]杨大哲,黄新元,薛立志.H型鳍片管的传热与流动特性试验研究[J].《锅炉制造》,2008年第6期,14-17.

[4]张知翔,王云刚,赵钦新.H型鳍片管性能优化的数值研究[J].《动力工程学报》,2010年第12期,941-946.

[5]龙辉,王盾,钱秋裕.低低温烟气处理系统在1000MW超超临界机组中的应用探讨[J].《电力建设》,2010年第2期,70-73.

[6]王春昌.锅炉漏风对排烟温度及排烟损失的影响[J].《热力发电》,2007年第8期,19-22.

[7]丁乐群,张镭,杨楠.火电厂加装低压省煤器经济效益分析[J].《东北电力大学学报》,2006年第26卷第1期,26-30.

[8]康晓妮,马文举,马涛,陈祥,马学江,赵成海.320MW机组锅炉加装低温省煤器的经济性研究[J].《热力发电》,2012年第5期,8-11.

[9]张洪源.锅炉烟气余热回收利用分析与措施研究[J].《热力发电》,2012年第5期,8-11.

[10]王健,傅钟泉,薄良毅,陈星,谭志明.燃煤锅炉脱硫装置新型烟气换热器设计及性能分析[J].《热力发电》,2009年第8期,10-13.

[11]龙辉.低低温高效烟气处理技术发展应用及展望[J].《第13界中国电除尘学术会议论文集》,2009年10月,75-81.

Flue gas waste heat recovery device can improve the thermal efficiency of the unit, energy saving, water saving, reducing boiler flue emission,in line with national " energy-saving emission reduction " policy, thermal power unit to complete energy-saving targets, reduce operating costs is one of the important means. This article will focus on the 1000MW installation of flue gas waste heat recovery unit system, reliability analysis and economic analysis are discussed.

Flue gas waste heat recovery device System Reliability analysis Analysis of energy saving

赵予生,1975年出生,现工作于华润电力(海丰)有限公司。