电厂烟气余热利用提效节能系统研究

2018-04-24周凌云张增利

中国氯碱 2018年3期

李芳，周凌云，张增利

（新疆天业自备电厂，新疆石河子 832000）

火力发电厂排烟热损失是电站锅炉各项热损失中最大的一项，一般为5%～8%，占锅炉总热损失的80%或更高。影响电站锅炉排烟热损失的主要因素是排烟温度，一般情况下，排烟温度每升高10℃，排烟热损失增加0.6%～1.0%。中国现役火电机组中锅炉排烟温度普遍在125～150℃水平，燃用褐煤的发电机组排烟温度高达170～180℃，排烟温度超过设计值，会造成机组煤耗的增加。特别是在湿法脱硫机组中，要保证吸收塔的进口烟温，都要通过喷水降温来调整，耗水量增大，因此，降低机组排烟温度，回收烟气余热具有重大的节能减排潜力。

前期的节能理念是把设计排烟温度作为节能改造的目标值，而把排烟温度的运行值与设计值之间的温差值作为可资利用的余热资源。一般而言这个资源并不太大。但随着节能减排形势的发展，排烟的余热资源被进一步发掘。在不设GGH的系统，国内已普遍将排烟温度降低到90～100℃，使发电煤耗大为降低。现在的主流技术是增加凝结水初始温度，增加汽轮机做功功率，提高机组效率，降低煤耗。将此装置安装在电除尘之前，则可降低烟温，减小飞灰比电阻，提高除尘效率，减少污染物排放，具有显著的经济效益和社会效益。

1 烟气余热利用提效节能系统改造方案

采用烟气余热利用节能提效系统，是在除尘器入口处加装烟气余热利用装置，以降低除尘器入口烟温，提高除尘器比集尘面积，降低烟尘比电阻，减少除尘器入口烟气量，提高除尘器效率，达到提高除尘器效率与节能的目的。

该系统由“烟气余热利用装置+电除尘器组成。其中，烟气余热利用提效节能装置安装在空预器之后，并复合在电除尘器的入口端，见图1。

图1 典型烟气余热利用系统工艺流程图

该系统通过烟气余热利用装置进行热交换，使得进入电除尘器的运行温度由低温状态（120～140℃）下降到低低温状态（90～100℃），从而解决电除尘器高比电阻容易产生反电晕的问题，提高除尘效率；同时实现一定的风机节能和煤耗的节约。烟气余热利用提效节能系统工艺流程见图2。

图2 烟气余热利用提效节能系统工艺流程图

2 烟气余热利用提效节能系统改造具体形式及布置

（1）在除尘器进口喇叭前水平烟道内空间布置换热体。

（2）在上述空间内设置换热面，换热面采用模块式；

（3）在换热器入口布设气流分布均布装置；

（4）在降温装置底部设置支架，以便将部分荷载传递给炉后综合管架与烟道支架及电除尘器立柱。核算相关烟道支架支撑框架强度，作相应的加强。

烟气余热利用节能装置水侧与原低加系统并联，即从大机轴封加热器出口和#1低加出口引出机组部分流量凝结水，管道通过汽机房、锅炉房、两台循环水泵（1台运行，1台备用）、除尘器前烟道支架分别进入电除尘前4台烟气余热利用节能装置，经烟气余热利用节能装置加热的凝结水依次经过除尘器前烟道支架、锅炉房、汽机房返回到2号低加入口。

目前锅炉排烟温度约为135℃，当前燃用煤质收到基水分约为18.6%，灰分约为10.4%，硫分约为0.5%，热值约为21.2 MJ/kg，由于入炉煤含硫低，核算得到烟气酸露点约为95℃，烟温下降空间很大。

2.1 烟气降温情况

（1）经换热器换热后，烟气温度从135℃降到100℃；

（2）降温幅度为 135-100=35（℃）。

2.2 凝结水温升情况

（1）凝结水经过混水后水温达到70℃，再进入换热器进行吸热，升至96℃进入2号低压加热器入口；

（2）升温幅度为 96-70=26（℃）；

（3）进入换热器的总水量为919 t/h。

3 技术措施

3.1 防止磨损技术措施

（1）针对不同的工况使用条件选择合适的烟气流速进行设计，并保证烟气进、出口端和受热面烟气流场均匀。

（2）换热管采用Ø38的厚壁钢管，具有较强的耐磨特性。

（3）考虑在换热管排的迎风面前端设置两层假管，减轻前端换热管排的磨损，提高设备可靠性。

（4）考虑在第一排换热管顺烟气方向加装2 mm厚的不锈钢耐磨罩瓦，进一步减轻前端换热管排的磨损，提高设备可靠性。

3.2 防止积灰技术措施

（1）设计合适的烟速，保证将烟气中灰分带出，使烟气流对换热面保持适度的冲刷，可实现一定的自清洁作用。

（2）设置吹灰器系统运行中定时吹灰，减少积灰发生。

（3）机组小修、事故停运或大修时检查积灰状况，并利用压缩空气或高压水进行人工清灰。

（4）选用防积灰性能优良的H翅片管。

（5）配置临时水冲洗装置，停机检修时可辅以水冲洗，实现彻底清洁。

3.3 防冻措施

由于烟气换热器本体及其管道为室外布置，极寒地区冬季气温处于0℃以下的时间较长，在这种可能的寒冷天气情况下，机组停运时烟气换热器内会因存有大量积水而容易造成换热管冻坏。因此，机组冬季停运时，采取以下措施。

（1）系统投运前供水管道及排气、排污阀均已设置有保温层；

（2）设备本体各管组的集箱和母集箱、供水管道均设置有排污阀，停运后及时开阀排污；

（3）可在设备本体各管组集箱的排气阀处引入厂用压缩空气，利用压缩空气可加快管束内的积水排出；

（4）关键位置的排空、排气、仪表阀等管道设有伴热装置，以保证管道在冬季时不结冰。

3.4 吹灰方案

目前较为常用的吹灰方式是蒸汽吹灰和压缩空气吹灰。

由于烟气余热回收装置的进口烟气温度仅135℃左右，且处理烟尘浓度高、水气少、粗颗粒多，容易清理，为避免蒸汽凝结粘灰导致频繁吹灰，宜采用旋转式压缩空气吹灰器。由于烟气余热回收装置布置于空预器出口至除尘器入口的水平烟道上，从换热管结构布置情况分析，每个烟气余热回收装置需配备2台压缩空气吹灰器，可实现烟气余热回收装置的高效清灰。

4 注意事项

4.1 汽机凝结水系统取水位置的选择

考虑到管壁温度对受热面结露腐蚀的影响，要保证进水侧管壁温度高于70℃。同时运行过程中注意调整低低温省煤器进水调节阀及旁路调节阀，保证入口水温。作为改造机组，要考虑机组正常运行的情况下各级低压加热器的进出口水温，如果温度较机组热平衡图偏差较大，考虑更换低压加热器，否则长期采用高品质凝结水参与调整，不能够保证机组经济运行。

4.2 机组真空度的影响

由于加入低低温省煤器后，#1低加进水流量减少到原进水量的三分之一，进汽量保持不变（排挤部分的抽汽），#1低加疏水温度相应提高，#2低加进水温度升高后，疏水温度也相应升高，由于低加采用疏水逐级滞留，与轴加疏水并入排汽装置内部，对机组真空会造成部分影响，在已知的低低温省煤器改造项目，水冷机组改造完成后汽轮机组背压升高均在0.08 kPa以内。