2烟气余热可行性报ND钢与304对比(DOC45页).doc

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1、41FA01023E17K烟气余热回收装置改造工程可行性研究报告热机部分 二一二年十一月 郑州2批 准：审 核： 校 核： 设 计： 1 概 述本改造工程拟在*4#机组引风机出口与脱硫塔入口前的烟道加装烟气换热器，加装烟气余热回收装置后，可以降低进入脱硫塔前的烟气温度，减少脱硫塔的喷淋用水，同时利用回收的余热加热凝结水，有效提高机组循环效率，降低煤耗。1.1工程资料1.1.1 工程规模河南XX发电有限责任公司包含四台300MW级燃煤发电机组和两台600MW级燃煤发电机组，其中#4炉加装烟气余热回收装置改造工程为一台300MW级机组，由比利时考克利尔钢铁公司采用瑞士苏尔寿专利制造，锅炉型号为CM

2、I924/184/543836/39.8/543，锅炉型式为亚临界变压直流炉、单炉膛、一次中间再热、平衡通风、紧身封闭、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、容克式三分仓空气预热器。本次改造工程仅对4#机组进行加装烟气余热装置改造。1.1.2 锅炉容量和主要参数锅炉主要技术参数见表1.1.2。表1.1.2 锅炉主要技术参数表序号项 目 名 称单 位预期工况100%工况1过热蒸汽参数1.1过热器出口蒸汽流量t/h943.28923.761.2过热器出口蒸汽压力MPa.a18.4218.391.3过热器出口蒸汽温度5435432再热蒸汽参数2.1再热器蒸汽流量t/h859.46836.352.2再热器进

3、口蒸汽压力MPa.a4.344.232.3再热器进口蒸汽温度334.2334.52.4再热器出口蒸汽压力MPa.a4.0173.982.5再热器出口蒸汽温度5435433给水温度258.6251.74空气预热器出口热风温度4.1热一次风温度276.7277.44.2热二次风温度305304.15空气预热器进口冷风温度5.1冷一次风温度27275.2冷二次风温度27276空气预热器出口烟气温度6.1修正前温度128.5128.56.2烟气修正后温度123.4123.47保证锅炉效率91.5891.587.1排烟损失5.275.277.2未完全燃烧损失2.202.207.3其他损失0.950.95

4、7.4总热损失8.428.428省煤器出口空气过剩系数1.251.259空预器出口空气过剩系数1.381.381.1.3 燃料特性根据*提供的煤质资料，本改造工程燃煤主要成分与特性见表1.1.3-1。表1.1.3-1 燃煤成分与特性表序号名 称符号单位设计煤种校核煤种1煤种混煤1混煤22工业分析收到基全水分Mt6.45.5空气干燥基水分Mad1.361.43干燥无灰基挥发分Vdaf36.1739.37收到基灰分Aar39.3444.44收到基低位发热值Qnet.arkJ/kg1719015670kcal/kg4105.83742.73元素分析收到基碳分Car44.6440.94收到基氢分Har

5、2.582.58收到基氧分Oar5.345.60收到基氮分Nar0.730.69收到基硫分St.ar0.970.254可磨性系数哈氏可磨度HGI96755煤灰熔融性变形温度DT13401460软化温度ST15001500半球温度HT15001500流动温度FT150015006灰成分分析二氧化硅SiO261.7261.48三氧化二铝Al2O326.7825.84五氧化二磷P2O50.050.05三氧化二铁Fe2O33.704.04氧化钙CaO3.804.18氧化镁MgO0.620.68氧化钠Na2O0.660.68氧化钾K2O1.241.24二氧化钛TiO20.800.84三氧化硫SO30.1

6、40.08其 它/0.500.897煤灰比电阻（设计煤种电压2700V，校核煤种电压2400V） 温度24时.cm2.101085.77108温度100时.cm2.461082.16108温度120时.cm2.6210108.08109温度140时.cm2.0010119.321010温度150时.cm4.6610111.281012温度160时.cm1.0510121.541012温度170时.cm1.3010121.921012温度180时.cm1.8610122.311012温度200时.cm2.3610122.511012本工程采用0号轻柴油作为锅炉点火和助燃用油。轻柴油为市场议价商品

7、油，采用汽车运输。燃油品质见表1.1.3-2。表1.1.3-2 燃油品质表序号项 目单 位指 标1十六烷值452粘度(20)恩氏粘度E1.21.67运动粘度mm2/s3.08.03残 炭0.34灰 分0.015硫含量0.26机械杂质无7水 分痕迹8闪点(闭口)559凝 点010低位发热量MJ/kg39.77641.8681.1.4 锅炉给水锅炉给水水质量：pH值(25)9.29.6(加热器为钢管)总硬度0铁0.01mg/l铜0.003mg/l氧0.007mg/l二氧化硅0.015mg/l联氨0.010.03mg/l1.1.5 锅炉辅助系统锅炉运行方式：带基本负荷并能调峰。给水调节：每台机组配置

8、50%B-MCR容量的三台电动给水泵。向锅炉连续供水并向锅炉过热器、再热器及汽轮机高压旁路供减温水。制粉系统形式：锅炉配备的制粉系统为正压直吹式系统，共有两台离心式一次风机、五台碗式中速磨煤机、五台刮板式给煤机组成。设计从给煤机启动到喷燃器见到火焰约1分钟；在低负荷时，从切除给煤机到火焰熄灭的排空时间约为16分钟。锅炉的风烟系统由两台入口静叶可调式轴流吸风机和两台动叶可调式轴流送风机组成。目前空气预热器为豪顿华工程有限公司设计制造的容克式三分仓空预器，型式28VNT1600，空气预热器的主轴垂直布置，采用顶部中心驱动方式，烟气和空气以逆向流动方式换热，烟气向下，空气向上流动。计划在脱硝改造工程

9、中相应改造空气预热器以适应脱硝装置的运行。锅炉的除渣装置为刮板式捞渣机。除尘器目前为高效率的静电除尘器，计划改为五电场旋转电极的静电除尘器以保证烟囱出口含尘浓度满足新的火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）。烟气脱硫系统采用石灰石石膏湿法烟气脱硫（FGD）工艺，一炉一塔方案，脱硫效率95。烟气脱硫部分及全部配套工程均由北京康瑞健生环保工程技术有限公司EPC总承包。1.1.6 厂址环境条件气温 历年平均气温 15.3 历年极端最高气温 42.6 历年极端最低气温 -18.8 湿度平均相对湿度 67% 气压 历年平均气压 1006.8hPa 降水量、积雪深度 历年平均降水量 754.

10、6mm 历年最大降水量 1323.6mm历年最小降水量 373.9mm多年平均降水量 742.4 mm历年最大积雪深度 220 mm 最大冻土深度 140mm风 冬季主导风向 NE 频率14% 夏季主导风向 NE 频率9%30年一遇10min平均最大风速 39.7m/s(离地面10米高)基本风压 0.45kPa地震基本烈度：6度1.2 工程改造原则及依据工程改造原则主要有：a）坚持“安全可靠、经济适用、符合国情”的电力建设原则。b）贯彻节约用地，节约用水，保护环境的设计原则。c）保证现有指标不降低、原设计功能不改变，原布置少改动原则。d）尽可能降低机组煤耗。工程设计原则主要遵循的标准及规范有：

11、GB50660-2011大中型火力发电厂设计规范；DL/T5366-2006火力发电厂汽水管道应力计算技术规程；DL/T5054-1996火力发电厂汽水管道设计技术规定；DL/T5121-2000 火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程；DL/T5203-2005火力发电厂煤和制粉系统防爆设计技术规程；国家有关法令、法规、政策及有关设计规程、规范等。1.3 工程改造范围改造工程主要涉及4#机组进行烟气余热回收系统改造的整套设备和安装，包括烟气余热回收装置本体、相应的吹灰系统、烟气系统、凝结水系统、各系统所需配备的辅助设备、设施、管道连接、保温等。1.4 工程改造背景对于火力发电厂的热力系统而言，可

12、以采用以下三种方法提高全厂的热效率。（a）提高蒸汽参数，这是国内外主机制造厂不断追求的目标，从亚临界、超临界到目前的超超临界机组，国外正在为进一步蒸汽温度到650700作不懈的技术研究。但是蒸汽参数每跨一个台阶，锅炉和汽轮机都需要采用更高档的材料，大大提高了主机设备的成本。（b）降低汽轮机的排汽参数。由于受电厂所处地理位置和气候条件的限制，循环冷却水温是在一定的范围内变化的，因此汽轮机的排汽参数下降的幅度是有限的。（c）减少锅炉烟气的排放热损失。烟气热量回收装置的运用就是设法利用锅炉排烟余热的一种手段。排烟损失是锅炉热损失中最大的一项，大中型电站锅炉在正常运行时，排烟损失占到锅炉燃料输入热量的

13、4%到8%；而排烟温度每降低15-25，就可提高锅炉效率1%左右。随着国家对节能工作不断深入，以及目前煤炭价格的不断上涨，人们越来越重视由于排烟温度高而造成的能源浪费问题，少量电厂已经开始尝试利用烟气余热回收装置，使烟气的温度再降低20到50，并取得了初步成效。利用烟气余热回收装置进一步降低烟气温度的主要优点有：吸收余热，并将余热用于加热供暖热网水、生活热水、生水、凝结水等介质，提高锅炉效率，并带来一定的经济效益；降低排烟温度，使烟气在进入脱硫塔时达到最佳脱硫效率状态，大大减少了脱硫塔中的冷却水耗。节约了宝贵的水资源。对于布置在除尘器尘前的烟气余热回收装置，还可以通过降低排烟温度而使烟气中的粉

14、尘比电阻降低、烟气的体积流量减少，从而提高了电除尘的效率，降低了粉尘的排放。（本工程布置在除尘器后，不涉及本项）利用烟气余热加热凝结水是目前电厂余热回收应用最多的一种方式，尤其是在南方地区的纯凝机组。其节能原理是：汽轮机热力系统中的凝结水在烟气热量回收系统中吸收排烟热量，降低排烟温度，自身被加热、升高温度后再返回汽轮机低压加热器系统，代替部分低压加热器的作用。烟气热量回收装置将节省部分汽轮机的回热抽汽，在汽轮机进汽量不变的情况下，节省的抽汽继续膨胀做功，因此，在发电量不变的情况下，可节约机组的能耗。图1.4-1是烟气热量回收装置的系统连接示意。通常从某个低压加热器引出部分或全部冷凝水，送往烟气

15、热量回收装置。 图1.4-1 烟气热量回收装置系统1.5 烟气热量回收装置应用情况本锅炉排烟设计温度一般在120130左右，但由于受燃料特性改变及运行环境变化，锅炉实际运行排烟温度也将会改变。虽然加装烟气热量回收装置后烟气阻力有所上升，但是烟气阻力增加引起的引风机耗电量还不到节约成本的1030%，因此烟气热量回收装置能有效的提高锅炉效率、节约能源，减少生产成本，具有良好的应用前景。目前在国内也已有一些电厂进行了类似的烟气热量回收装置的安装和改造工作。国内某1000MW机组的烟气热量回收装置系统已经于2009年4月投入运行,机组在2低加进口的凝结水管道上设置了一台烟气热量回收装置，将凝结水温度从

16、60.6提升到81.6，同时烟气温度从125下降到85，其相关系统连接如图1.5-1。图1.5-1 某1000MW机组烟气热量回收装置示意图在国外，类似的烟气热量回收装置同样较早就得到了应用。起先，苏联为了减少排烟损失而改装锅炉机组时，在锅炉对流竖井的下部装设低温省煤器供加热热网水用。对于近期发展起来的超超临界发电机组而言，同样烟气热量回收装置已被普遍使用，德国Schwarze Pumpe电厂2800MW褐煤发电机组在静电除尘器和烟气脱硫塔之间加装了烟气换热器，利用烟气加热锅炉凝结水，其原理同烟气热量回收装置一致。德国科隆Nideraussem1000MW级褐煤发电机组采用分隔烟道系统充分降低

17、排烟温度，把烟气热量回收装置加装在空气预热器的旁通烟道中，在烟气热量足够的前提下引入部分烟气到旁通烟道内加热锅炉给水。日本的常陆那珂电厂采用了水媒方式的管式GGH。烟气放热段的GGH布置在电气除尘器上游，烟气被循环水冷却后进入低低温除尘器（烟气温度在90100左右），烟气加热段的GGH布置在烟囱入口，由循环水加热烟气。烟气放热段的GGH的原理和烟气热量回收装置一样。烟气热量回收装置在国内和国外已经有运用业绩，在德国锅炉排烟温度较高，均达到170左右（这是因为这些锅炉燃用的是褐煤），而加装烟气换热器后排烟温度下降到100左右，回收的热量是相当可观的。因此烟气换热器对于高排烟温度的锅炉的节能效果是

18、非常明显的。日本的情况与本工程较为相似，锅炉设计排烟温度不是很高（125左右），经过管式GGH后烟气温度可降低到85左右，但是管式GGH将烟气的热量加热脱硫塔出口的烟气，并不节约机组的煤耗量，没有节能的效果，但防腐效果较为明显。对于本工程，烟气换热器入口烟温设计值取140,以该值作为换热器及管道选型用，烟气换热器出口烟温设计值取90。热经济性计算时烟气换热器入口烟温取130（排烟温度设计值为123.3，烟气经引风机温度提高5），烟气换热器出口烟温取90。2 烟气余热回收方案2.1 整体方案描述将4#机组1#低加进口处的凝结水部分引入烟气余热回收装置，利用烟气的余热直接加热凝结水，被加热后的凝结

19、水引回、进入3#低加出口。图2.1 系统示意图2.2 烟气余热回收装置的布置目前*4#机组BMCR工况运行时，空预器夏季出口排烟温度为140，过高的排烟温度损失了大量的热量，降低了机组效率。为实现节能减排目标，拟在4#机组锅炉下游烟道中加装烟气热量回收装置吸收排烟余热，将除尘器后烟气温度从140降低到90左右，提高机组的经济性，节约能源。由于烟气热量回收装置的传热温差低，因此换热面积大，占地空间也较大，所以在加装烟气热量回收装置时，需合理考虑其在锅炉现场的布置位置，并采用受热面优化设计方法来缩小烟气热量回收装置的外型尺寸，缓解布置上的困难。如采用H型翅片管代替光管，增加换热面积，减少管排的数量

20、。烟气热量回收装置在烟气侧的布置共有三种方式。a）布置在电器除尘器的进口，如图2.2-1。日本的不少大型火电厂，如常陆那珂电厂（1000MW）和Tomato-Atsuma电厂（700MW）等都有类似的布置。管式的GGH烟气放热段布置在空预器和除尘器之间。管式GGH将烟气温度降低到90左右，并采用低低温电气除尘器。对于本工程可以借鉴日本电厂的成熟经验，采用空预器下游烟气余热利用低低温电气除尘器。所谓低低温除尘器就是指入口烟气温度在100以下（烟气酸露点以下）的除尘器。烟气换热器布置在电除尘前的优势有：1） 回收烟气余热，提高机组经济性；2） 烟气经低烟气换热器降温后，烟气体积减小，飞灰比电阻降低

21、，可大大提高除尘器的收尘性，可实现更高的除尘效率，降低排放烟气中的含尘量；3） 烟温降低，烟气体积减小，引风机和脱硫增压风机（如有）容量相应减小，可降低引风机和脱硫增压风机（如有）能耗；4） 对于湿法脱硫，由于脱硫装置入口烟温降低，蒸发水分少，可节约脱硫用水。但是采用此方案存在除尘器及下游设备烟道腐蚀的风险。图2.2-1 换热器布置在电除尘进口b）布置在吸收塔入口，如图2.2-2。布置位置在除尘器、引风机(增压风机)之后，烟气并不会对这些设备造成腐蚀，因而避免了腐蚀危险。因为吸收塔内本来就是个酸性环境，烟气离开吸收塔时温度约为4550。塔内进行了防腐处理。这种布置方式只要考虑对烟气换热器的低温

22、段材料和烟气换热器与吸收塔之间的烟道进行防腐。烟气换热器布置在引风机后至脱硫装置前的烟道内的优势：1） 烟气换热器布置在引风机后至脱硫装置前，可充分利用引风机温升，更大化提高烟气余热利用；2） 经过除尘器收尘，烟气换热器工作环境含尘少，对换热管道的磨损较小，运行风险大为降低；3） 对于湿法脱硫，由于脱硫装置入口烟温降低，蒸发水分少，可节约脱硫用水。采用这种布置方式的缺点是无法利用烟气温度降低带来的提高电气除尘器效率、减少引风机(增压风机)功率的好处；其次，其布置位置远离主机，用于降低烟气温度的凝结水管和用于吹灰的辅助蒸汽管道也较方案一长，凝结水泵需克服的管道阻力也更高。图2.2-2 换热器布置

23、在吸收塔进口c）分段布置在吸收塔入口和电除尘器进口的两级布置。烟气换热器两级布置兼有第一、第二两种布置方式的优势（如图2.2-3），但是烟气换热器体积较大，给布置带来一定的困难；由于烟气换热器两级布置，两级换热器串联布置，系统连接复杂，管道需求量比前两种方式都要大，管路阻力及烟阻也将有一定的增加。图2.2-3 换热器的两级布置2.3 烟气换热器热力参数的选取原则烟气换热器热力参数选取的原则是：在满足安全性要求的前提下，兼顾经济性。所以首先要保证烟气换热器的受热面的能够安全的工作，不会因为腐蚀、磨损等问题而停运，这就需要对酸露点、烟气的低温腐蚀特性及管壁温度与管内外介质的关系等问题进行研究；在满

24、足安全性的基础上，要尽量提高烟气换热器运行的经济性，尽可能多且高效的回收烟气余热，同时尽量减少自身能耗，提高电厂的经济效益，所以要对回热系统的运行参数进行优化。2.3.1 酸露点的计算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，所以有大量的人力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。煤质分析资料

25、见表1.1.3-1。在众多酸露点计算公式中，苏联1973年锅炉热力计算标准中推荐的公式应用最广泛，也比较接近实际。烟气酸露点温度计算公式为： （2.3.1-1）其中：tld为酸露点温度，为水露点温度，取125，Szs为折算硫分，Azs为折算灰分，fh为飞灰含量，取0.85。将表2.3.1中的数据代入式（2.3.1-1）可得：设计煤种的酸露点为90.34，水露点为38.4；校核煤种的酸露点为70.14，水露点为39.14。2.3.2 露点腐蚀的影响因素影响露点腐蚀的因素很多，按照影响程度，可以认为，影响露点腐蚀速率最大的几个因素是燃料、转化率、酸沉积率、温度、材料。可以写成：露点低温腐蚀速率=f

26、 (燃料，转化率，酸沉积率，温度，材料)关于露点低温腐蚀，国外研究比较早，通过学习和了解国外在露点腐蚀研究领域的已有成果和最新进展，我们至少可以得出以下几个结论：（a）试验表明：金属的腐蚀与换热面的金属壁面温度有关；（b）露点低温腐蚀速率受控于腐蚀性元素的氧化转化率；（c）腐蚀速率受控于酸冷凝沉积率，而不是酸和金属的反应速率；（d）最大露点腐蚀速率并不是发生在露点温度，而是发生在酸露点温度之下和水露点温度以下，图2.3.2示出了不同材料腐蚀速度随壁温变化图；图2.3.2 腐蚀速度随壁温变化图通过选择优质的ND钢材料，可以解决硫酸露点腐蚀的问题，但是如果换热元件的金属表面温度过低，还是会有问题的

27、。图2.3.2是高硫烟气通过一组温度逐次降低的金属管排而发生低温腐蚀的实验数据，当金属壁温接近酸露点温度时，低温腐蚀最初阶段并不严重，这是因为最初凝结下来的硫酸浓度比较高，而浓硫酸对金属的腐蚀性不强。随着金属壁温的进一步降低，烟气中的硫酸蒸汽不断减少，凝结出得硫酸浓度也在降低，当凝结出得硫酸浓度到达50%左右时，达到腐蚀高峰，这是因为50%的硫酸对金属的腐蚀性最强。之后，凝结出的硫酸浓度低于50%，腐蚀速率又逐渐降低。当金属壁温接近水露点温度的时候，大量水蒸气发生凝结，水溶解了多种酸性物质，其腐蚀机理会非常复杂，腐蚀速率将在水露点附件大幅上升，金属管减薄将超过0.2mm/年，因此我们需要将烟气

28、换热器的入水温度设置在水露点温度25以上的安全区域。2.4 烟气换热器布置方案2.4.1 布置方案根据前述换热器布置方式及热力参数选取原则，并结合电厂实际情况，提出三种布置方案以供参考、对比和分析。方案一：设计将烟气换热器布置在电除尘前的两个垂直烟道内，每个烟道布置一台烟气换热器，共布置2台，烟气温度由140降至105左右。方案二：设计将烟气换热器布置在脱硫塔前的一个水平烟道内，只需布置一台烟气换热器，烟气温度由140降至90左右。方案三：设计将一级烟气换热器布置在电除尘前的两个垂直烟道内，每个烟道布置一台烟气换热器，烟气温度由140降至105左右；二级烟气换热器布置在脱硫塔前的一个水平烟道内

29、，烟气温度由105降至90左右。两级共布置3台换热器。2.4.2 排烟温度本工程烟气酸露点为90.34，方案一的烟气换热器及方案三的一级换热器布置在电除尘前的烟道，国内比较成熟的技术是将排烟温度降低到酸露点之上510，为了避免低温腐蚀，排烟温度选择在105左右。方案二的烟气换热器器及方案三的二级烟气换热器布置在脱硫塔前的烟道，为了保证烟气余热可以充分利用，就温度本身而言，本工程的降温空间受烟气酸露点的限制，选择合理的排烟温度有利于设备的安全运行及工程的经济性，针对烟温选择应研究以下两个问题：(a) 排烟温度对经济性的影响；(b) 排烟温度对设备安全运行的影响。由于本工程的煤质硫份较低，只要保证

30、换热管束最低壁温设备本体即可安全运行，通过参考同类型工程实例，本工程换热器排烟温度暂定90。2.4.3 低温腐蚀本工程三种方案，除尘器前的换热器排烟温度为105，在烟气酸露点之上，不会有结露情况发生，后续烟道及设备不需要做任何进一步防腐处理；脱硫塔前换热器排烟温度为90，略低于烟气酸露点，会有烟气轻微结露情况发生。烟气经后续烟道直接进入脱硫塔，不会对重要设备因低温腐蚀造成影响，因此，只需对换热器出口至脱硫塔之间的管道考虑进一步防腐处理。2.4.4 布置方案对比针对本工程的实际情况，设计三个方案：方案一布置在电除尘之前两个烟道，每个烟道布置一台，共布置两台，该方案能够提高电除尘的除尘效率，降低尾

31、部烟气的含尘量，但考虑到除尘器、风机等重要设备的低温腐蚀情况，需将换热器烟气出口温度设置在105，烟气能量的有效利用率不高；方案二布置在脱硫塔之前，换热器出口烟气不再经过重要设备，因此可充分降低烟气的排烟温度至90，最大限度的回收烟气余热。方案三在电除尘前两个烟道中各布置一台一级烟气换热器，并在脱硫塔之前布置一台二级烟气换热器，同样可以将排烟温度降低至90，烟气能量利用率与方案二相当，并可提高电除尘效率。但系统比较复杂，安装施工不便，投资成本较高，相较之下优势不够显著。根据现场调研结果（见下图2.4.4）,电除尘器前垂直烟道虽然安装空间足够，但设备的起吊困难，同时设备的立柱支撑现场制作很难实现

32、，而且设备高度过高，立柱支撑成本投入过大，只能做悬吊支撑，支撑较为困难；而脱硫塔前有合适的空间布置烟气换热器，便于安装，因此建议将烟气换热器布置在脱硫塔前水平烟道。 图2.4.4 烟气换热器安装位置现场图片2.4.5 换热器的热力连接方式烟气换热器在热力系统中的连接方式，直接影响到它的经济效果和分析计算的方法以及运行的安全、可靠性。根据凝结水是否全部通过烟气换热器，烟气热量回收装置联入热力系统的方式可分为串联和并联两种型式。烟气换热器凝结水取水点的选择：烟气换热器设计条件下，烟气换热器入口烟气温度为140，出口烟气温度90。对应汽轮机33下100%负荷工况热平衡图可以看出，1号低加入口凝结水温

33、度为46.81，2号低加入口凝结水温为62.53，3号低加入口水温为88.11，4号低加入口水温为106.97。串联接入方式，采用的是凝结水全部经过换热器。其系统图如下：串联连接方式中，一号低加出口凝结水部分进入2号低加，水温由62.5升至88.11后返回，与剩余62.5凝结水混合至65，进入烟气换热器与烟气进行热量交换，使水温升至88.3，再通过3号低加升至106.97。经过等效焓降法计算得出该方式节省等效功率1560kW,等效节约标煤量约1.53g/(kWh)。为使混温水达到65，经计算，2号低加经计算仅有约0.5t抽汽量、20t凝结水水量，基本处于全切状态。但是为了经济性，上一级疏水又需

34、进入2号低加。所以该方案控制难度较大。同时，该方案为全流量取水，需设置2台流量约825t/h，扬程50m的增压泵，该增压泵为1运1备。在该工况运行时单泵轴功率达到120KW，使得辅机功耗增加较多。所以本工程推荐并联接入方式。并联接入方式，采用的是凝结水部分经过换热器。其系统图如下：图 2.4.5-2 并连接入流程图并联连接方式中，烟气换热器从1号低加入口取水，经烟气换热器加热后回#3低加出口，为防止管束壁温过低造成严重的低温腐蚀，系统设置有热水再循环，从烟气换热器出口取部分热水与进口冷水混合，混水温度65。经过等效焓降法计算得出该方式节省等效功率1620kW,等效节约标煤量约1.59g/(kW

35、h)。考虑并联接入系统简单，调节方便，温度便于控制，且热经济较好，因此本工程推荐并联方式接入。2.4.6 小结针对机组实际情况，低温换热器布置方式暂定方案二，即将低温换热器布置在脱硫塔进口烟道，可将烟气出口温度降低至90，充分利用烟气能量，并且脱硫塔前有合适的空间布置烟气换热器，便于安装。换热器的热力连接方式采用并联方式，烟气换热器从1号低加入口取水，经烟气换热器加热后回#3低加出口，系统设置热水再循环，工艺流程系统图见附件1。2.5 热力计算参数 换热器布置在脱硫塔前，热力连接方式采用并联。表2.5 烟气换热器热力参数（BMCR工况）序号名称符号单位数值1烟气质量流量VNm3/h102384

36、02酸露点(设计煤种)tld90.343水露点(设计煤种)tld038.44管束最低壁温Tb68.7665进口烟气温度tin1406出口烟气温度tout907换热器工质流量Dgyt/h421.428实际给水流量Dgyt/h294.459再循环水量Dgyt/h126.9710工质源初温度tin046.8111进口工质温度(再循环后)tin6512出口工质温度tout106.9713烟气平均流速m/s11.64014工质平均流速wpjm/s1.18815烟气阻力pPa489.18416工质阻力pMpa0.10417烟气换热器换热面积Fm217768.8318烟气侧折算换热系数kW/(m2.)39.

37、69519烟气换热器换热功率PMW20.324热经济性计算时烟气换热器入口烟温取130（排烟温度设计值为123.3，烟气经引风机温度提高5），烟气换热器出口烟温取90。此时对应烟气换热器换热功率为16.431MW。2.6 结构参数表2.6 烟气换热器结构参数序号名称符号单位数值备注1烟道高度尺寸Hm7.632单台设备2烟道宽度尺寸Lm83受热面管束沿流向长度ZLm2.5764受热面管箱沿流向长度ZLm3.3765异径烟道进出口长度Lm21.56有效传热面积Fm217768.837设备重量Gt3108布置数量-台1单台炉9设备总重Gt31010总受热面积-m217768.832.7 凝结水管道

38、凝结水管道连接示意如图2.7。图2.7 凝结水管道连接示意3 安全可靠性分析3.1 对引风机的影响 在烟道中增加烟气换热器后， 会产生烟气阻力。在经过管排优化设计后，烟气阻力为489.2Pa左右。 根据电厂脱硝改造工程对引风机、增压风机进行合并考虑，并预留烟气换热器阻力约560Pa的考虑，该阻力不会对引风机选型产生影响。3.2 对凝结水泵的影响烟气余热换热器布置在脱硫塔进口，离汽机房较远。凝结水管道从1号低加进口接出后通过管架引入烟气热量回收装置后进入4号低加。烟气热量回收装置投运时凝结水系统增加了低加与烟气热量回收装置之间的凝结水来回管道的阻力和烟气换热器的阻力。根据初步计算，管道总长约为4

39、00m，并考虑弯头、高差及阀门等，沿程管道阻力约为2.5bar，烟气换热器阻力小于1.5bar，合计增加阻力约4bar。烟气余热系统增加一台循环泵，够克服增加烟气热量回收装置系统后的管道及换热器本体的阻力，因此低温换热器改造对凝结水泵基本无影响。3.3 对汽轮机的影响机组增加烟气余热回收装置后，1、2、3号低加的凝结水量降低，抽汽量大大降低，汽轮机在运行时将达到新的平衡。33100%负荷工况时，原1、2、3号低加的抽汽量分别为16.789t/h、29.818t/h和20.061t/h；改造后三个加热器的抽汽量分别为9.004t/h、17.374t/h和8.08t/h。改造后会导致低压缸末级通流

40、增加，从而使低压缸末尾几级的叶片效率降低，烟气余热利用改造对汽轮机的具体影响，需要后期与汽轮机厂配合分析。3.4 传热管壁温的确定本项目中传热模型采用逆流换热方式，这样可以获得最大的传热温差，保证换热的正常进行。当然，随之而来的是烟气最低温度和冷凝水最低温度出现在同一根传热管上，不利于提高传热管金属壁温。因此本节计算实际工况下烟气换热器中工作环境最差的传热管壁温。在传热管热负荷较小，传热管圆周方向传热基本均匀的条件下，传热管金属壁温计算公式如下： （3.4-1） 传热管金属壁温，； 烟气温度，； 冷端进水水温度（混水温度）； 烟气侧换热系数，； 传热管对流换热外表面积与内表面积之比； 传热管壁

41、厚m； 管壁导热系数； 传热管导热换热外表面积与内表面积之比； 冷凝水侧放热系数。根据API(美国石油协会)及CE公司推荐的平均金属壁温导则，当煤质中硫含量小于1.5%时，冷端平均壁温应大于65。根据苏联1973年版锅炉机组热力计算标准，受热面金属壁温大于水蒸气露点温度25，小于105，受热面金属低温腐蚀速率小于0.2mm/年，这个腐蚀速度是可以接受的。按照设计煤种进行设计计算，本工程的水露点温度为38.4左右，因此认为金属壁温在66以上是安全的。由式（3.4-1）可计算出本项目中工作环境，烟气换热器管束中最差的一根传热管最低壁温为68.4，传热管的最低壁温均高于管束允许最低壁温，可保证机组的安全运行。3.5 低温腐蚀3.5.1 材料选取本方案中烟气换热器管束最低壁温控制在高于水酸露点25以上，以“有限腐蚀”作为设计原则，换热器管束均选用ND钢（09CrCuSb），基管壁厚4mm，年腐蚀速率小于0.2mm，换热管束设计寿命10年。