火力发电厂脱硫系统取消旁路烟道事故降温余热利用石膏雨治理成套装置可行性研究报告.doc

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1、火力发电厂脱硫系统取消旁路烟道事故降温余热利用石膏雨治理成套装置可行性研究报告目 录第一章 项目背景3第二章 设置高温烟气事故降温系统的必要性3第三章 高温烟气事故降温的方式选择3 3.1烟气事故降温技术路线3 3.2烟气余热回收利用4第四章 同技术领域国内外发展现状54.1 传统低温省煤器的应用54.2 烟气露点温度计算74.3 有限腐蚀的低温省煤器系统9第五章 工艺流程和技术方案105.1 设计参数本工程建设105.2 系统连接和工艺流程115.3 排烟余热利用12第六章 烟气余热回收利用装置一烟水换热器的设计方案136.1 管型选择136.2 方案设计136.3 材料选择13第七章 项目

2、技术基础和技术关键点147.1 烟水换热器传热管的低温腐蚀研究147.2 烟水换热器传热管堵灰情况分析及解决办法研究 147.3 烟水换热器的最佳运行工况和分水流量分析 15第八章项目经济分析158.1 总述158.2 等效焓降法15第九章 经济性估算16第十章 工程方案1810.1 烟气余热回收利用系统参数设计1810.2 结构设计1910.3 土建基础与钢结构设计2010.4 其他设计要求21第十一章 项目技术先进性和创新性分析2111.1 传统低温省煤器的布置方式2111.2 某电厂烟水换热器的布置方式22第十二章 脱硫烟气热量回收技术创新点23第十三章 经济效益和社会效益评价2513.

3、1 直接经济效益分析 2513.2 节能节水直接经济效益计算 2513.2.1 计算单价2513.2.2 直接经济效益计算结果25第十四章 间接经济效益分析26第十五章 社会效益分析27第十六章 商业化推广前景27第十七章 石膏雨治理2817.1 新式烟气加热方案2817.2 新式烟气加热设计方案的可行性分析3017.2.1 湿烟气加热温度的确定3017.2.2 加热二次风所需风量的确定3017.2.3 加热所需二次风裕量的确定3017.3 新式烟气加热方案对机组的影响3117.3.1 降低二次风温度对锅炉燃烧经济性和稳定性的影响3117.3.2 降低空气预热器出口烟气温度对设备腐蚀的影响32

4、17.3.3 锅炉热效率3217.3.4 辅机电耗3217.4 新式烟气加热方案的经济性分析3317.5 与国内外其它湿烟气排放技术的比较3317.6 项目前景35第十八章 附图35第一章 项目背景由于湿法烟气脱硫装置技术成熟，脱硫剂石灰石价格低廉，得到了广泛应用。但是随着国家环保政策日趋严格，火电厂大气污染物排放标准（GB132232011) 已颁布实施，经济发达省份已开始要求取消脱硫旁路烟道，新核准批复的大型火电机组也要求不设脱硫烟气旁路。为了保证机组的长周期运行，在脱硫装置出现系统失电、浆液循环泵跳闸等异常工况时，为在恢复脱硫装置的正常运行期间，保护脱硫设备避免受到高温烟气的影响，需在脱

5、硫吸收塔入口烟道设置烟气降温系统，使烟气温度降至吸收塔许可温度。本项目投资8000余万元，占地面积150亩，需大量人力资源。第二章 设置高温烟气事故降温系统的必要性火电厂锅炉引风机出口烟气温度一般在120160，而湿法烟气脱硫装置吸收塔内壁防腐材料、玻璃钢喷淋层和聚丙烯（PP) 除雾器等塔内件，耐温许可温度要求80，而吸收塔正常运行温度在50左右，满足工况要求。当发生脱硫岛系统失电，浆液循环泵全停时，旁路烟道挡板门联锁打开，高温烟气经旁路烟道、烟囱排放，起到保护吸收塔的作用，但烟囱的内壁防腐材料却受到高温侵袭而发生破坏。当旁路挡板门故障打不开或者不设烟气旁路时，就会对吸收塔和烟囱产生热冲击，破

6、坏，机组也会因此联锁跳闸。为了保障脱硫装置设备和烟囱安全，在脱硫装置入口烟道设置高温烟气冷却降温措施是必要的。第三章 高温烟气事故降温的方式选择取消脱硫旁路重要的一个改造措施就是增设预喷淋水系统。当运行中空预器停转，即使锅炉紧急MFY时，仍然会有部分高温烟气进入脱硫系统。由于FGD装置内如除雾器等设备大多是玻璃钢管（FRP）或聚丙烯（PP）材料制成，塔内壁及烟道防腐材料的耐温一般不超过90。为保护塔内设备和防腐层不被高温烟气破坏，需要在吸收塔入口烟道段设置事故喷淋系统，通过安装在吸收塔入口烟道断截面的喷水降温系统向高温烟气直接喷入冷却水，用水雾的蒸发吸热，使烟气冷却。该方法喷水量大，产生水蒸气

7、对脱硫设备后续烟道腐蚀严重。3.1 烟气事故降温技术路线一般来说，锅炉烟气湿法脱硫工艺需要将锅炉排烟（原烟气）降到50度左右进入脱硫塔脱硫，脱硫后烟气（净烟气）需要加热到80度以上，通过烟囱排放。为节约能源，脱硫系统一般都增设了GGH换热器回收原烟气热量以加热净烟气，使其达到排放要求。若进入吸收塔前的烟气温度以125计，这种传统的烟气再热方法实际上意味着脱硫系统白白浪费了烟气从80-125这一区域的热量而未加以任何利用。由锅炉热力计算可知，排烟温度每上升20，锅炉就要损失约1%的热效率，也就是说若能对这45温差的烟气热量加以利用则锅炉的效率至少能提高2以上，换算成机组总效率则能提高约0.8%-

8、0.9%，若将这块从脱硫烟气中获得的利益反过来弥补脱硫系统本身的能耗，就能大大降低脱硫的运行费用，使脱硫系统达到低能耗甚至零能耗运行，这将大大提高火电厂加装脱硫系统的积极性。它带 ，来的环保效益、社会效益甚至是经济效益都是无法估量的。3.2 烟气余热回收利用排烟损失是锅炉运行中最重要的一项热损失，我国火力发电厂的很多锅炉排烟温度都超过设计值较多。为了减少排烟损失，降低排烟温度，节约能源，提高电厂的经济性，凝结水在低温省煤器（也称低压省煤器）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加热器系统，代替部分低压加热器的作用，是汽轮机热力系统的一个组成部分。低温省煤器将节省

9、部分汽轮机的回热抽汽，在汽轮机进汽量不变的情况下，节省的抽汽从抽汽口返回汽轮机继续膨胀做功，因此，在燃料消耗量不变的情况下，可获得更多的发电量。低温省煤器系统图上图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，送往锅炉尾部的低温省煤器。凝结水在低温省煤器内吸收排烟热量，降低排烟温度，而自身却被加热、升高温度后再返回低压加热器系统。这样的低温省煤器，其系统串联在加热器回路之中，代替部分低压加热器的作用，是汽轮机热系统的一个组成部分。这是低压省煤器的最大特点，也是它不同于一般省煤器和回收排烟热量的余热锅炉之处。低温省煤器将排挤部分汽轮机的回热抽汽，在汽轮机进汽量不变的情况下

10、，该排挤抽汽将从抽汽口返回汽轮机继续膨胀做功。本技术是将传统的低温省煤器技术应用于烟气脱硫系统的延伸，它既保留了低温省煤器的部分特质，同时又对传统低温省煤器系统进行了很大的改进，将本技术应用于脱硫系统后，不但能大大提高机组的经济性，还能将脱硫吸收塔内的工业水使用量降低40以上。该技术推广后，将大大提高火电厂加装脱硫系统的积极性，带来显著的经济、社会、环境效益。第四章 同技术领域国内外发展现状4.1 传统低温省煤器的应用锅炉排烟设计温度一般为125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。虽然加装低温省煤器后烟气阻力有所上升，但是烟气阻力的耗电量还不到节约成本的1

11、0%，因此低温省煤器能有效的提高锅炉效率、节约能源，减少生产成本，具有较好的应用背景。目前在国内已有不少电厂进行了低温省煤器的安装和改造工作。以山东某发电厂为例，电厂两台容量100MW发电机组所配锅炉是武汉锅炉厂设计制造的 WGZ410/100-10型燃煤锅炉，由于燃用煤种含硫量较高，且锅炉尾部受热面积灰、腐蚀和漏风严重，锅炉排烟温度高达170，为了降低排烟温度，提高机组的运行经济性，在尾部加装了低温省煤器。低温省煤器系统布置图如下：山东某电厂低压省煤器系统连接图该电厂在投用了此低温省煤器后，锅炉效率提高了0.698%，发电煤耗下降了2.59克度，全年节约标准煤3626吨。经济效益明显。通辽发

12、电总厂的一台哈尔滨锅炉厂生产的HG一670 / 140一HM12型超高压自然循环煤粉炉和吉林晖春发电厂一台 41Ot / h 燃煤锅炉煤粉锅炉都进行过低温省煤器的改造，改造后锅炉排烟温度明显降低，显著提高了全厂热经济性指标，达到节煤、降耗的目的。在国外，此类用以回收烟气热量烟气冷却器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之用。对于近期发展起来的超超临界发电机组而言，同样也能找到此类换热器的痕迹，德国 Schwarze PumPe 电厂2800MW褐煤发电机组在静电除尘器后加装了烟气冷却器，利用烟气加热锅炉给水，其原理同低

13、温省煤器一致。德国科隆 Nideraussem1000MW级褐煤发电机组采用分隔烟道系统充分降低排烟温度，把低温省煤器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。低温省煤器尽管在国内和国外己经有运用业绩，但上述的例子中我们不难发现，加装前锅炉排烟温度较高（均达到170左右），而加装后排烟温度仍处于较高的温度（我们认为主要受制于煤的含硫量较高，另外受材料性价比的约束），因此，设计难度和对管材的要求都不高。根据工程实际情况：锅炉设计排烟温度不可能很高（只有125左右），已接近于烟气露点温度，管壁的温度更加是远在露点温度以下，在这种工作环境下进行烟气热量

14、回收的难度不可同言而语，因此我们必须解决重点管材的低温腐蚀和堵灰问题。4.2 烟气露点温度计算煤中硫在燃烧过程中产生SO2，当含有SO2的烟气进入烟道时，其中一部分会转化成 SO3，并与烟气中的水蒸汽结合生成 H2SO4蒸汽，显著提高烟气的露点温度，在低温金属表面上凝结形成 H2SO4溶液，与碱性灰反应，也与金属反应，腐蚀金属。由于经常发生在锅炉的低温受热面上，故称低温腐蚀。凝结在管壁上的硫酸不仅使金属管材发生腐蚀，还会粘附烟气中的飞灰，并发生一系列复杂的物理化学反应，形成“水泥状”物质，使管壁上的积灰变硬，从而加重钢管受热面的积灰和堵灰。同时壳体的腐蚀会造成破损与漏水，从而使烟气温度进一步降

15、低，腐蚀进一步加剧，造成恶性循环，缩短设备的使用寿命。为了有效地防止低温腐蚀的发生，以确定锅炉低温受热面的壁温和锅炉的运行条件，必须计算出硫酸蒸汽的酸露点温度。目前见之于国内常用的酸露点计算公式和图表有十几种之多，本技术针对几种常用的计算公式对锅炉的设计煤种进行烟气的酸露点计算。由上表可知，采用不同的酸露点计算公式，所得出的结果相差很大。一般来说，对于含硫量在0.5-0.6 左右的煤种，烟气的酸露点温度在90-120之间，而准确的数值则应该通过实验测量所得。4.3 有限腐蚀的低温省煤器系统一般来说，只要保证低温受热面金属壁温度高出烟气露点温度10左右，就能避免产生低温腐蚀，堵灰也将得到改善。根

16、据这个原理，在热力系统上选择一个比烟气露点温度高10左右的地点，作为低压省煤器进水的水源引出点。由于低温省煤器水侧放热系数远较烟气侧大，因而其冷端金属壁温近似等于进口水温。所以，选择低温省煤器的最低壁温超过烟气露点温度10左右，从而达到防止低温省煤器腐蚀和堵灰的目的。这种热力防腐方法的优点是防腐效果较佳，缺点是排烟余热充分利用存有困难。因为，低温省煤器进水温度己达到烟气露点温度，再加上省煤器冷端传热端差30-40，结果就使低温省煤器出口烟温较高，影响排烟余热利用的程度，限制了低温省煤器的应用范围。为了克服这些缺点，可以采用有限腐蚀速率的低温省煤器系统。如下图所示：顺着烟气的流向，当受热面壁温达

17、到露点时，硫酸蒸汽开始凝结，此时虽壁温较高，但凝结酸量较少，且酸浓度亦高，故腐蚀速度较低。随着壁温降低，硫酸凝结量逐渐增多，浓度却降低，腐蚀速度不断加大，一般到壁温在120左右时，腐蚀速度最大，随着壁温继续降低，凝结酸量减少，硫酸浓度也降至较弱腐蚀浓度区，此时腐蚀速度减小，但当壁温降至水露点时，管壁上的凝结水膜会同烟气中的SO2化合，生成 H2SO3，产生强烈的腐蚀，腐蚀又加重。因此在低温腐蚀的情况下，金属有两个严重腐蚀区，即在酸露点以下20-45及水露点以下的区域，为防止锅炉受热面产生严重腐蚀，必须避开这两个严重腐蚀区，将省煤器的防腐移向两个严重腐蚀区域中间的低腐蚀区域。就是说把低温省煤器置

18、于壁温小于105，但高出烟气中水蒸汽饱和温度25 区间（前苏联标准推荐的金属壁温最小值，与欧美的推荐值接近）。金属壁温在这个区间的腐蚀速度0.2毫米年，这是可以接受的腐蚀速度。欲保持低温省煤器的金属壁温在此有限腐蚀区域，所需的省煤器进水温度和返回热系统的回水温度，在各机组的热力系统中都能找到，很容易实现，系统。一种很有前途的低温省煤器系统。管壁温度与腐蚀速度关系图第五章 工艺流程和技术方案5.1 设计参数本工程建设 某电厂建设21000MW超超临界燃煤发电机组同步配备烟气脱硫系统，拟在脱硫吸收塔前入口处加装脱硫烟水换热器（即烟气冷却器）吸收排烟余热，将排烟温度从125 降低到85左右，提高机组

19、的经济性，节约能源。机组主要设备参数如下：工程主要设备参数设备名称参数名称单位参数锅炉型式 超超临界一次中间再热直管直流锅炉过热器蒸发量（BMCR） t/h 2953 过热器出口蒸汽压力（BMCR） MPa.g27.9 过热器出口蒸汽温度（BMCR） 605 再热器蒸发量（BMRC） t/h 2443 再热器进口压力（BMRC）MPa.g6.2 再热器出口压力（BMRC）MPa.g6.03 再热器进口温度（BMRC） 367 再热器出口温度（BMRC）603 锅炉排烟温度（BMRC） 124/90（脱硫设计煤种/低温省煤器出口） 127/90（脱硫校核煤种/低温省煤器出口） 锅炉实际耗煤量（B

20、MRC）t/h 355.5（脱硫设计煤种）376.0（脱硫校核煤种）除尘器数量（每台炉） 2型式三室四电场 除尘效率 %99.8 引风机出口灰尘浓度 25mg/Nm3（锅炉设计煤种） 38mg/Nm3（脱硫设计煤种） 引风机型式及配置（BMRC） 2风量m3/s 618.7 风压Pa 3300（#7机组），4300（#8机组） 电动机功率 kW 增压风机型式及配置（BMRC） 2 风量M3/s 697.85 电压Pa 3594 电动机功率 kW 3300 烟囱高度M 240 材质注：如未说明，文中都是以设计煤种为准。烟气成分分析项目单位 锅炉BMCR工况脱硫设计煤种 脱硫校核煤种 RO2Vol

21、% 13.2 13.4 O2Vol% 4.8 4.8 N2Vol% 74.1 74.2 SO2Vol% 0.035 0.077 H2OVol% 8.0 7.6 总烟气量Mm3/h 3071414.5 3047994.6 引风机出口烟气压力Pa 0 烟囱入口烟气要求压力Pa 140 烟囱进口温度 50 5.2 系统连接和工艺流程系统连接示意图系统优化后连接示意图5.2.1 排烟余热利用在排烟余热利用方面，取消脱硫系统传统的 GGH，改在吸收塔前加装烟水换热器，其水侧并联在回热系统第二级低压加热器上，从 2号低加进口引出部分或全部冷凝水，送往烟水换热器。烟气从锅炉出来后，依次通过空气预热器、电除尘

22、器和引风机，通过开启的脱硫入口档板进入到脱硫区域内，烟气经增压风机增压后进入到烟水换热器内。从2号低加进口引出的部分或者全部凝结水在烟水换热器内吸收排烟热量，降低排烟温度，而自身却被加热、升高温度后再返回低压加热器系统，在2号低加的出口与剩下的凝结水汇集后进入到 3 号低加。由于其系统并联在加热器回路之中，代替部分低压加热器的作用，是汽轮机热系统的一个组成部分。也即是说，烟气放出的这部分热量被烟水换热器利用于回热系统中，将排挤部分汽轮机的回热抽汽，减少了回热系统对低压缸的抽汽，该排挤抽汽将从抽汽口返回汽轮机继续膨胀作功，因此在机组运行条件不变、汽轮机进汽量不变的情况下有更多的蒸汽进入低压缸做功

23、，从而提高装置的经济性。烟气在烟水换热器中降温后进入到脱硫吸收塔中进行脱硫，而后经脱硫出口档板至烟囱排放。同样，烟气也可不经过脱硫系统而直接通过脱硫旁路档板进入烟囱后排放。第六章 烟气余热回收利用装置一烟水换热器的设计方案6.1 管型选择设计所采用高频焊翅片管并开有齿型，与普通光管相比传热性优良，当翅片间距为10mm时，其换热面积是同种规格光管的7倍，其换热能力大大增强，能有效的把外部烟气热量传递给冷凝水。在同等换热量的情况下，采用高频焊翅片管能大大减小烟水换热器的外形尺寸和管排数，减少烟气流动阻力，而且由于翅片本身开齿，因此不容易积灰，有利于扰动和吹灰。6.2 方案设计为了达到最佳的经济性，

24、必须为烟水换热器水侧设定一个最佳的给水切入点。经过设计计算，决定以二级低压加热器的入口为切入点，将换热器与二级低压加热器连接，加热部分或全部流过二级低加的冷凝水，排挤低压缸抽汽，从而产生经济效益。这主要是因为虽然以一级加热器入口为切入点能增大传热温差，提高换热效率，但是由于一加入口冷凝水温太低，管壁将产生严重的腐蚀。而以三加的入口为切入点的话，虽然提高了余热利用的能级，但是换热平均温差太小，换热效率太低。6.3 材料选择由于烟水换热器的进水和出水温度都比较低，因此可以确定烟水换热器是处于酸腐蚀的条件下长期工作，为了提高烟水换热器的使用寿命，选用耐腐蚀材料是抗低温腐蚀的常用方法。玻璃管虽防腐性能

25、好但易碎，不是理想材料。使用耐腐蚀的低合金钢 Corten钢管提高了使用寿命，但仍有腐蚀和堵灰现象，运行时间一长也得更换。近年来，国内有些电厂燃用含硫量很高的煤，在空气预热器低温段用搪瓷管代替普通碳钢管，取得了良好效果，是较理想抗腐材料，但搪瓷管难以加工，因此只能做成光管的形式，难以翅片化，不符合本工程的实际情况。美国己经发现添加Cu的耐大气腐蚀钢，它对耐硫酸露点腐蚀是有效果的。日本于1960年在耐大气腐蚀钢的基础上研究了关于合金元素对硫酸露点腐蚀性能的影响，进而开发出优质的耐腐蚀钢。我国用含Cu的钢中加人Sb研制的ND钢，其耐酸腐蚀效果优良，可减缓腐蚀速度，延长设备使用寿命，与其它耐蚀钢相比

26、具有一定优势。第七章 项目技术基础和技术关键点包括系统的连接方式确定，基本方案设计，管型选择、预留管道接口、经济性分析计算等工作并结合目前国内外对锅炉低位排烟热量的应用经验，将工作的重点放在以下几方面：7.1 烟水换热器传热管的低温腐蚀研究 由于烟水换热器的进水和出水温度都比较低，因此可以确定其是处于酸腐蚀的条件下长期工作，为了提高脱硫烟水换热器的使用寿命，选用耐腐蚀材料是抗低温腐蚀的常用方法。为了科学客观的对烟水换热器在低温烟气环境下的腐蚀速率和使用寿命进行分析，本技术委托金属材料所低温腐蚀专家进行给定烟气成分和温度的低温腐蚀速率评估试验。试验目标：确定各种耐腐蚀合金钢10年寿命允许的传热管

27、工作温度和相对的耐腐蚀情况，给出权威性报告。通过试验寻找出在实际烟气成份下管壁的结露温度，通过对烟水换热器的设计、系统连接、参数选择实现热力防腐，即通过调整换热器的管壁温度，使其处于腐蚀速度较慢的区间（一般应小于0.2mm/a）。7.2 烟水换热器传热管堵灰情况分析及解决办法研究 （a）螺旋肋片管积灰与否与煤灰特性及烟气流速有关，在设计时可适当提高烟速（10m/s左右）。（b）选择合适间距的螺旋肋片管以减少省煤器管壁积灰。（c）在换热管排间将增加部分蒸汽吹灰器。（d）实时进行监测（采用视频探头）在设计上采用特殊结构设计，避免堵灰死点的出现，管排采用可拆卸的结构，受热面的面积灵活可调，便于维修和

28、清理。7.3 烟水换热器的最佳运行工况和分水流量分析 最佳分水流量的确定：烟水换热器的分水流量越小，换热器的出水温度越高，提高了余热利用的能级，对系统的热经济性越有利。但是分水流量不能过分减小，一味减小给水流量将提高给水的出口温度，因此换热平均温差也将减小，换热单位面积的热负荷也将降低，这就造成在总换热量相等的情况下，换热效率下降，需要大大增加换热面积。对于准备设计投运的烟水换热器，存在一个使整个回热加热系统达到最高经济性的通水流量，偏离这个最佳流量运行，系统的热经济性都将大大降低。因此在烟水换热器的设计中必须建立最佳通水流量的数学模型和热力系统的变工况计算模型，确定换热器系统的最佳运行工况。

29、综合考虑换热器的换热效率，出水温度，换热面积和造价，计算确定变工况下系统的通水流量和出水温度（在保证换热器水侧的出水温度高于下一级加热器的进水温度的前提下）。第八章 项目经济分析8.1 总述本章主要是对烟气余热回收利用从理论上进行技术经济分析，这也是该项目的实施基础。8.2 等效焓降法等效焓降法原名等效热降法，是根据热力学第一定律，用热量平衡和质量平衡的基本方法，对热功转换过程及变化规律推导出一个很有用的参量等效焓降H*，用于分析蒸汽动力装置的设备和热力系统的经济性。这种方法简便精确，分析热力系统的变化和方案论证等工作，若用常规热平衡法分析时，每次都需要全面重新计算的烦琐工作，但是利用H*及其

30、有关参量的等效焓降法，只需计算热力系统变化的那些部分，而不必涉及整个系统，就能得出变化所引起的影响。J级抽汽中，因额外加入热量而有1kg抽汽返回汽轮机中，考虑了它的低压侧回热系统的抽汽和疏水的所有影响以及汽轮机中由 j 级到凝汽器的蒸汽流量变化，这1kg返回抽汽在汽轮机中实际所作的内功量，称为 j级抽汽的等效焙降H * j，H * j与j级抽汽放热量qj 的比值称为抽汽效率j。j级的抽汽压力愈高，H*j 的值愈大，挤的值就越高，使1kg 抽汽返回的热量所能做的功就愈多。所以 H*j和j的数值标志着 j级抽汽的能位（能级）高低。显然，汽轮机进汽的能位最高，f=v=j；凝汽器排汽的能位最低，j=C

31、D=0。在某一定的工况下，汽轮机的汽态线一定，初、终参数和再热参数一定，则热力系统的连接方式确定时，抽汽的放热量qj，加热器的焓升和疏水放热量j的值就一定，H*j和j也就固定，它们可以作为该工况下该热力系统的不变参量，用以计算纯回热系统（称为主循环系统）的热经济性指标。在文将采用这种等效烩降法对烟水换热器的热经济性进行计算。第九章 经济性估算烟气余热回收利用经济性分析对两种不同的冷凝水进口温度方案进行热力计算和经济性分析，计算使用的回热系统热平衡图，见附图二。计算所得结果如下所示： 进口烟温：125 出口烟温： 85 烟水换热器的总吸热量：48044.4 kJ / s 各加热器内工质焓升（kj

32、/kg) : 疏水冷却器： 0 =144.4-129.2=15.2 一级低加：1= 255.3- 1 44.4 =110.9 二级低加：2,=355.1-255.3=99.8 三级低加：3520.7-355.1=165.6 各加热器内抽汽放热（kj/kg) : 疏水冷却器： q0 = 0 不抽汽一级低加: qj= 2479.9-265.8=2214.1 二级低加: q2=2613-365.8=2247.2 三级低加: q3=2834 4-518.83=2315.57各级加热器疏水放热（ kj / kg） :r0265.8-151.2=114.6 r1=365.8-151.2 =214.6 各级

33、加热器的等效焓降（ kj / kg） : 方案一：（一加抽水） 冷凝水进口温度：34.2冷凝水出口温度：55.2 冷凝水流量：546.439kg / s 一加减少抽汽量：27.365kg /s 二加增加抽汽量：5.599kg /s 总增加做功量：27.365Hl-5 . 599H2 = 2922.5kj /s 方案二：（二加抽水） 冷凝水进口温度：60.7 冷凝水出口温度：81.7 冷凝水流量：546.439kg /s 二加减少抽汽量：24.266kg / s 三加增加抽汽量：2.8653kg / s 总增加做功量：24.266 x H2-2.8653H3=5636.05kj / s 由上分析

34、可知，烟水换热器水侧采用不同的进水温度，其经济效益也大不相同。虽然采用较低的冷凝水进口温度能有效增大传热温差，减小换热器的外形尺寸和重量，节约了初期投资，但是其投资回收年限和年经济效益却低于采用较高进水温度的方案，这主要是由于在抽汽量相同的情况下，二级低加抽汽做功的能力要明显高于一级低加的抽汽做功能力。从低温腐蚀的角度来说，通过对烟气成分的分析和计算可得水露点温度为45左右，由前所述采用翅片管形式的金属壁温比给水温度产高10 左右，因此当给水温度为60.7 时，金属最低壁温为70.7 左右，己经完全脱离了严重腐蚀区域的温度下限（比水露点温度高25），由于冷凝水的温升仅为21左右，因此金属的最高

35、壁温同样是处于低腐蚀温度区域，这个区域的腐蚀速度是可以接受的。反观采用给水温度为34.2的方案时，金属的最低壁温仅为 45 左右，正好等于水露点温度，金属将处于严重腐蚀状态。综上所述，在设计的几种方案中，通过对材料、管型和经济性各方面的分析，采用翅片管，从二级低压加热器入口抽水是一种比较理想的方案。在以上的介绍中，仅仅是讨论了烟水换热器本身能给机组带来的直接经济效益，此外，加装烟水换热器还存在着非常大的潜在经济效益。主要是由于在进入脱硫吸收塔之前烟水换热器就将烟气温度从125冷却到80一90之间，吸收塔出口的烟气温度在50 左右，这样就节省了大量的工业水使用量，锅炉燃用脱硫设计煤种时，单台炉两

36、台炉公用系统的工业水消耗量平均值不大于160t/h，而加装了冷却器后工业水使用量能减少40左右，由于工业水的使用量减少，污水排放量和水处理费用都大大减少。虽然烟水换热器的安装会使脱硫系统的阻力有较大上升，导致电耗增加，目前的运行工况表明，机组在1000MW负荷运行工况下，烟气侧阻力增加600pa（设计值为1000Pa） ，增压风机功耗上升450KW，整个脱硫系统的功耗由7200KW上升至7600Kw左右，但是权衡利弊，与整个烟气余热回收利用的功率相比这只是很小的一块，经济效益是非常可观的。此外，由于凝泵在设计选型时裕量偏大，凝泵出口调阀长期处于高度节流状态，造成很大节流损失，而烟水换热器投运后

37、水侧阻力的增加不仅没有增加凝泵的功耗反而消耗掉系统的部分节流损失。第十章 工程方案10.1 烟气余热回收利用系统参数设计烟水换热器的设计参数（单台机组）1 烟气流量 Nm3/h 3317128 2 烟气进口温度 125 3 烟气出口温度 85 4 烟气流速m/s 15 5 烟道进出口法兰尺寸12m15m 6 烟水换热器器并联管组数5 7 传热管材料耐酸钢 8 冷凝水流量kg/s 545.96 9 冷凝水进口温度 60.6 10 冷凝水出口温度 81.6 11 传热管形式高频焊翅片管 12 最低金属壁温 高于管内冷凝水温度10 13 烟水换热器厚度尺寸3米14 烟气流动阻力pa 900 15 水

38、侧流动阻力bar 8 16 传热面积m2 30000 17 金属重量吨 380 10.2 结构设计烟水换热器位于增压风机出口与吸收塔进口两端喇叭型烟道之间的，烟水换热器沿烟气流向的长度为3米，截面尺寸为12m15m。烟水换热器俯视图烟水换热器立面图10.3 土建基础与钢结构设计烟水换热器传热管总重量约为880吨，加上集箱、管内储水和飞灰重量，按总重量1000吨考虑土建打桩深度和桩基数量，钢结构的设计也以此为依据进行考虑，同时还应考虑到烟水换热器的平台扶梯设计以便检修，此外还需考虑水侧管路、阀门、支吊架安装以及中继水泵电机基础。烟水换热器及相关烟道桩位分布图每个桩位承载量约100t 。桩采用C8

39、0预应力混凝土钢管PHC-B600(110)，桩尖采用开口钢板桩靴，长200mm。PHC-AB600指直径600m的AB型预应力桩， 110指壁厚110mm。桩顶标高为-1.8米，桩长为32米，一般分为两节。制桩性能要求及接桩的焊接要求按上海市建筑标准设计 先张发预应力混凝土管桩。10.4 其他设计要求由于烟水换热器的安装降低了进入吸收塔的烟气温度，因此需对吸收塔进行适当调整。取消GGH加热器后，进入烟囱的烟气温度只有50 左右，这对烟囱的防腐材料提出了更高的要求。烟水换热器是安装在吸收塔进口前的烟道中，因此在进行烟道设计时，应先计算确定烟水换热器的外形尺寸，再进行烟道通流面积、流速以及截面尺

40、寸的设计。为了防止烟水换热器堵灰，管排间需加装蒸汽吹灰器，汽源从辅汽系统母管接出，也需增加相应管路。第十一章 项目技术先进性和创新性分析11.1 传统低温省煤器的布置方式由于低温省煤器的传热温差低，因此换热面积大，占地空间也较大，所以在加装低温省煤器时，需合理考虑其在锅炉现场的布置位置。可以采用受热面优化设计方法来缩小低温省煤器的外型尺寸，缓解布置上的困难。如采用翅片管代替光管，增加换热面积，大大减少管排的数量。目前国内加装低温省煤器的机组多将省煤器放置在空预器出口与电除尘器进口之间的烟道中，如图 6 . 1 所示。当然，也可考虑其它的低温省煤器结构，如可以考虑将低温省煤器安装在烟囱里，但这对

41、于采用脱硫设施的机组并不适合。低温省煤器的一般布置方案对于未采用脱硫设施的机组，上图是一种普遍采用的低温省煤器布置方法。将低温省煤器布置在预热器和电除尘器中间的烟道中，合理设计和优化低温省煤器的结构，可以不需要对烟道进行改造直接加装省煤器，但是这样的布置方法仍然有一定的缺点。首先，低温省煤器的加装势必引起烟气阻力的增加，这样对于引风机压头裕量不够的机组，还需对引风机进行改造或更换。其次，流过低温省煤器的烟气温度大幅度下降，对电除尘器的性能和寿命会有很大影响。根据除尘器厂家的观点，如在除尘器前加装低温省煤器，除尘器的运行温度将长期处于烟气露点温度以下，这将严重影响除尘器的性能。根据日本相关机组的

42、资料，对于除尘器收尘极板的形式将进行改造（将固定式阳极板改为移动式阳极板，目前国内尚无此技术）。最后，低温省煤器布置于空预器出口的高含尘区域，飞灰含量非常高，将加剧省煤器的磨损，由于飞灰对管壁的磨损速度是与烟气流速的3次方成正比，这样就限制了烟气流速的提高，因此低温省煤器的换热面积又将增力口。11.2 某电厂烟水换热器的布置方式 由于某电厂21000MW燃煤机组的位置加装脱硫设施，而且电除尘器和引风机的参数都己经确定，结合工程实际情况，采用一种新的烟气热量利用方案，见下图。某电厂烟水换热器的布置方式如上图所示，将烟水换热器放在进入脱硫吸收塔之前的位置，并且取代GGH加热器的作用。由于烟气在90左右进入吸收塔的脱硫效果最佳，因此，在此处安装烟水换热器，将烟气温度从125下降到80-90之间进入吸收塔，既能达到最佳的脱硫效果，又能利用烟气的这部分余热，增加机组的经济性。此外，烟气经过除尘器后，除尘效率高达99.8%，烟水换热器处于低尘区工作，因此飞灰对管壁的磨损程度将大大减轻。需要注意的是，由于烟水换热器安装在脱硫场地中，考虑到烟气通过烟水换热