电厂2×300MW空冷机组低低温省煤器改造工程可研终稿教程.doc

PAGE \* MERGEFORMAT12 山西电厂2×300MW空冷机组低低温省煤器改造工程 可研报告 项目名称：山西电厂2×300MW空冷机组低低温 省煤器改造工程 申请单位（盖章）：山西发电厂 联系电话：（待填） 申请日期：2014、9、10 项目负责人：（待填） 批准领导：（待填）  一、项目名称 山西电厂2×300MW空冷机组低低温省煤器改造工程 二、本技改项目的立项依据、必要性论证（包括该项目名称、目前现状，存在问题、改造的必要性，立项依据、背景、调查研究结论等问题，以上均要有“量”的概念）。 （一）目前现状： 山西发电厂一期锅炉为上锅厂2×300MW亚临界中间再热锅炉，配上汽厂一次中间再热抽汽凝汽式直接空冷汽轮机。燃用煤种为烟煤。锅炉额定蒸发量1014t/h,最大连续蒸发量1065t/h,主汽压力17.5MPa，主/再汽温度540/540℃，给水温度277℃。锅炉设计排烟温度122℃，设计效率92.61%。 锅炉设计煤和运行煤的特性见表1。主要热力特性见表2。 表1 煤质分析表 序号项目符号单位设计煤运行煤1收到基水分Mar%9.08～102空干基水分Mad%2.52～33收到基灰分Aar%31.6330～403干燥无灰基挥发分Vdaf%35.6430～354收到基碳Car%46.885收到基氢Har%3.296收到基氮Nar%0.707收到基氧Oar%7.838全硫St,ar%0.621.0～1.610收到基低位发热值Qnet, arMJ/kg18.28417.5～19.5 表2 锅炉主要热力特性表 序号名 称单位B-ECL工况75%滑压工况1过热蒸汽流量t/h10146862过热蒸汽压力MPa17.516.93保证热效率%92.6193.024燃料消耗量t/h155．4111.85省煤器出口空气过剩系数—1.251.256炉膛出口过剩空气系数—1.251.257环境温度℃20208空预器入口风温℃27/2327/239空预器出口风温℃322/333303/31110空预器出口烟温（修正前）℃12811311空预器出口烟温（修正后）℃12210912空气预热器出口烟气流量Kg/h13942001092950 （二）存在问题 本机组锅炉设计排烟温度122℃,但实际运行排烟温度平均高达140℃，夏季高负荷甚至超过150℃。从140℃到约95℃之间，蕴藏着十分大的能源损失。此外，湿法脱硫的最佳反应温度为85℃左右，较高烟温的烟气进入脱硫系统，会导致脱硫耗水量增大，进而使烟囱含湿量增加、烟囱自拔力降低。 随着国家环保要求的日益严苛，锅炉污染物排放要求达到燃机的水平。目前的除尘系统距离这一要求还有较大差距。 （三）改造的必要性 1、节能减排的要求 目前电厂锅炉的设计排烟温度都在125℃-135℃之间，当运行排烟温度超过设计值时，会带来煤耗增加。传统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，年节标煤量数千吨以上。 2、节水的要求 山西地域水资源匮乏，节水具有重要意义。对于湿法脱硫机组，不论排烟温度高低，都要通过喷水，将排烟温度降低到85℃左右，然后进入脱硫塔。这意味着，安装低低温省煤器系统之后，从高烟温到95℃之间的烟温降不再需要喷水，而是直接通过低低温省煤器吸热实现，因此除节能之外，深度降低排烟温度还可大大减少烟气喷水。烟气中喷水量与喷水前烟温（排烟温度）的关系见表3。由表3可见，随着喷水前烟温的降低，烟气喷水量逐渐减少。 表3 烟气喷水与脱硫塔进口烟温关系 喷水前烟温, ℃14011085喷水量, g/Nm3烟气24.0512.380注：上表数值与机组容量无关。 3、 环境保护的要求 国家发改委已明确要求，国内电厂在2017年以前，污染物排放要达到燃机的水平，排尘浓度小于5mg/nm3，NOx排放浓度小于20mg/nm3，SO2排放浓度小于30mg/nm3。各电力企业环保压力巨大，纷纷寻求对策。随着日本低低温电除尘技术的引进，通过深度降低电除尘器前烟温，提高除尘效率，减轻后续设备除尘压力的技术已日趋