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初步设计
低温省煤器方案
专题报告
批 准:
审 核:
校 核:
编 制:目 录
1.低温省煤器系统概述
2. 国内外低温省煤器目前的应用情况及安装位置
3. 本工程低温省煤器的初步方案
4 加装低温省煤器需要考虑的问题
5 低温省煤器的经济性初步分析
6 结论
1.低温省煤器系统概述
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。为了降低排烟温度,减少排烟损失,提高漕泾电厂的运行经济性,考虑在烟道上加装低温省煤器的方案可行性。低温省煤器的具体方案为:凝结水在低温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。在发电量不变的情况下,可节约机组的能耗。同时,由于进入脱硫塔的烟温下降,还可以节约脱硫工艺水的消耗量。
2.国内外低温省煤器目前的应用情况及安装位置
2.1低温省煤器目前的应用情况
低温省煤器能提高机组效率、节约能源。目前在国内也已有电厂进行了低温省煤器的安装和改造工作。
山东某发电厂,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:
山东某电厂低温省煤器系统连接图
国外低温省煤器技术较早就得到了应用。在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。德国Schwarze Pumpe电厂2×800MW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冷却器,利用烟气加热锅炉凝结水,其原理同低温省煤器一致。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。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温除尘器(烟气温度在90~100℃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的原理和低温省煤器一样。
低温省煤器尽管在国内和国外已经有运用业绩,但上述的例子中我们发现,在德国锅炉排烟温度较高,均达到170℃左右(这些锅炉燃用的是褐煤),而加装低温省煤器后排烟温度下降到100℃左右。日本的情况是锅炉设计排烟温度不高(125℃左右),经过低温省煤器后烟气温度可降低到85℃左右。
2.2低温省煤器安装位置
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。
2.2.1低温省煤器布置在除尘器的进口
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,除尘器的飞灰比电阻可从1012Ω-cm下降到1010Ω-cm,这样可提高电气除尘器的运行收尘效率。低温省煤器布置在除尘器的进口,除尘器下游的烟气体积流量降低了约5%,因此其烟道、引风机、增压风机等的容量也可相应减少,降低了运行厂用电。据计算,每台机组节约引风机和增压风机厂用电共约500kW。需要指出的是除尘器和风机的选型仍应该考虑125℃低温省煤器未投运时的情况,
这种布置方式最大的风险是腐蚀。因为经过低温烟气换热器后的烟气温度已经在酸露点以下,除尘器、烟道、引风机、增压风机均存在腐蚀的风险。根据日本的有关技术资料,未经除尘器收尘的烟气中含有较多的碱性颗粒,可中和烟气中凝结的硫酸微滴,低温除尘器及其下游的设备并“不需要进行特别的防腐考虑”,而且日本的不少大机组运行低温除尘器也有良好的业绩,因此,这种布置方式应该是可行的。但是,对所谓的“不需要进行特别的防腐考虑”还有一些疑虑:(1)是不是仅仅依靠烟气中的碱性灰颗粒就能中和大部分SO2,而大大降低温烟气的腐蚀性?中和反应的彻底程度肯定与燃煤的特性有关(如含硫量,含灰量,灰分中碱性物质如CaO。K2O的数量等),是不是还与别的因素有关?(2)对于低温电气除尘器与常规除尘器的区别还需要进一步研究。根据我们目前掌握的资料,为了防止低温除尘器灰斗中的灰板结,其灰斗的加热面积要大于普通除尘器。由于缺乏更多的资料,如果采用这种布置方式需要进行大量资料的收集
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