平顶山鲁阳电厂低温省煤器报告.doc

平顶山鲁阳发电厂2×1000MW机组低压省煤器技术的可行性研究 摘要: 在电厂的热系统内增设低压省煤器是降低发电标准煤耗的有效措施。论述了火电厂低压省煤器系统的节能原理、节能量计算、工程应用优势、及若干重要的运行特性。 关键词: 电厂节能; 低压省煤器; 排烟温度 Abstract: The low- pressure economizer installed in thermal system of power stations gives a useful option for reducing the coal consumption rate . This paper discusses in detail about the principle of energy saving, the calculation method of saved quantity, the advantages of engineering application, and some important operation characteristics of low- pressure economizer system in power station. Key words: wutility energy conservation; low- pressure economizer; gas temperature 深度降低排烟温度节能研究的背景 大型火电机组的节能减排是目前国家的重要国策，近年来，随着国家节能减排指标的严格要求以及煤价的上涨波动，以煤为基础的发电成本日益增加，各电厂面临着节能的巨大压力，寻求降低煤耗的新技术、新方法，并加大了相关的资金投入。 目前国内火电机组的锅炉排烟温度大都在110℃～130℃之间。理论上，对于排烟温度为110℃～130℃的锅炉，传统的理念认为已经满足要求了，已经比较低了，继续降低就可能出现腐蚀等不可靠因素的出现。但是国家要求的烟气环保指标的提高，必须在尾部增设脱硫装置。而湿法脱硫的最佳工作温度为80℃～90℃。从110℃～130℃的烟气温度降低到80℃～90℃，其中蕴含着大量的热量。这一热量在传统的湿法脱硫工艺中被用来加热脱硫后的低温烟气，提高烟气的排放温度。实现这一功能的设备就是GGH。但是运行实践表明， GGH（气—气换热器）系统存在诸多问题，其中最为突出的就是换热空间堵塞和GGH的漏风，这会导致换热效果的降低，使回转式GGH耗电量增大，增压风机电耗增大，增加了厂用电率，提高了发电厂的供电煤耗。目前已经安装GGH的机组，有的已经取消GGH系统，有的也在积极采取措施，准备取消该系统；新上机组的脱硫系统几乎全部选择了不设置GGH系统。 湿法脱硫系统中取消了GGH系统后，必然增加了进入脱硫系统的烟气温度，这将降低脱硫效率。最佳的脱硫工作温度为烟气温度不得大于80～90℃。为了满足这个要求，就要采用脱硫系统前喷水减温或增加脱硫工艺水量。若采取脱硫系统前喷水减温，把烟温降低到80～90℃，需要大量的减温水，同时加重了脱硫系统的负担，也浪费了烟气所蕴含的巨大热量。 综上所述，烟气尾部的湿法脱硫给必须降低排烟温度提出了要求，而原有GGH的诸多问题，又使得业主不得不取消GGH，这就给我们如何利用这些热量提出了要求。因此，就现在的观点，锅炉的排烟温度在设计的排烟温度110℃～130℃下工作已经不能满足要求，必须增设其他装置把排烟温度继续降低，以满足脱硫的要求，同时又是节能、节水的要求。 有效利用锅炉排烟余热，降低排烟温度实现深度节能，符合国家的节能减排政策，并可能使湿法脱硫系统使用的厂用电量与烟气余热再利用所发的电量抵消，从而可以实现“零能耗”脱硫。 二 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。已在国内几十家电厂的上百台机组上安装了这种低压省煤器的系统。 通辽发电总厂3号锅炉系哈尔滨锅炉厂生产的HG-670/140-HM12型超高压自然循环煤粉炉,配200MW汽轮发电机组,于1989年11月投产运行。机组投产后,锅炉排烟温度始终在160~170℃运行,相对300MW和600MW机组锅炉的130~140℃排烟温度高很多。2002年电厂在3号锅炉尾部空气预热器后安装东北电力科学研究院锅炉所设计的余热回收系统;吸收排烟余热,锅炉排烟温度降低到135℃左右,显著提高了全厂热经济性指标,达到节煤、降耗的目的。 山东某龙口发电厂，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，