鲁阳发电厂1000MW机组深度节能.doc

河南鲁阳发电厂 初步可行性研究 山东大学 济南达能动力技术有限责任公司 200． 必威体育官网网址声明 本设计方案涉及到山东大学和济南达能动力技术有限责任公司的专利和专有技术，无论最终是否实施，本方案的技术所有权均归设计方所有，请予以必威体育官网网址，尊重知识产权；本方案的纸质版、电子版文档，请妥善保管，防止泄密。 电厂 排烟热损失是电站锅炉各项热损失中最大的一项，一般约为5%～12%，占锅炉热损失的60%70%。影响排烟热损失的主要因素是排烟温度，一般情况下，排烟温度每增加10，排烟热损失增加0.6%0%，相应多耗煤1.2% 2.4%。若以燃用热值为20000 kJ/kg煤的 t/h亚临界锅炉为例，则每年多消耗吨动力用煤降低排烟温度对于具有重要的实际意义 目前国内火电机组的锅炉排烟温度大都在110℃～130℃之间，有的甚至达到150℃以上。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、本机组适于实施深度降低排烟温度节能的特别优势 河南鲁阳发电厂一期工程2×1000MW机组锅炉系东方锅炉厂制造的2724t/h超超临界锅炉，锅炉设计排烟温度为120℃（THA） 在机组基建期间装设深度降低排烟温度节能装置，可将受热面区域烟道、水管路、钢架布置安装及引风机选型等方面，纳入机组整体基建方案中统筹考虑，可使实施深度节能项目的投资大幅度降低。 在基建阶段可方便对深度降低排烟温度节能装置的布置位置、布置方式进行优化设计，实现分段布置。受热面可分为高温段与低温段两部分，高温段受热面布置在引风机前面，其壁温控制在露点之上，不会发生低温腐蚀。一方面提高了装置的安全性，另一方面烟气在进入引风机之前，经过高温受热面降温，体积流量减小，可降低引风机功率，减小引风机电耗。 本机组的设计炉机参数与煤质非常适合高效回用烟气余热，节能效果显著。本项目实施后，将降低供电标准煤耗值1.36g/kw.h，每年可节约标煤8262吨。 本机组装设排烟深度节能装置后，可在锅炉烟气进入脱硫系统前将排烟温度降至88℃，使得脱硫系统可不设置GGH系统，减少了投资，且不需要对烟气进行喷水减温，每年可节省减温水31万吨。 基于上述观点，鲁阳发电厂实施深度降低排烟温度技术不仅是可行的， 而且是合理的，经济效益巨大。 三、设计方案介绍 锅炉排烟深度节能热力系统如附图1所示。低压省煤器分为高温段和低温段两部分，高温段布置在空预器之后、引风机之前，而低温段布置在引风机之后。受热面采用错列管排逆流布置，烟气自高温段向低温段冲刷省煤器蛇形管束。 低压省煤器与主回水成并联布置，其进口水取自低压加热器系统，设计特定的进水方式与电调阀配合，可实现低压省煤器进水量的切换与调整。进入低压省煤器的凝结水吸收排烟热量后，在#5低加入口凝结水管路与主凝结水汇合。在低压省煤器水侧管路加装一台小功率的升压泵，以克服低压省煤器本体及连接管道的流阻，保证其水侧流量，实现排烟余热的梯级利用。 低压省煤器高、低温段受热