热电锅炉烟气余热回收技术改造的项目可行性的研究的报告.docVIP

xx热电 锅炉烟气余热回收技术改造项目 可行性研究报告  目 录 1 概述 1 1.1 企业概况 1 1.2 改造的必要性 1 2 分控相变换热系统技术介绍 2 2.1 技术背景 2 2.2 分控相变换热技术简介 3 3 锅炉烟气余热回收方案 5 3.1 编制依据 5 3.2 设计方案 14 3.3 分控相变余热回收系统的计算参数 18 3.4 节能减排效益计算 18 4 项目相关因素影响分析 19 4.1 设备经济寿命和使用寿命 19 4.2 对空预器的影响 20 4.3 相变余热回收系统对除尘器的影响 20 4.4 对引、送风机的影响 20 5 项目实施计划 20 5.1 项目主要工程内容 20 5.2 项目实施地点： 21 5.3 项目工期计划 21 6 成本效益分析 21 6.1 项目总投资费用 21 6.2 项目投资回报期 21 7 结论 21 概述 企业概况 xx热电有限公司厂址位于全国十大魅力城市之--x市，距x市城区约7公里。地处我国中部能源基地，不仅有着丰富的煤炭资源和水力资源；而且地理位置优越，市域内有太焦、长邯两条铁路，公路有国道3条、省道13条，长晋高速、长太高速贯穿南北，还有有机场一座，目前已形成以铁路、公路为主，航空为辅的交通运输网络。发展条件优越，工作、生活环境较好。公司2×330MW级机组于2011年10月投产，安装2台330MW亚临界燃煤空冷冷凝式供热机组，配置2台117t/h亚临界参数、自然循环、一次中间再热、固态排渣煤粉锅炉。 改造的必要性 自电力企业改革后，从体制上根本打破了电力企业集发、输、配、售于一体的局面，火电厂在新的经营模式下面临着日渐严峻的考验。尤其是近年来煤炭市场放开后，电煤价格的持续上涨，而电、热价格则一路平行。煤炭价格的上涨，使得火电厂的生产成本急剧上升，导致我厂电热价格与成本倒挂问题越发突出，加剧了火电厂的经营困境。在这种情况下，企业如何扭转负债经营的不利局面，成为当务之急，用新技术、新工艺、新方法，挖潜改造，提高机炉热效率、节能减排势在必行。 现锅炉排烟温度按照经典的控制酸露腐蚀条件的设计规范设计，计算排烟温度已经留有设备保护的余地。目前设计条件下的排烟温度高于酸露点温度的15-18度，实际上排烟温度的计算方面也因为招标对经济指标要求而存在潜在的上升空间。以国内300MW机组的实际运行的负荷、排烟温度状况，几乎没有一家能够按照设计指标运行。造成排烟温度升高的原因是多方面的。随着运行时间的延长，排烟温度因空预器设备的末端腐蚀而局部积灰、系统阻力增加、过量空气系数增加、排烟温度升高；空气预热器漏风、夏季空气温度升高、煤种变化也使得锅炉远离校核煤种等因素都会引发排烟温度升高。 排烟损失是影响锅炉效率的主要因素，电站锅炉的排烟温度为120～140℃，如果降低排烟温度16~20℃。对于一台300MW的发电机组，平均每年可节约标煤约6000吨。 另外，利用烟气余热提高空预前空气温度和脱硫塔后烟温，可减轻空预器和烟道腐蚀；降低脱硫塔前烟温还可减少脱硫工艺前的喷水量以及降低进入电除尘器的烟气体积流量和灰的比电阻，有效提高电除尘效率，减少除尘器的改造费用。 目前xx热电厂锅炉运行排烟温度冬、夏季平均温度约135℃，锅炉常用负荷下，空预器入口烟温340~360℃，空预器出口烟温冬季平均温度约115℃，夏季平均约135℃，一二次风空预器出口温度300~320℃。 本项目拟采用分控相变烟气余热回收技术，将排烟温度高于该炉型正常燃料酸露点以上部分的烟气热量回收，并进行最佳利用，以达到节省燃煤量，降低发电煤耗，减少污染物的排放，提高锅炉效率及电除尘效率的目的。 分控相变换热系统技术介绍 技术背景 2.1.1余热回收利用的效益 烟气余热回收的价值不在于降低了多少排烟温度，而是如何利用了这些从烟气回收的低温余热。 如果烟气余热用于加热凝结水，让加热凝结水排挤的汽机抽汽去发电，进行低温低压的朗肯循环，则其发电效率很低。一般汽机七段抽汽的循环热效率约为18%，五段抽汽循环热效率约25%。目前运用较多的低温省煤器就属于该利用方式。尽管低温省煤器造价较低，但其余热回收的效益不高，所以其余热回收的静态投资回收期约为3~5年。 如果烟气余热用于加热锅炉进风，则其热量得到梯级利用，其节约的燃煤可产生主汽，从而大大提高了热力循环效率。对于300MW亚临界再热机组热力循环的效率约48%，是低温省煤器余热回收利用发电效率的2~3倍。尽管空气加热器的换热系数低于水加热器，但其传热温差较高，因而增加的成本有限，其余热回收的静态投资回收期约为1.8~3年. 2.1.2现有余热回收技术的不足 传统低温省煤器不仅余热回收的效益低，而且只适于回收排烟温度较高的余热，否则受热面腐蚀和堵灰问题会很严重。该系统如果