烟气余热利用专题

目录1 热量回收装置传热管低温腐蚀研究 (1)1.1本期工程煤质资料 (1)1.2烟气露点温度计算 (1)1.3低温省煤器传热管金属壁温的运行控制 (2)2 低温省煤器传热管堵灰情况分析及解决办法 (2)3 低温省煤器传热管型式及材料研究 (2)4 低温省煤器设置方案 (3)4.1低温省煤器系统流程 (3)4.2热平衡计算 (6)5 低温省煤器经济性分析 (8)5.1低温省煤器经济性分析 (8)5.2低温省煤器对脱硫影响的经济性分析 (8)5.3综合经济性分析 (9)6 低温省煤器的运行控制 (9)7 布置方式 (10)8 结论 (11)1 热量回收装置传热管低温腐蚀研究按传统设计思路，统一考虑低温腐蚀、钢材价格、煤炭价格等因素后，对于一般煤种，锅炉本体的排烟温度一般取值120～130℃，但是由于本期工程的煤质为高水分褐煤，锅炉厂排烟温度取145℃，考虑漏风经计算，引风机入口处烟气温度在140℃左右。

烟气脱硫成为环保强制性要求后的今天，湿法钙法脱硫的最终烟气温度为～80℃左右，显而易见，烟气在经湿法钙法脱硫系统后有一定的能量损失。

因此采取措施回收烟气的低温热量，并加以有效利用的创新思路油然而生，烟气余热利用装置，即低温省煤器的运用是其中之一。

根据对国内外安装了低温省煤器电厂的调研和对其实际运行情况的了解，在现阶段，本工程低温省煤器可考虑安装在电厂引风机后，脱硫吸收塔前的烟道上，在此位置安装的好处是：1) 基本不需要考虑低温省煤器传热管的飞灰磨损问题；2) 基本不需要考虑由于经低温省煤器后烟气温度的降低引起的下游电厂主要辅助设备的腐蚀问题，而需考虑低温省煤器本身传热管的烟气低温腐蚀。

因此解决传热管烟气低温腐蚀是首要难题，是必须解决的关键技术之一。

1.1 本期工程煤质资料1.2 烟气露点温度计算首先明确烟气露点温度的定义如下：烟气中的硫酸蒸汽在壁面上开始凝结、引起不能允许的低温腐蚀时的壁面温度定义为烟气露点温度。

对于锅炉的烟气露点温度，国内外有大量的研究结果，由于锅炉的烟气结露问题复杂、研究价值大，所以有大量的人力从不同的侧重点进行了研究，研究结论差别很大。

对于同一种烟气成分，应用不同的研究结论进行计算所得到的烟气露点温度差别很大。

一般来讲，烟气露点温度和燃煤成分中的水分含量、硫含量、氢含量、灰分含量、发热量、炉膛燃烧温度、过量空气系数等因素有关，但这些因素的影响幅度不同，所以有的计算中会忽略有些因素的影响，根据苏联1973年锅炉热力计算标准，烟气露点温度计算公式：gzsfh gzsld ld A S t t αβ05.130+= （1）计算后得到烟气露点温度为86.1℃。

上述计算结果表明，烟气低温腐蚀和烟气露点温度计算方面的研究成果确实很多，可能是各自研究的侧重点不同，或者各自对烟气露点温度的定义不同，使得这些成果之间的差别很大，以至于很难决定在火电厂锅炉低温烟气领域究竟应该采用哪一个公式进行计算，为保证安全，建议换热器烟气侧出口温度不低于烟气酸露点三种计算公式中露点温度最高的，因此本工程烟气余热换热器烟气侧出口温度暂定为90℃。

由于烟气余热换热器在酸腐蚀的工况下运行，所以选用合适的、性价比高的耐腐蚀材料是非常重要的。

根据目前国内外设计的经验，参考已经投入使用的烟气余热换热器运行状况，选用ND钢材料，可以保证烟气换热器的长期安全使用。

换热器采取何种材料还需根据本工程煤质特性与制造厂商做进一步研究确定，本阶段烟气余热换热器暂按耐腐蚀的ND钢考虑。

1.3 低温省煤器传热管金属壁温的运行控制采用有限腐蚀的烟气余热换热器系统，换热器壁面温度最低点基本等同于换热器水侧进口温度。

据相关厂家介绍，当水侧温度高于烟气中水蒸气饱和温度15℃左右时，金属壁温在这个区间的腐蚀速度在0.1～0.25mm/a左右。

按照这个腐蚀速度，烟气换热器的腐蚀安全性是可以得到保证的。

本工程烟气中水蒸气饱和温度在56℃左右，因此换热器水侧进水温度，我们建议不低于70℃为宜。

2 低温省煤器传热管堵灰情况分析及解决办法锅炉烟气中的灰不仅会污染传热管表面，影响传热效率，严重时还会堵塞烟气流动通道，增大烟气流动阻力，甚至影响安全运行，不得不停机清灰。

在热量回收装置运行过程中，必须保证传热管金属温度高于烟气水蒸汽露点温度，才不会对传热管造成水结露。

对于系统设计而言，必须在运行中保证传热管上的积灰为干灰。

对于干灰的清理，主要考虑3个措施：第一：烟道内烟气流动通畅，结构设计上不会出现大量积灰源，同时保证吹灰器能吹到所有的管束，不留吹灰死角；第二：烟气流动速度均匀，设计烟气流速高于10m/s，使得烟气在流动中具有一定的自清灰功能；第三：采用蒸汽吹灰器或者压缩空气吹灰器定时吹灰，保证传热管积灰程度在可以允许的范围内、使烟气流动阻力的增大幅度和传热能力的降低幅度都在允许范围内。

3 低温省煤器传热管型式及材料研究本换热器的介质是烟气和凝结水，工作特性类似于锅炉内的省煤器。

可供选择的换热器的型式有管式换热器和板式换热器两种。

管式换热器的优点是结构简单，易于检修，容易清理堵灰，制造技术成熟，可靠性高。

管式换热器有光管和高频焊翅片管两种。

翅片管的优势是换热效率较高，可减少换热器材料用量。

光管的优势是制造工艺简单，抗磨损、堵灰性能较好。

有关研究表明，在相同的换热条件下，翅片管的管壁温度较高，抗腐蚀能力强。

引风机后的烟气含尘量已很低，选用翅片管基本没有磨损和堵灰的问题。

因此如采用管式换热器，宜选用翅片管型式以提高抗腐蚀能力。

经初步估算，本工程如选用翅片管式烟气换热器，，每台锅炉的烟气换热器约重350t。

管式换热器的缺点是占地面积大，检修维护不方便。

板式烟气－水换热器是近年来新开发的换热器。

板式换热器的优点是在相同的换热面积下，换热效率较高，体积紧凑，节省占地面积，节省材料用量。

维护方面可在线清洗或检修人员从检修口进入用高压水枪清洗。

板片可抽出检修或更换。

板式换热器的使用寿命优于管式换热器，检修周期长。

如采用板式烟气换热器，每组板式换热器尺寸约为2.5m×3m×6m（长×宽×高），换热面积约160m2。

两种换热器均可满足设计需要。

经咨询，目前营口热电厂、外高桥三期工程采用的余热换热器均为管式换热器，本阶段工程设计暂按管式换热器进行设计选型。

4 低温省煤器设置方案4.1 低温省煤器系统流程对于低温省煤器水侧系统的设置，一般可考虑排烟烟气的尾部余热用于换热部分凝结水，减少低加的抽汽量，降低机组热耗。

烟气尾部余热用于换热部分凝结水，减少低加的抽汽量，降低机组热耗。

如果在采暖期与非采暖期加热水来自不同的热源，烟气换热器水侧系统需要根据机组负荷性质的变化进行切换。

切换的方法采用阀门控制方式。

当在采暖期时，打开热网水进出口阀，关闭凝结水进出口阀，利用烟气余热加热热网水；当在非采暖期时，先关闭热网水进出口阀，通过热网水侧排污阀将管道中热网水排放完毕后，打开凝结水进口阀及凝结水侧排污阀，利用凝结水将管道冲洗合格直至管道内水质完全满足凝结水水质要求，再打开凝结水出口阀，投入凝结水加热系统。

具体系统设置如下图4.1-1所示。

这种系统采用一次循环直接换热，其优点为换热效率高，设备投资小，系统控制简单。

缺点为烟气换热器抗腐蚀、抗压要求高；热网水与凝结水切换时如操作不当，易污染凝结水水质，且前期冲洗需消耗部分凝结水；系统安全性一般。

除上述系统外，也可采用二次循环间接加热方式。

凝结水、热网水与烟气换不直接接触，通过中间媒质间接换热，凝结水、热网水采用各自独立的换热器。

在采暖期与非采暖期的切换中，只需分别开启和关闭相应换热器的阀门即可。

具体系统设置如下图4.2-2所示。

图4.1-2 换热器水侧系统流程图（二）这种系统采用二次循环间接换热，其优点为烟气换热器抗腐蚀、抗压要求低，系统检修维护方便，不同水质水源各自独立，系统安全性高。

缺点为由于采用二次换热，换热效率低，设备投资大，系统控制复杂。

由于烟气尾气排热已属于低品质热能，热能的利用及回收所需付出的经济代价与普通换热相比已较高，如再采用二次循环间接加热方式，初投资增加，且换热效率下降。

故推荐采用一次循环方案。

另根据向相关厂家咨询及综合目前投产机组运行经验，推荐采用利用烟气余热直接加热凝结水方案，系统图如下：4.2 热平衡计算4.2.1 加热冷凝水工况汽轮机第7级低压加热器各工况汽水参数见表4-1。

表4-1 汽轮机第7级低压加热器各工况汽水参数根据热平衡图，考虑到换热器管外壁温度与管内壁温度相差1℃左右，为了保证低温省煤器的长期安全使用，进入低温省煤器的冷凝水温度宜在70℃以上，因此考虑本工程以下布置方式：低温省煤器与7号低加并联设置，冷凝水从7号低加进口引出，经过换热后回到7号低加出口，另考虑低负荷时从7号低加出口引出一路热水再循环至低温省煤器入口，设置再循环流量调节阀和再循环泵，目的是保证低温省煤器入口温度高于70℃。

系统运行状态是：由于控制低温腐蚀的要求，热量回收装置的传热管金属壁温不允许降低，因此在任意负荷，通过监测进入热量回收装置的水温，使其在任意工况出水温度不低于70℃，在汽机低负荷工况时，如果7号低加入口的水温过低，需要控制7号进出口的调节阀开度，通过阀门开度配合实现出水水温满足系统要求。

由于汽轮机各级抽汽回热自动平衡，当进入第7级低加的冷凝水水量减少，7号低加的出口水温保持时，将使第7级低加的蒸汽消耗量将减少，如果不考虑7段抽汽减少引起的排汽损失的增加，由减少高参数抽汽口的抽汽量有利于提高系统循环热效率，减小煤耗。

热量回收装置系统设计参数见表4-3：表4-3 热量回收装置设计参数实际运行中，由于抽汽侧参数没有变化，进、出口7号低加的冷凝水温度没有变化，改变进入7号低加的冷凝水流量，使得实际抽汽量比设计数据减少（考虑疏水热量），经计算得第7级低加运行预测参数见下表。

表4-4 第7级低加运行预测参数表4-5 抽汽量变化引起机组发电量变化计算结果5 低温省煤器经济性分析5.1 低温省煤器经济性分析经过热平衡计算得出结论如下：由于尾部烟气的热量加热了部分凝结水，减少了低加的抽汽量，增加了冷源损失，汽轮机本身的热耗应该是增加的，但由于利用了烟气的余热用来发电，此时发电量增加了，两项互相抵消后汽机热耗趋势是减小的。

5.2 低温省煤器对脱硫影响的经济性分析经过低温省煤器后，烟气温度降低至90~100℃左右，进入脱硫系统的烟气在吸收塔内与石膏浆液反应时，由于烟气温度的降低（相比较没有加装低温省煤器而言），其携带的热量减少，吸收塔内由于烟气降温放热而挥发的水蒸气的水量减少，使得脱硫系统的补水量减少，本工程由于进入脱硫系统烟气温度的降低而减少的脱硫用水量为：~15t/h（每台机组）。