摘要:介绍烟气余热回收装置原理及现状,针对某火力发电厂烟气余热回收问题提出是 否设置余热回收装置,并进行经济比较,得出在湿法脱硫系统的机组,设置烟气余热回收装 置具有可观的经济效益和社会效益。
1 背景及目的
随着我国经济的发展以及环保要求的提高,越来越多的大型火力发电厂投入使用,给社会带来很大的效益,但由于资源的日趋紧张以及用户的燃料费用大幅提高,提高发电机组的 效率日趋迫切,而且国家又新出台节能政策和标准对节能提出了新的要求,节能降耗日益成为主要研究课题,其中利用烟气余热回收装置回收锅炉排烟余热是有效的途径之一。
烟气余热回收装置可将烟气中大部分的热量回收,回收的热量根据用户的需求加热凝结 水、热网水或其它介质,这样可减少汽轮机抽汽量、减少汽轮机额定工况的进汽量、降低机组热耗,最终降低机组燃煤量,从而实现节能降耗。
2.2 烟气余热回收装置 原理及现状
2.1 烟气余热回收装置原理
烟气余热回收装置从根本来说是一套烟气—水换热器,用烟气的热量加热水介质,与锅 炉本体设计中省煤器设计是类似的,所不同的是在吸风机出口烟道加装的烟气余热回收装置 其利用的是锅炉出口烟气的余热,烟气侧和水侧的运行工况比锅炉本体省煤器要好,因而在 设计原理上是可行的。
2.2 烟气余热回收装置应用概况
据了解,目前国内只有某热电厂 225MW 机组经改造加装了烟气余热回收装置,用以加热 热网循环水,并且已经投入运行。
另外某 1000MW 机组拟进行加装烟气余热回收装置改造,用烟气加热 8 号低加出口的凝结水,目前改造方案已经经过有关部门审查,现场正在进行改造施工。
3 烟气余热回收装置经济比较
以某 1000MW 机组为例,该工程采用石灰石湿法脱硫系统,由锅炉出口来的烟气要经喷淋、脱硫等工艺从吸收塔入口的 117℃左右最终降低到 50℃左右从脱硫系统排出,这一工艺 系统浪费了大量的水和能源。因而考虑在吸风机出口烟道加装烟气余热回收装置,将来自回 热系统的凝结水加热,再通过升压泵送回至回热系统,由此可以减少抽汽量、减少额定工况 的进汽量、降低机组热耗,最终降低机组燃煤量,从而实现节能降耗。
3.1 烟气余热回收装置设计条件
针对该项目,烟气余热回收装置烟气侧入口烟气温度为 117℃,烟气侧出口温度为 90℃, 水侧入口温度 50.5℃,出口温度 100℃,与 7 号低加进出口水温匹配,即从 7 号低加入口引出,加热后回至 7 号低加出口。
烟气余热回收装置设计数据见下表:
表 3-1 烟气余热回收装置数据表(1 台装置)
项 目 | 单 位 | 数 据 |
烟气量 | m3 /h | 2254508 |
进口烟气温度 | ℃ | 117 |
出口烟气温度 | ℃ | 90 |
烟气流动阻力 | Pa | 400 |
进口水温 | ℃ | 50.5 |
出口水温 | ℃ | 100 |
水流动阻力 | MPa | 0.3 |
水流量 | t/h | 270 |
传热管面积 | m2 | 10000 |
设备重量 | 吨 | 150 |
传热管材料/型式 | — | ND钢/高频焊翅片管 |
烟道截面尺寸 | mm×mm | 8000×7000 |
经计算,1 台机组安装 2 台烟气余热回收装置可以将 540t/h 50.5℃的凝结水加热至100℃,而 1 台机组额定工况下凝结水量~1868t/h,所以实际运行状态是第 7 级低加和热量回收装置并联运行。在系统设计中,第 7 级低加进水侧加装一个调节阀。在系统运行中,当 热量回收装置出水温度低于第 7 级低加出水温度时,开大调节阀开度,增加第 7 级低加进水 流量,减少热量回收装置进水流量,直至热量回收装置出水温度和第 7 级低加出水温度相等; 当热量回收装置出水温度高于第 7 级低加出水温度时,减小调节阀开度,减少第 7 级低加进水流量,增加热量回收装置进水流量,直至热量回收装置出水温度和第 7 级低加出水温度相 等。
来源:城市建设理论研究