烟气余热回收专题报告 - 图文(3)

内现有的材质难以适应如此恶劣的环境。

除以上问题外，布置方案一还不能利用烟气通过引风机的温升，收益较差。

综合比较，本工程低温省煤器的设置方案，推荐采用方案二。 3.4、对主厂房布置的影响

采用方案二，低温省煤器的外形尺寸大致为4×10×12m（长×宽×高），每台炉设置2台，由于低温省煤器的外形尺寸与烟道尺寸不能完全一致，因此前后都要设置异径管，考虑异径管长度后，总长约为7~8米，相对主厂房而言，A列到烟囱的距离需相应增加7~8米。 4、低温省煤器防腐和防积灰措施

低温省煤器在国外较早地得到了应用，德国、前苏联、日本就有大机组设置低温省煤器正常运行的先例，在国内外高桥电厂三期2×1000MW机组也已经进行了低温省煤器改造，其腐蚀和积灰的问题已基本得到解决，并已有相应的应对措施。 4.1、低温省煤器防腐的措施

设置低温省煤器的目的是回收排烟热量，凝结水温度必须低于入口烟温才能由烟气向凝结水传热。本工程采用上海电气集团的三大主机（其中锅炉为塔式炉）。参考采用同种主机配置的国华台山项目的热平衡图，从其THA工况热平衡图可以看出，8号低加出口凝结水温为60.9℃，7号低加出口凝结水温为83.3℃，6号低加出口凝结水温为121.9℃。根据第2节的分析，低温省煤器与热力系统串联连接，从7号低加出口的凝结水管道抽出凝结水到低温省煤器加热后回到6号低加入口的连接方式最为合适。入口水温低于酸露点，不可避免会使部分换热面管壁温低于酸露点，就有酸液在换热面上析出，低温腐蚀不可避免，但已有应对措施，综合起来有以下几个方面：

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1）排烟温度高于烟气酸露点温度。

2）换热面材质采用耐腐蚀材料，从性价比考虑，通常选用ND钢。

3）低温省煤器的换热面管可以采用光管、热管或螺旋肋片管。与普通光管、热管相比，螺旋肋片管传热性好，即使肋片间距较大时，其换热面积也比同种管径光管、热管要大，因此可减小低温省煤器的外形尺寸和管排数，减少烟气流动阻力。另外相同水温时，螺旋肋片管的金属壁温高于光管、热管，对防止低温腐蚀有利，通常选用螺旋肋片管。

4）换热面表面涂耐酸腐蚀防腐层。 4.2、低温省煤器防积灰措施

本工程推荐低温省煤器布置在引风机后、脱硫装置前，烟气已经过电除尘器收尘，烟气中的灰份含量较低，积灰可能性较布置在除尘器前大为降低，但部分换热面管壁温低于酸露点，有酸液在换热面上析出，且选用螺旋肋片管，积灰问题不可忽视，但已有应对措施，综合起来有以下几个方面：

1）选用螺旋肋片管，相同水温时，螺旋肋片管的金属壁温高于光管、热管，另外采用壁温自动控制系统，尽量保证金属壁温高于烟气酸露点，使壁面不会结露而引发粘灰。

2）设计烟速在合理范围内取上限值，使烟气有较好的自吹灰能力。

3）选择合适间距的螺旋肋片管，以防结灰搭桥。 4）在低温省煤器管排间增加一定数量的吹灰器。

5）低温省煤器采取可拆卸的布置方式，并在低温省煤器上设置水清洗装置。

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综上所述，低温省煤器在国外较早就得到了应用，在国内外高桥电厂三期的改造也已经投运，低温腐蚀及换热面管的积灰问题已有成熟的应对措施，在技术上是可行的。 5、低温省煤器的经济性初步分析

根据计算，烟气温度降低21℃可释放出热量约21.69MJ/s，按 98％的热量被凝结水带入热力系统计算，凝结水温度升高约9.9℃，与主机厂配合后，进行初步计算，汽轮发电机组绝对效率提高约0.21％，电厂发电效率提高约0.2％，发电标煤耗降低约1.14g/kW.h。另外，脱硫吸收塔入口烟气温度由129℃降低至108℃后，吸收塔内蒸发水量减少，脱硫工艺水耗量相应节省约20t/h（每台炉，THA工况）。但由于设置了低温省煤器，导致引风机压头增加600Pa左右，凝结水泵扬程增加约15mH2O，厂用电负荷要增加。

低温省煤器初投资包括以下方面，每台机组增加初投资1371.5万元：

1）低温省煤器的设备投资。经向相关制造厂咨询，每台机组换热面积约33000m2，换热管材质按国产ND钢（每吨价格~2万元）考虑，换热管总重400t，每台机组增加设备费用约900万元。

2）引风机压头增加，凝结水泵扬程增加导致引风机及凝结水泵价格增加。凝结水泵价格增加不大，可予忽略，每台炉引风机及电机价格增加约80万元。

3）增加300m左右的凝结水管道及3个电动关断阀，同时需要对300m左右的凝结水管道进行保温处理，增加费用约150万元。

4）由于引风机及凝泵电负荷增加，电气盘柜要增加10万初投资。 5）每台机烟道重量增加100t左右，增加费用约96万元。 6）从低温省煤器出口至脱硫装置的烟道需要进行防腐处理。低

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温省煤器出口至脱硫装置烟道长度约30米，增加费用约90万元。

7）吹灰蒸汽及水清洗管路，增加费用约40万元。

8）A列到烟囱距离增加约8m，两台机占地增加约1500m2，按207元/m2征地费用计算，增加费用约31万元，折算到单台机增加费用约15.5万元。

低温省煤器检修维护费用按初投资的2.5％考虑，主要检修内容为：部分换热组件的检查更换或换热面表面耐酸腐蚀防腐层涂刷、部分仪表更换等，在10～15天内可以完成。

低温省煤器的经济性初步分析见表5－1。

低温省煤器的经济性初步分析（单台机组）

表5－1

序 号 项 目 单 位 无低温省煤器 设置低温省煤器 g/kW.h 万吨 万吨 49.12％ 45.88％ 268.06 156.5738 基准 基准 基准 基准 基准 基准 49.31％ 46.08％ 266.92 155.9080 －0.6658 －466.06 98 852 522.5 ＋135.85 备 注 TMCR工况 TMCR工况 TMCR工况 一、热经济性分析 1 汽轮发电机组绝对效率 2 电厂发电效率 3 电厂发电标煤耗 4 全年所耗标煤（按TMCR负荷5500h计） 5 年节省标煤 6 年节省费用（按标煤700元/t） 万元 二、厂用电分析 1 凝泵增加的轴功率 2 引风机增加的轴功率 3 年增加电耗 kW kW 万kW.h 4 年增加电费（0.26/kW.h）此数万元 13

序 号 项 目 据根据技经调整 单 位 无低温省煤器 设置低温省煤器 备 注 三、年维护费用 四、回收年限 1 低温省煤器初投资 2 年综合节省费用 3 回收年限 万元 万元 万元 年 基准 基准 32 ＋1271.5 －330.21 4.5 注：1、贷款利率按5.94％，回收年限按费用现值比较法计算。

6、下阶段进一步研究重点

为使本工程低温省煤器安全可靠运行，经济效益最大化，需进一步研究：

1）低温省煤器出口烟温的选择。达到既有防止低温腐蚀，又可最大回收热能的目的。

2）换热面管材质及型式选择，达到减少低温省煤器外形尺寸以减少占地面积，节省初投资，减少烟气流动阻力，但又利于防止积灰的目的，特别是追踪新材料的研制。

3）防止积灰的措施，包括低温省煤器内烟速选取、吹灰器设置、水清洗系统设置等。

4）根据外高桥电厂三期及其它已投运项目的运行情况，进行适当调整。 7、结论

根据上述分析，结论如下：

1）低温省煤器的布置方案，方案一（即低温省煤器布置在空预器后、电除尘器前），最大的风险是腐蚀、积灰、磨损，且无法利用

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引风机温升带来的效益。综合比较，推荐采用方案二（即低温省煤器布置在引风机后、脱硫装置前）。

2）低温省煤器在国外较早就得到了应用，在国内外高桥电厂三期等项目中也已经实施投运，低温腐蚀及换热面管的积灰问题已有相应的成熟应对措施，在技术上是可行的。

3）低温省煤器可显著提高机组热效率，降低发电标煤耗约1.05g/ kW.h，在7.2年内就可收回初投资，且可节约脱硫工艺用水量。

综上所述，本工程采用低温省煤器以实现锅炉烟气余热回收，提高机组热效率是可行的。具体详细的实施方案可在下一阶段与项目业主、主辅机设备厂深入探讨后确定。

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