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电站锅炉深度降烟温及变能级余热利用系统节能技术

发布时间: 2020年12月23日
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项目介绍
◆ 技术概述 

针对常规低压省煤器余热利用能级低、节能量不高的现状,研究一种新型变能级余热利用系统。该系统可以深度降低锅炉排烟温度,提高烟气余热能级,保护空预器冷端,提高电除尘器效率;该系统已获得发明专利《电站锅炉排烟余热高品位回收利用系统发明专利号》,实用新型《火电厂机炉联合深度节能系统专利号》,实用新型《一种炉内外联合降低锅炉排烟温度的系统专利号》,通过系统优化设计确定系统选型,实现变能级余热利用的效益最大化,达到加热锅炉送风零汽耗常年运行,获得最佳运行模式。
◆ 系统构成

该系统在空气预热器后烟道设置能级提升装置,在送风管道设置冷端保护装置,将所回收排烟余热分成两个部分。高能级热能用于汽轮机主凝结水,提高汽轮机增发功率;低能级热能则用于加热入炉冷风,改善燃烧工况,提高空气预热器冷段金属壁温。

该系统配置了变工况控制器,通过闭环控制使系统在不同负荷、季节、煤质下均能处于最优运行状态。系统构成如图所示。 

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◆ 工作原理     

该系统通过加装能级提升装置和冷端保护装置,实现烟气余热变能级利用。将能级提升装置分为高、低能级两段,低能级段位于高能级段之后,高能级段与汽轮机主凝结回路成并联布置,选取合适的进回水点,与主凝结水汇合,在相同余热回收量下,取得最高的装置出水温度。低能级段的水路为一闭式循环回路,其热侧吸收烟道余热,在冷侧将热量传递给冷端保护装置,从而加热锅炉送风,后者在提升空气预热器出口烟温的同时,提升了烟气余热利用的能级,增益前者的节煤效益。装置运行可分常规模式和冬季模式。


该系统配备变工况控制器,利用传热学理论建立精确的换热数字模型,用于动态实时测算锅炉尾部烟道中能级提升装置、风道中冷端保护装置和空气预热器所形成的吸热量分配,获得最佳温度分布模式。

技术创新点
◆  烟气余热资源升级利用的创新

将低能级的烟气余热通过特定方式转换为高能级的烟气余热加以利用,与汽轮机关联的高能级段运行于超出原排烟温度近15—20℃的高烟温区域,从而提高了装置回水的能级,回热加热器排挤功增加,提高单位烟温降低的标煤节省量。
◆  烟气余热资源梯级利用的创新

烟气余热的炉外利用与炉内利用有机结合,低能级热量用于加热锅炉送风、高能级热量用于汽轮机发电,使烟气余热资源最大限度的得到梯级利用。
◆  烟气余热资源个性化利用的创新

对于有GGH限制的机组可实现有限烟温降的效益增益,对于无GGH限制的机组则可将排烟温度降低到接近烟气酸露临界点,二者的共同特点是低品位热源得到高品位利用。
◆  烟气余热加热锅炉送风零汽耗的创新

利用低能级热量加热锅炉送风,替代原有常规暖风器的汽轮机抽汽加热,实现全年加热锅炉送风零汽耗。
◆  烟气余热资源联合利用的创新

与锅炉关联的低能级段使进入空气预热器的风温和离开空气预热器的烟温同时升高,促使空气预热器冷端综合温度大幅升高,可以防止和减轻空气预热器的低温腐蚀与积灰,尤其对实施脱硝改造后的机组,排烟温度的降低和空气预热器冷段壁温的提高联合效益更加实用。
 ◆  脱硫系统免喷水与降低排烟湿度的创新

湿法脱硫的最佳工作温度为70℃左右,从110-130℃的烟气温度降低到70℃脱硫所需温度。取消GGH后吸收塔入口原烟气温度不能高于160℃、出口烟温不能高于55℃,处于安全运行的考虑需要进行喷水,既避免或减少了系统的喷水,又起到降低烟气湿度保护烟囱的作用。
◆  变能级系统闭环管控优化运行的创新

通过开发变工况控制器,建立精确的空气预热器变工况模型、热力参数耦合计算模型、能级提升模型、壁温控制模型、热量分配模型、流量控制模型和运行方式切换模型,获得最佳的热量分配,使得系统在不同负荷、季节、煤质下均能处于最优运行状态。

典型用户

        

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经济效益

华电邹县电厂300MW等级机组的低低温省煤器已于2011年5月初正式投运。到目前为止,运行情况良好。华电邹县电厂安装低低温省煤器前,由于空预器出口烟气温度较高,最高达150℃,平均烟温125℃,安装低低温省煤器后,吸收的烟气热量用以加热汽机凝结水,排挤低加抽汽,增加汽机做功能力,实现了节能减排的目的。低低温省煤器系统安装运行后,出口烟气温度控制在100—105℃之间,且温度较为均匀,达到了电厂的预期目标,经华电电科院实测节煤量1.36g/kWh左右。

华电章丘发电有限公司300MW等级机组3号炉改造,入炉煤质硫分在1.0%左右,烟气酸露点约100℃,初步确定排烟温度降低至75℃,夏季排烟温度平均140℃,冬季排烟温度平均126℃,全年平均排烟温度136.5℃,年降温幅度约60℃,节约供电煤耗全年平均5.6g以上。全年节省加热冷风抽汽量18000t以上。