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能源节约

烟气余热利用探讨

2015-02-05 15:00:00来源:网络浏览:评论:0
  引言   目前,我国的能源利用效率很低,工业技术水平低是明显的,高能耗产品的单位能耗一般比西方发达国家高12%-55%,能源综合利用率只有32%左右,我国能源问题已成为制约经济发展和实现经济发展战略目标的重大因素。在国家大力推行节能减排能源政策的大背景下,热电厂丰富的余热资源正引起人们越来越多的关注。热电厂输入燃料总热量的35%左右转变为电能,而60%以上的热能主要通过锅炉排烟和汽轮机凝汽器的循环水散失到环境中。如何能把这部分热能通过合理经济的技术手段加以利用,一直是电厂和节能工作者关注的焦点。对于锅炉的排烟余热,由于烟气温度较高,利用起来相对容易。低温省煤器即是烟气余热利用装置之一,根据目前国内外的实际应用情况,采用设置低温省煤器技术是最主要和普遍的技术手段,并取得了较好的节能效果   1 工程简介   1.1 低温省煤器布置 本文以某电厂一期2×350MW热电联产工程为例,低温省煤器的断面尺寸约9.4×5.6m,轴向长度3m。低温省煤器布置在引风机出口水平烟道上。   1.2 低温省煤器配置方案介绍 本工程低温省煤器布置在引风机出口与脱硫吸收塔进口之间此方案的主要优点:①由于低温省煤器入口的烟气已经过除尘,低温省煤器传热管的飞灰磨损问题大大改善;②由于低温省煤器下游紧接着脱硫吸收塔,不需要考虑下游设备的低温腐蚀问题,只需考虑低温省煤器自身传热管的低温腐蚀,因此烟气换热量可较方案一大大增加。   主要缺点:不能得到由于烟气温度下降带来的除尘器效率提高和引风机能耗降低的好处。   根据本电厂提供的煤质资料分析,除尘效率≥99.8%才能满足国家环保要求,本着节省初投资和减少占地面积,该电厂现阶段采用“1电2袋”除尘器,所以通过降低烟温来提高除尘器效率的意义不大;另外对于本方案来说,低温省煤器的烟气侧运行环境较好,初投资较低,烟气换热量最大。   1.3 低温省煤器热力系统流程 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,降低机组热耗和煤耗。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不低于64℃,本工程在非采暖工况时,冷凝水从7号低加出口引出,经过换热后回到7号低加入口,加热部分凝结水;采暖工况时,冷凝水从6号低加出口引出,经过换热后回到6号低加出口,加热部分凝结水。   1.4 安装低温省煤器后低温加热器的运行参数 实际运行中,抽汽侧参数没有变化,通过并联低温省煤器,在采暖期和非采暖期加热6号低加入口的部分凝结水,改变进入6号低加的凝结水量,使得实际抽汽量比设计数据减少(考虑疏水热量),第6级低加抽汽减少量24.76t/h,第7级低加抽汽减少量25.64t/h,抽汽量变化引起机组全年发电量增加1502kW。   2 低温省煤器经济性分析   2.1 低温省煤器对主机经济性分析 低温省煤器的经济效益主要体现在两个方面:①汽轮机低压缸的低压加热器(第6、7级低加)的抽汽量变化引起的机组发电量的增加1502kW;②减少了脱硫吸收塔内烟气蒸发需要的补水量(现阶段忽略脱硫塔内减温喷水的影响)。加装了低温省煤器后的电能消耗:烟水换热器增加的引风机电功率260kW及加压泵增加的电功率140kW,实际可以增加的发电量为1102kW。机组在非采暖期的热耗为8457.7kJ/kW?h,加装了低温省煤器后能减少的热耗约为3.19kJ/kW?h,锅炉效率按93.7%(BMCR工况),管道效率按99%,则加装了低温省煤器后能减少的标煤耗为0.117g/kW?h。(未考虑汽轮机的排汽损失)机组在采暖期的热耗为5910.7kJ/kW?h,加装了低温省煤器后能减少的热耗约为80.44kJ/kW?h,锅炉效率按93.7%(BMCR工况),管道效率按99%,则加装了低温省煤器后能减少的标煤耗为2.96g/kW?h。(未考虑汽轮机的排汽损失)机组非采暖期的运行小时数为1756h,采暖期的运行小时数为4368h,因此加装了低温省煤器后机组年减少发电煤耗约0.903g/kW?h。按标煤价为800元/吨,机组满发年发电量按5500小时计算,一台机组节煤效益为每年139.06万元左右,全厂两台机组节煤效益为每年278.12万元。   2.2 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85~90℃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约为:20T/h(每台机组)。本工程进入脱硫系统的补水每吨按照2.34元计列,每年利用小时数按5717小时计算,一台机组节水效益为每年26.76万元,全厂两台机组节水效益为每年53.52万元。   2.3 综合经济性分析 每台机组低温省煤器综合经济性分析见表1。   电厂运行不可能均在满负荷下运行,考虑负荷分配的数据待得到主机厂数据后做进一步分析。由上综合经济性分析表,对于本工程安装低温省煤器,在不考虑检修和维护费用的前提下,其投资静态投资回收期为2.77年,动态投资回收期为3.20年,具有非常好的经济效益。   3 结论   ①本工程脱硫烟气的低温腐蚀水露点温度~44℃。烟气低温省煤器传热管金属壁温设计取值64℃,低温省煤器可安全可靠运行;②采用热水再循环技术可以自动控制传热管运行金属壁温,防止低温腐蚀;同时可以根据运行中的低温腐蚀实际情况,调整传热管运行金属壁温自动控制设定值并实现自动控制,保证安全可靠运行;③本工程加装烟气低温省煤器后每台机组能节省发电标煤耗约0.903g/kW?h。按招标文件提供数据,标煤价为800元/吨计算,节煤效益约为每年278.12万元;④本工程加装烟水换热器后每台机组脱硫装置能节水约20t/h,节水效益为每年26.76万元左右;⑤由于本工程煤价和水价均较高,低温省煤器的节能特性能充分发挥,经济效益明显,加装低温省煤器系统后的静态回收期仅2.77年,动态回收期仅3.20年,因此本工程加装低温省煤器经济效益明显。
 

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