分析余热锅炉尾部烟气余热回收利用可行性及案例设计
最后更新时间：2024-02-22
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论文导读：器，得到了良好的效果。关键词：烟气余热回收气气换热器（GGH）省煤器低压省煤器1、绪论随着世界能源危机的日益加深，化石燃料已近乎枯竭。我国的能源又是以煤炭为主，很多电力生产的主要能量来源均是来自煤炭燃烧放出的热能。据不完全统计，2010年我国的煤电比重占总发电量的77%。众所周知，在火力发电厂中，
摘要：锅炉尾部烟气（引风机至烟囱入口）中含有大量的热能（原烟气温度通常高达130°C ～160°C）未被充分利用而被损失掉，且该项热损失进入脱硫塔后会增大水的蒸发量。锅炉热损失中最大的一项正是这项排烟热损失，设法减少排烟热损失可以有效地提高机组的经济性、减少电力生产过程中的水耗。本文分析了目前常见三种锅炉尾部烟气余热回热方式，并通过对其余热回收原理和运行效果的比较得出最佳的烟气余热回收方式为加装低压省煤器，同时为某电厂600 MW机组设计加装低压省煤器，得到了良好的效果。
关键词：烟气余热回收气气换热器（GGH）省煤器低压省煤器
1、绪论
随着世界能源危机的日益加深，化石燃料已近乎枯竭。我国的能源又是以煤炭为主，很多电力生产的主要能量来源均是来自煤炭燃烧放出的热能。据不完全统计，2010年我国的煤电比重占总发电量的77%。
众所周知，在火力发电厂中，锅炉的排烟余热问题（暨锅炉的排烟温度高）一直是困扰着人们的一个难题。因为仅仅锅炉的排烟温度高这一项损失所造成的能源消耗就相当可观[3][4]。据统计，在火力发电厂中，锅炉的排烟热损失占锅炉热损失的70%～80%。同时由于受热面污染程度随着锅炉运行时间的增加而加剧，排烟温度要比设计温度高20°C～30°C[5]。锅炉的排烟温度过高，造成了火力发电厂煤的消耗量的增加。而目前中国现役燃煤电厂的排烟温度普遍达到了120°C～130°C[6]，对于循环流化床电厂来说，排烟温度甚至高达150°C，这也使得排烟热损失成为了锅炉各项热损失中最大的一项。对于配备独立脱硫系统的燃煤发电机组，过高的烟气温度在脱硫时还会携带大量水汽，增加脱硫水耗。因此锅炉排烟热能不仅是一项潜力很大的余热资源[7]，而且降低后的烟气还会降低脱硫水耗，节省水资源。
现有的烟气余热回收方式有很多，如气气换热器（GGH）、改造省煤器以及加装低压省煤器。下面对这几种烟气余热回收方式进行具体的分析。
理示意图如图1所示：
从原理可以看出，GGH只是将原烟气的热量传递给了净烟气，虽然使得原烟气进入脱硫塔后带水量有所降低，但是其并没有产生节能的效果。更重要的是，从目前安装有GGH的电厂运行现状分析，GGH弊大于利，主要体现在以下几方面[8]：
（1）投资和运行费用增加。据初步推算，目前国内火电厂FGD系统采用GGH的约占80%以上。（2）脱硫系统运行故障增加。由于原烟气温度的降低，在GGH的热侧会产生大量黏稠的浓酸液。这些酸液不仅对GGH的换热元件和壳体有很强的腐蚀作用，而且会粘附大量烟气中的飞灰。（3）增加相应的能耗、水耗。GGH在运行中和停机后需用压缩空气、蒸汽和高压水进行冲洗，以去除换热元件上的积灰和酸沉积物，因此增加了相应的能耗、水耗。（4）不能避免尾部烟道和烟囱被腐蚀。实践证明，烟气经过GGH加热后，烟温仍低于其酸露点，仍然会在尾部烟道和烟囱中产生新的酸凝结。
可以看出，GGH在虽然使得脱硫系统水耗降低，但是并没有真正实现烟气的余热回收（只是将烟气中蕴含的热量进行了转移），而且已成为大多数电厂的负担。因此目前新建电厂普遍都未设置GGH。故GGH利用烟气余热的方式可行性不高。
虽然增加省煤器换热面积具有安装方便、改造工作量较小等优点，但同时也受到各方面的限制：从汽水系统看，据《论文导读：在额定负荷下燃烧试验煤种时，烟气流速由8.8m/s降至8.05m/s；换热面积增加l025.2m2；传热系数由70.2W/（m2·K）降至47.12W/（m2·K）；排烟温度仅降低0.6°C。同时由于省煤器吸热量的增加使得空气预热器出口处热风温度降低3°C。所以，通过改造省煤器来进行余热回收由于灵活性和适应范围的限制而未被广泛的采用。
以某电厂四号锅炉[9]为例，改造省煤器后，在额定负荷下燃烧试验煤种时，烟气流速由8.8m/s降至8.05m/s；换热面积增加l025.2m2；传热系数由70.2W/（m2·K）降至47.12W/（m2·K）；排烟温度仅降低0.6°C。同时由于省煤器吸热量的增加使得空气预热器出口处热风温度降低3°C。
所以，通过改造省煤器来进行余热回收由于灵活性和适应范围的限制而未被广泛的采用。
低压省煤器系统图2所示，低压省煤器布置在电除尘器后的尾部烟道中，水侧采用串联方式连接在某两级低压回热器之间。
低压省煤器回收烟气余热的方式，在热力学上讲是最合理的，其优势主要有以下几点：
（1）加装低压省煤器后不会影响原汽机热力系统；（2）对于配备有独立脱硫装置的电厂，加装低压省煤器后烟气温度的降低可使脱硫塔内的水耗减少，达到节水的目的；（3）使用低压省煤器可以灵活地调节锅炉排烟温度，夏季可以使排烟温度稍微低一些，冬季则可以稍微高一些，防止低温腐蚀；（4）低压省煤器系统的投资费用较上述烟气余热回收方式要少很多。
加装方案采用低压省煤器部分替代第六级低压加热器，即低压省煤器进口与第七级低压加热器出口相连，出口与第六级低压加热器进口相连。图3所示便是加装低压省煤器方案的热力系统图。
在100%THA工况下和75%THA工况下，电厂源于：论文格式模板www.7ctime.com
加装低压省煤器后的运行效果和经济性参数分别如表2所示：
6、结语
本文对锅炉尾部烟气余热回收的四种方式进行了详细的分析，包括加装气气换热器（GGH）、改造省煤器以及加装低压省煤器。通过对其原理和运行效果的分析得出烟气余热回收的最佳方式为加装低压省煤器。同时以某电厂600MW湿排机组为对象进行了实例的分析。分析结果验证了加装低压省煤器确实是一种理想的烟气余热回收方式。这不仅体现在其良好的运行效果，更体现在其运行的经济性。热力计算结果表明，加装低压省煤器后可为电厂节省标准煤耗2～3g/（kW·h），节省脱硫水耗20t/h左右。综上所述，对低压省煤器系统进行更加深远的研究是非常有意义的。
参考文献
Luis M. Romeo，J. Carlos Abanades， Jesús M. Escosa， Jara Pa？o， Antonio Giménez. Oxyfuel Carbonation/Calcination Cycle for Low Cost CO2 Capture in Existing Power Plants[J]. Energy Conversion and Management，2008，49：2809-2814.
辛强.2010年6月全国及主要电网发电量完成情况[J].中国电力企业管理，2010，8：95.
[3]Zhelev T.K.， Semkov K.A.， Cleaner Flue Gas and Energy Recovery through Pinch Analysis[J]，Journal of Cleaner Production， 2004， 12： 165-170.
[4]R. Saidur ，J.U. A论文导读：123
hamed， H.H. Masjuki， Energy， Exergy and Economic Analysis of Industrial Boilers[J]，Energy Policy， 2010，38：2188-2197.
[5]白玉.降低电站锅炉排烟温度的途径[J].华东电力，1996，24（7）：43-45.
[6]全庆居，王学敏.锅炉烟气余热回收利用技术[N].科技创新导报，2009（18）.
[7]周振起.火电厂锅炉排烟余热利用的一种有效方法[J].冶金能源，1996，15（3）：47-49.
[8]韩璞，毛新静，焦嵩鸣，宁薇薇.湿法烟气脱硫中GGH的利弊分析[J].电力科学与工程，2006，2：28-30.
[9]高继录，魏海涛，潘继真.410t/h锅炉高温段鳍片管省煤器改造设计[J].东北电力技术，2011，11：31-34.
摘要：锅炉尾部烟气（引风机至烟囱入口）中含有大量的热能（原烟气温度通常高达130°C ～160°C）未被充分利用而被损失掉，且该项热损失进入脱硫塔后会增大水的蒸发量。锅炉热损失中最大的一项正是这项排烟热损失，设法减少排烟热损失可以有效地提高机组的经济性、减少电力生产过程中的水耗。本文分析了目前常见三种锅炉尾部烟气余热回热方式，并通过对其余热回收原理和运行效果的比较得出最佳的烟气余热回收方式为加装低压省煤器，同时为某电厂600 MW机组设计加装低压省煤器，得到了良好的效果。
关键词：烟气余热回收气气换热器（GGH）省煤器低压省煤器
1、绪论
随着世界能源危机的日益加深，化石燃料已近乎枯竭。我国的能源又是以煤炭为主，很多电力生产的主要能量来源均是来自煤炭燃烧放出的热能。据不完全统计，2010年我国的煤电比重占总发电量的77%。
众所周知，在火力发电厂中，锅炉的排烟余热问题（暨锅炉的排烟温度高）一直是困扰着人们的一个难题。因为仅仅锅炉的排烟温度高这一项损失所造成的能源消耗就相当可观[3][4]。据统计，在火力发电厂中，锅炉的排烟热损失占锅炉热损失的70%～80%。同时由于受热面污染程度随着锅炉运行时间的增加而加剧，排烟温度要比设计温度高20°C～30°C[5]。锅炉的排烟温度过高，造成了火力发电厂煤的消耗量的增加。而目前中国现役燃煤电厂的排烟温度普遍达到了120°C～130°C[6]，对于循环流化床电厂来说，排烟温度甚至高达150°C，这也使得排烟热损失成为了锅炉各项热损失中最大的一项。对于配备独立脱硫系统的燃煤发电机组，过高的烟气温度在脱硫时还会携带大量水汽，增加脱硫水耗。因此锅炉排烟热能不仅是一项潜力很大的余热资源[7]，而且降低后的烟气还会降低脱硫水耗，节省水资源。
现有的烟气余热回收方式有很多，如气气换热器（GGH）、改造省煤器以及加装低压省煤器。下面对这几种烟气余热回收方式进行具体的分析。
2、气气换热器（GGH）
对于烟气采用干烟囱排放的煤粉炉电厂，由于排烟温度的要求，脱硫后的烟气必须要进行升温处理，否则无法达到排放要求。目前这类电厂普遍采用的方式是气气换热器（GGH：Gas-GasHeater）来加热脱硫后的烟气，其基本原理是从锅炉尾部电除尘器出来的温度较高的烟气（以下称原烟气）进入GGH，将热量传递给转动的转子内的换热元件，装有换热元件（热储存物质）的转子连续地转动，将热量传给来自脱硫塔的温度较低的烟气（以下称净烟气），使净烟气温度升高，从而提高净烟气的抬升高度。其原源于：大学生论文查重www.7ctime.com理示意图如图1所示：
从原理可以看出，GGH只是将原烟气的热量传递给了净烟气，虽然使得原烟气进入脱硫塔后带水量有所降低，但是其并没有产生节能的效果。更重要的是，从目前安装有GGH的电厂运行现状分析，GGH弊大于利，主要体现在以下几方面[8]：
（1）投资和运行费用增加。据初步推算，目前国内火电厂FGD系统采用GGH的约占80%以上。（2）脱硫系统运行故障增加。由于原烟气温度的降低，在GGH的热侧会产生大量黏稠的浓酸液。这些酸液不仅对GGH的换热元件和壳体有很强的腐蚀作用，而且会粘附大量烟气中的飞灰。（3）增加相应的能耗、水耗。GGH在运行中和停机后需用压缩空气、蒸汽和高压水进行冲洗，以去除换热元件上的积灰和酸沉积物，因此增加了相应的能耗、水耗。（4）不能避免尾部烟道和烟囱被腐蚀。实践证明，烟气经过GGH加热后，烟温仍低于其酸露点，仍然会在尾部烟道和烟囱中产生新的酸凝结。
可以看出，GGH在虽然使得脱硫系统水耗降低，但是并没有真正实现烟气的余热回收（只是将烟气中蕴含的热量进行了转移），而且已成为大多数电厂的负担。因此目前新建电厂普遍都未设置GGH。故GGH利用烟气余热的方式可行性不高。
3、改造省煤器
在锅炉尾部省煤器布置空间充裕、支撑吊挂方便和给水泵裕度较大的情况下，增加省煤器换热面积是降低排烟温度、回收排烟余热的便捷方式。实施方案主要有：增加一级省煤器、增加原省煤器管排、将原来的光管省煤器改为鳝片管省煤器等。虽然增加省煤器换热面积具有安装方便、改造工作量较小等优点，但同时也受到各方面的限制：从汽水系统看，据《论文导读：在额定负荷下燃烧试验煤种时，烟气流速由8.8m/s降至8.05m/s；换热面积增加l025.2m2；传热系数由70.2W/（m2·K）降至47.12W/（m2·K）；排烟温度仅降低0.6°C。同时由于省煤器吸热量的增加使得空气预热器出口处热风温度降低3°C。所以，通过改造省煤器来进行余热回收由于灵活性和适应范围的限制而未被广泛的采用。
4、低压省煤器
锅炉机组水力计算标准方法》的规定，省煤器出口焓值与给水饱和焓之差应不小于125.4kJ/kg，以避免在水平的非沸腾式省煤器的个别管子中发生水的沸腾现象，以及由此可能带来的汽水分层和管内积盐；从烟风系统看，省煤器出口烟温的降低会影响空气预热器对冷风的加热能力，导致热风温度的降低。以某电厂四号锅炉[9]为例，改造省煤器后，在额定负荷下燃烧试验煤种时，烟气流速由8.8m/s降至8.05m/s；换热面积增加l025.2m2；传热系数由70.2W/（m2·K）降至47.12W/（m2·K）；排烟温度仅降低0.6°C。同时由于省煤器吸热量的增加使得空气预热器出口处热风温度降低3°C。
所以，通过改造省煤器来进行余热回收由于灵活性和适应范围的限制而未被广泛的采用。
4、低压省煤器
低压省煤器方案的主要特点：在尾部烟道安装低压省煤器，利用排烟余热加热低压加热器中的凝结水，从而将低压加热器中的抽汽排挤回汽轮机中继续向后膨胀做功。低压省煤器系统的换热形式类似于省煤器，但水侧的压力却远远低于省煤器的压力，故称其为低压省煤器。低压省煤器的安装使得汽机热力系统得到一份外来热量，节省了一部分抽汽，很好的回收了排烟热损失，提高了全厂的热效率。低压省煤器系统图2所示，低压省煤器布置在电除尘器后的尾部烟道中，水侧采用串联方式连接在某两级低压回热器之间。
低压省煤器回收烟气余热的方式，在热力学上讲是最合理的，其优势主要有以下几点：
（1）加装低压省煤器后不会影响原汽机热力系统；（2）对于配备有独立脱硫装置的电厂，加装低压省煤器后烟气温度的降低可使脱硫塔内的水耗减少，达到节水的目的；（3）使用低压省煤器可以灵活地调节锅炉排烟温度，夏季可以使排烟温度稍微低一些，冬季则可以稍微高一些，防止低温腐蚀；（4）低压省煤器系统的投资费用较上述烟气余热回收方式要少很多。
5、实例分析
某电厂600MW湿排煤粉炉机组安装低压省煤器加热凝结水，水侧采用串联的方式连入回热系统，气侧安装在锅炉引风机之后的水平烟道中。选用方翅片管式低压省煤器，采用顺列管束，逆流布置。低压省煤器的结构参数如表1所示：加装方案采用低压省煤器部分替代第六级低压加热器，即低压省煤器进口与第七级低压加热器出口相连，出口与第六级低压加热器进口相连。图3所示便是加装低压省煤器方案的热力系统图。
在100%THA工况下和75%THA工况下，电厂源于：论文格式模板www.7ctime.com
加装低压省煤器后的运行效果和经济性参数分别如表2所示：
6、结语
本文对锅炉尾部烟气余热回收的四种方式进行了详细的分析，包括加装气气换热器（GGH）、改造省煤器以及加装低压省煤器。通过对其原理和运行效果的分析得出烟气余热回收的最佳方式为加装低压省煤器。同时以某电厂600MW湿排机组为对象进行了实例的分析。分析结果验证了加装低压省煤器确实是一种理想的烟气余热回收方式。这不仅体现在其良好的运行效果，更体现在其运行的经济性。热力计算结果表明，加装低压省煤器后可为电厂节省标准煤耗2～3g/（kW·h），节省脱硫水耗20t/h左右。综上所述，对低压省煤器系统进行更加深远的研究是非常有意义的。
参考文献
Luis M. Romeo，J. Carlos Abanades， Jesús M. Escosa， Jara Pa？o， Antonio Giménez. Oxyfuel Carbonation/Calcination Cycle for Low Cost CO2 Capture in Existing Power Plants[J]. Energy Conversion and Management，2008，49：2809-2814.
辛强.2010年6月全国及主要电网发电量完成情况[J].中国电力企业管理，2010，8：95.
[3]Zhelev T.K.， Semkov K.A.， Cleaner Flue Gas and Energy Recovery through Pinch Analysis[J]，Journal of Cleaner Production， 2004， 12： 165-170.
[4]R. Saidur ，J.U. A论文导读：123
hamed， H.H. Masjuki， Energy， Exergy and Economic Analysis of Industrial Boilers[J]，Energy Policy， 2010，38：2188-2197.
[5]白玉.降低电站锅炉排烟温度的途径[J].华东电力，1996，24（7）：43-45.
[6]全庆居，王学敏.锅炉烟气余热回收利用技术[N].科技创新导报，2009（18）.
[7]周振起.火电厂锅炉排烟余热利用的一种有效方法[J].冶金能源，1996，15（3）：47-49.
[8]韩璞，毛新静，焦嵩鸣，宁薇薇.湿法烟气脱硫中GGH的利弊分析[J].电力科学与工程，2006，2：28-30.
[9]高继录，魏海涛，潘继真.410t/h锅炉高温段鳍片管省煤器改造设计[J].东北电力技术，2011，11：31-34.