烟气余热换热器的热力学和经济性分析

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1、烟气余热换热器的热力学和经济性分析增设烟气余热换热器可以使烟气进入脱硫塔的温度有效的得到降低，对烟气的余热进行回收利用，以下是小编搜集整理的一篇探究烟气余热换热器热力学的论文范文，欢迎阅读参考。　　：本文结合了大唐太原第二热电厂火力发电#10、#11机组增设烟气余热换热器(低压省煤器)工程改造方案，提出在引风机出口烟道位置安装余热换热器(低压省煤器)，将烟气温度降低到102℃，将回收的热量输送到凝结水回热系统中(冬季的工况不同，加热热X供水)，使用热力学进行分析，可以使发电标煤耗降低，使每台机组的脱硫吸收塔喷淋降温用水减少。　　关键词：烟气余热换热器电站锅炉热力学经济性　　在传统的锅炉

2、设计中，要对煤炭的价格、钢材的价格、烟气的低温腐蚀进行综合的考虑，通常将大型电站的燃煤锅炉空气预热器排烟温度设置在120℃～130℃左右，对硫分和水分较多的燃料要将排烟的温度设定到更高的数值。这样的设计在不强制烟气脱硫和煤炭价格较低的情况是可以使用的。　　火电厂烟气脱硫工艺中最常用的是以湿式石灰石――石膏烟气脱硫技术，烟气进入到脱硫塔中的温度(最佳反应温度)大约在80℃左右，锅炉空气预热器出口的烟气一般经过GGH或者是喷淋减温后进入到脱硫塔中。回转式GGH方式因为有漏烟的现象，对脱硫的效率等会造成影响，所以使用的较少，喷水减温方式虽然简单可行，但是需要消耗大量的水资源。本文结合了大唐太

3、原第二热电厂火力发电#10、#11机组增设烟气余热换热器(低压省煤器)工程改造方案为例，脱硫塔不使用GGH技术，对烟气进脱硫塔之前和部分凝结水换热进行探讨，目的降低脱硫烟气的温度，利用余热将机组效率的可行性和经济型进行提高。　　1工程概况　　大唐太原第二热电厂#10、#11号锅炉为东方锅炉厂设计制造的亚临界、中间一次再热、全悬吊、自然循环、平衡通风、燃煤汽包炉。锅炉型号为DG1065/17.4-Ⅱ12。厂址区域地震动峰值加速度0.2g(对应震烈度为8度)，地震动反应谱特征周期0.35s。地下水位埋深一般2.6-2.8m，根据水质分析结果，场地内地下水对钢筋混凝土基础无任何腐蚀性。　　2

4、#10、#11机组增设烟气余热换热器(低压省煤器)设计条件　　锅炉原烟气的流经顺序为锅炉→锅炉尾部烟道→静电除尘器→余热换热器→脱硫吸收塔→烟囱，烟气被冷却后放出的热量用来加热热X水或汽机凝结水。　　烟气余热换热器的水来自除盐水或热X水，在冬季进行运行时，烟气余热换热器接入热X水系统，来自热X回水母管的水(温度约为60℃左右)进入烟气余热换热器，通过烟气余热换热器换热元件与烟气进行换热，被烟气加热后(水温110℃左右)送回至热X回水母管，并入热X系统。在夏季进行运行时，烟气余热换热器切换至依靠除盐水自循环运行，并通过板式换热器加热来自7号低加入口处的凝结水，被加热后的凝结水温度达到7号

5、低加出口水温，回至凝结水主系统，主凝结水回路与烟气余热换热器回路成并联布置。汽机凝结水进、出水选用参数选择按照《某热电厂300MCR工况至100%BMCR工况，在此工况范围内烟气余热换热器出口烟温和水温均应保持在要求的范围内，与设计温度的差异小于±5℃。自烟气余热换热器投入商业运行，烟气余热换热器系统的利用率高于脱硫系统运行时间的95%。烟气侧会出现H2SO4悬浮颗粒的残余液滴。　　目前运行状况：　　①目前实际燃用煤质状况：　　干燥无灰基挥发份35±5%(绝对值)。　　收到基全水分10±4%(绝对值)。　　收到基灰份35±5%(绝对值)。　　收到基低位发热量17Mj±10%(相对值)。

6、　　②目前排烟温度状况：140～160℃(电除尘后)。　　要求改造后余热换热器出口烟气温度降至102℃。　　通过换热器的烟气量按1100000Nm3/h设计;最气量按1200000Nm3/h校核。　　4换热器的热平衡计算和凝结水系统的设置　　根据#10、#11机组的THA工况进行计算，烟气换热器将电除尘器的出烟口温度降至102℃进入到脱硫塔中。　　由轴封加热器出口分流部分凝结水到换热器，凝结水的温度在换热器内进行加热后回到6号低压加热器和7号低压加热器出口的凝结水汇合。使用热平衡计算方法确定换热器的凝结水流量。凝结水在换热器中吸收的热量在7号、8号低压加热器中吸收的热量进行抵消，7级、

7、8级抽汽量则降低，降低的抽汽量增加了低压缸做功，使热量的利用效率得到了提高。　　安装烟气换热器后的热平衡如下图所示：　　从安装换热器前后的对比图中可以看出低压缸各级的抽汽流量会发生变化，但是温度和压强却没有得到改变，凝结水的温度也没有发生改变。首先按照余热换热器烟气侧的放热量对换热器的水侧流量进行计算，然后按照热量平衡计算出各低压抽汽的流量。7级、8级抽汽所降低的部分在低压缸中做功。进行换热器安装后，烟气的阻力会得到增加，使引风机的能耗也得到上