一种表面换热技术和相变换热技术相结合

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1、全国设备管理创新成果2015一种表面换热技术与相变换热技术相结合的尾部烟气余热回收技术改造大唐华银金竹山火力发电分公司成果主要创造人：赵国光谢红卫成果参与创造人：陈习军李炜刘顺贵一、研究背景大唐华银电力股份有限公司金竹山火力发电分公司1号600MW亚临界机组于2006年7月投入运行，采用东方锅炉（集团）股份有限公司引进美国福斯特-惠勒公司技术生产的DG2030/17.6-Ⅱ3型锅炉，其主要型式为亚临界参数、自然循环、双拱炉膛、中间一次再热、尾部双烟道、平衡通风、露天布置、全钢结构、全悬吊结构、固态排渣、“W”火焰锅炉。#1锅炉600MW负荷工况设计排烟温度125℃。但因燃煤热值远

2、低于设计值等的原因，实际排烟温度远高于设计值，达146℃左右。二、解决方案在数次进行受热面改造及燃烧调整收效甚微后，电厂拟在尾部烟道增设烟气余热回收装置以降低排烟温度，当前国内常用的烟气余热回收装置主要有低温省煤器及相变换热器。低温省煤器安装在锅炉空气预热器出口的尾部烟道上，由管束、进口联箱、出口联箱组成。利用低压回热加热系统中的凝结水，并且可以进行高温和低温切换，出水引至相对应的加热器出口。降低锅炉排烟温度，提高发电厂循环热效率。其特点是传统低压省煤器为外螺旋翅片管屏，在烟道中进行一次表面换热，结构简单，节约安装空间、金属材料及成本，但是管壁温度不均匀，进水区段管壁温度偏低（取

3、决于进水温度），即使控制较高的出口烟温，但进水温度过低时局部区域仍会发生低温腐蚀。相变换热器是基于热管原理的一种新型换热设备，它综合发挥了不同强化传热的不同技术优势，并根据不同的使用要求，借助于设置冷热流体的不同分流和不同配比，实现高效换热。与一般换热器相比，它能在较大幅度降低废气排放温度的同时，将整个低温段受热面壁温维持在较高的温度水平，既避免了因结露引起低温腐蚀和灰堵现象，最大可能地提高了用热设备的热效率。其特点是被加热的凝结水与烟气不进行直接热交换，而是二次换热，位于烟道里面的相变下段换热器内的介质始终处于湿饱和状态，因此管壁温度均匀稳定在饱和温度值，具有良好的控制低温腐蚀

4、的能力。缺点是在同样温降能力下的金属消耗、安装空间及成本都较大。金竹山电厂#1机组由于空预器改造后排烟温度较低、酸露点温度偏高、传热温差小，而现场布置空间紧凑。因此传统的低压省煤器或单一相变换热器都难以满足要求。而将两者有机结合，在传统低压省煤器管屏前增设相变换热器作为预热段，避免了因结露引起低温腐蚀，又能最大可能地利用烟气的余热，对两者都可以起到扬长避短的效果。三、实施方案金竹山电厂#1机组烟气余热回收利用改造方案是在锅炉引风机出口与脱硫吸收塔之间的水平烟道上布置烟气余热回收利用装置，每台机组共安装2套。其中换热器的吸热段安装在烟道上，换热器的放热段就近布置在吸热段的正上方。烟

5、气余热利用装置回收的热量用来加热主机凝结水。一路DN300的管道，从6号低压加热器入口主凝结水管道上引接，将大约853t/h流量（水温83.2℃）的主机凝结水分流送到烟气余热利用装置吸热升温到105℃后，再送回全国设备管理创新成果20155号低压加热器入口的凝结水管道，系统流程如下图所示：为节约成本，烟气余热回收利用装置原初步计划采用传统的翅片管屏表面换热器，然而受机组负荷影响，凝结水温度会相应变化，根据汽轮机热平衡图及实际运行数据，60%THA工况时，#6低加进口水温仅70℃左右，比金电公司实际煤种对应的烟气酸露点温度（89℃）低很多。如果仅采用传统的翅片管屏表面换热器，进水段

6、管屏会出现较严重的酸腐蚀。为解决这一问题，我们在换热器前段布置相变换热器，利用相变换热器先将凝结水温度加热至酸露点5～10℃以上。如上图所示，该系统的换热器安装于引风机出口烟道上，相对烟气流呈整体逆流布置，分低温段和高温段两级。烟气依次流经高温段和低温段放出热量，凝结水则依次流经低温段和高温段加热到需求温度。高温段为外螺旋翅片强化换热蛇形管屏，与传统低压省煤器系统中换热器型式相同。低温段换热器采用相变换热器，该设备也是解决此次节能改造难题的核心部件。相变换热器是基于热管原理的一种换热器，分为相变上段和相变下段，相变下段采用外螺旋翅片强化换热、多管并行、竖置直管束、联箱组合，安装在

7、烟道内；相变上段为U型管管壳式换热器，安装在烟道上方。相变上段的壳程与下段之间通过下降管和上升管联系在一起，成为一个密闭空间，内部充有一定量的洁净水作为工作介质。工作时，介质水在相变下段中被加热成饱和状态，蒸汽通过上升管进入相变上段的壳程，与管程中的凝结水进行表面式换热，释放出汽化潜热，从汽相变成液相，冷凝水在重力作用下向下流动，经安装在相变上段壳程底部的下降管回流至相变下段，形成“蒸发——冷凝”的密闭循环。由于循环介质水始终处于汽液共存的饱和状态，处于烟道内部的相变下段管壁温度