火力发电厂烟气余热回收装置设置研究

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1、火力发电厂烟气余热回收装置设置研究：介绍烟气余热回收装置原理及现状，针对某火力发电厂烟气余热回收问题提出是否设置余热回收装置，并进行经济比较，得出在湿法脱硫系统的机组，设置烟气余热回收装置具有可观的经济效益和社会效益。　　关键词：节能；余热回收　　Abstract:thispaperintroducesthefluegasrecoverydeviceprincipleandstatusquo,invieethermalpoicparison,inthattheunit,setthefluegasrecoverydevicehaveconsid

2、erableeconomicbenefitandsocialbenefit.　　KeyW机组为例，该工程采用石灰石湿法脱硫系统，由锅炉出口来的烟气要经喷淋、脱硫等工艺从吸收塔入口的117℃左右最终降低到50℃左右从脱硫系统排出，这一工艺系统浪费了大量的水和能源。因而考虑在吸风机出口烟道加装烟气余热回收装置，将来自回热系统的凝结水加热，再通过升压泵送回至回热系统，由此可以减少抽汽量、减少额定工况的进汽量、降低机组热耗，最终降低机组燃煤量，从而实现节能降耗。　　3.1烟气余热回收装置设计条件　　针对该项目，烟气余热回收装置烟气侧入口烟气温度为11

3、7℃，烟气侧出口温度为90℃，水侧入口温度50.5℃，出口温度100℃，与7号低加进出口水温匹配，即从7号低加入口引出，加热后回至7号低加出口。　　烟气余热回收装置设计数据见下表：　　表3-1烟气余热回收装置数据表（1台装置）　　　　　　经计算，1台机组安装2台烟气余热回收装置可以将540t/h50.5℃的凝结水加热至100℃，而1台机组额定工况下凝结水量～1868t/h，所以实际运行状态是第7级低加和热量回收装置并联运行。在系统设计中，第7级低加进水侧加装一个调节阀。在系统运行中，当热量回收装置出水温度低于第7级低加出水温度时，开大调节阀开

4、度，增加第7级低加进水流量，减少热量回收装置进水流量，直至热量回收装置出水温度和第7级低加出水温度相等；当热量回收装置出水温度高于第7级低加出水温度时，减小调节阀开度，减少第7级低加进水流量，增加热量回收装置进水流量，直至热量回收装置出水温度和第7级低加出水温度相等。　　当机组负荷降低时，第7级低加冷凝水进口温度相应降低，由于控制低温腐蚀的要求，热量回收装置的传热管金属壁温不允许降低，所以要考虑在烟气余热回收装置加装再循环管路，在机组负荷较低时提高热量回收装置的进水温度，保证安全可靠运行。　　烟气余热回收装置烟气侧出口温度控制在烟气露点之上，

5、以防止烟气低温腐蚀。烟气余热回收装置传热管的实际运行金属壁温取决于烟气温度、冷凝水温度、烟气侧传热系数、水侧传热系数、传热管型式等因素。在机组满负荷工况，传热管金属管壁温度设计取值为90℃；在机组部分负荷运行工况，采用烟气余热回收装置传热管壁温自动控制系统，保证运行中传热管金属管壁温度不低于烟气露点。　　3.2投资比较　　下面对设置烟气余热回收装置和不设置烟气余热回收装置两个方案的投资进行初步比较。　　　　　　由上表可知，设置增加烟气余热回收系统增加初投资744万元，按照本工程的贷款利率和还款年限折算至每年的还款金额约为106万元。　　3.3

6、能耗指标比较　　由于设置烟气余热回收装置后，进入脱硫吸收塔的烟气温度由117℃降为90℃，因而喷水量相应减少～55t/h。　　根据两方案的热平衡图，额定工况下设置烟气余热回收装置方案的汽轮发电机组热耗比不设置烟气余热回收装置方案的汽轮发电机组热耗降低了25kJ/kWh。　　能耗指标对比表见表3-3。　　　　　　4结论　　由上述论述和对比可知，设置烟气余热回收装置可合理回收烟气中的余热，大量降低发电机组能耗，虽然增加了初投资，但每年节水30.25万吨、节标煤4857吨，约4年即可收回投资。　　锅炉尾部排烟温度一般可达120℃以上，而湿法脱硫系统

7、要求吸收塔入口的烟气温度仅为80℃左右，如果采用常规设计模式将有大量的烟气热量被浪费，因而在采用湿法脱硫系统的机组，设置烟气余热回收装置的经济效益和社会效益很可观。