低温省煤器技术实际运用范例

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1、低温省煤器技术实际运用范例【摘要】本文简要论述了低温省煤器技术在某厂的实际利用，对于600WM机组的应用，取得了良好的经济性，可以使得机组供电标煤耗降低1.5g/kWh以上，排烟温度降低50°C以上，大大降低了排烟热损失，可提高机组热效率，节能、节水效果显著，符合国家〃节能减排〃的政策，具有很好的经济价值。【关键词】烟气；煤器；技术1概述对于火力发电厂的热力系统而言，可以采用以下三种方法提高全厂的热效率。①提高蒸汽参数。②降低汽轮机的排汽参数。③减少锅炉烟气的排放热损失。其屮，提高参数等级，必须在设计初期，而且对钢材要求更高，人人的提高了设备成木；降低汽轮机排汽参数，必须提高

2、机组真空，提高冷却水参数，现实中难以寻到满足条件的冷源。因此，采用减少锅炉排汽热损失的方法最为实际。排烟损失是锅炉运行中最重要的一项热损失，一般约为5%—12%,占锅炉热损失的60%—70%,影响排烟热损失的主要因素是排烟温度，一般情况下，排烟温度每增加10°C,排烟热损失增加0.6%--1%,相应多耗煤1.2%-2,4%我国火力发电厂的很多锅炉排烟温度都超过设计值，约比设计值高20-50°Co所以，降低排烟温度对于节约燃料和降低污染具有重要的实际意义，实践中以降低排烟温度为日的的锅炉技术改造较多。但由于大多数电厂尾部烟道空间太小，防磨、防腐要求较高，引风机的压头裕量不大等实

3、际情况。为了降低排烟温度，减少排烟损失，提高电厂的运行经济性，可考虑在烟道上加装低温省煤器。低温省煤器的具体方案为：凝结水在低温省煤器内吸收排烟热量，降低排烟温度，自身被加热、升高温度后再返回汽轮机低压加热器系统，代替部分低压加热器的作用。在发电量不变的情况下，可节约机组的能耗。同时，由于进入脱硫塔的烟温下降，述可以节约脱硫工艺水的消耗量。某厂#4炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司与三井巴布科克公司合作设计、制造的HG-1900/25.4-YM4型超临界变压运行直流锅炉，锅炉形式为一次再热、单炉膛、前后墙对冲燃烧方式、尾部双烟道结构、采用烟气挡板调节再热汽温、固态排渣、平衡通风、全

4、钢构架、露天布置、全悬吊结构口型炉。锅炉设计煤种为山西大同塔山矿洗精煤，以东胜纳林庙烟煤作为校核煤种。烟气脱硫采用石灰石一石膏湿法脱硫工艺。汽轮机为哈尔滨汽轮机有限责任公司制造的超临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式汽轮机，型号是CLN600-24.2/566/566,采用数字式电液调节(DEH)系统。2安装位置由于低温省煤器的传热温差低，因此换热面积大，占地空间也较大，所以在加装低温省煤器时，需合理考虑其在锅炉现场的布置位置。日前来说有两种安装位置，一种为布置在电除尘入口位置，另一种为布置在脱硫吸收塔入口位置。该公司选用的为布置在在除尘器的进口喇叭处和垂直烟

5、道处分别设置烟气余热利用节能装置，采用汽机冷凝水与热烟气通过烟气余热利用节能装置进行热交换，使得除尘器的运行温度由原来的150°C下降到95°C左右。烟气余热利用节能装置改造示意图：烟气余热利用节能装置换热工艺回路方案图：烟气余热利用节能装置换热系统总体说明：烟气余热利用节能装置换热系统与汽机凝结水等的回热系统并联布置，其进水口取自前级冋热系统，配置电动阀，可实现烟气余热利用节能装置进水量的切换和调节；通过烟气余热利用节能装置加热后的凝结水在汽机凝结水低压回热后级加热系统适当位置与主凝结水汇合后送往除氧器。具体为：LSC换热器受热面管束安装在空气预热器出口至除尘器之间的烟道内

6、，供水管线分别从#4机组的#7#8低加前和#6低加前引出，经过一条供水管接入水平段LSC换热器上集水箱。回水管线白垂直段LSC换热器下集水箱引出，接入#4机组的#5低加前或除氧器前。烟气余热利用节能装置的给水跨过若干级加热器，利用低压加热系统级间压降來克服烟气余热利用节能装置管道流阻，为了保证客服沿程阻力，烟气余热利用节能装置系统水侧有增压泵（变频泵）设计，出口设置逆止门。3加装低温省煤器要考虑的问题3.1低温省煤器的防堵、防积灰和防磨损加装烟气余热利用节能装置后，在额定负荷情况下，烟气余热利用节能装置以及电除尘器前后烟气压差小于550Pa,烟道内部的烟气动力场均经过数值计算

7、和优化处理，防止烟气偏流的发生。应充分考虑烟气余热利用节能装置积灰的问题。该厂低省设有吹灰装置，气源取自输灰压缩空气,按照设定周期对低省受热面进行吹灰，防止低省积灰。采取防磨以及导流引流扩容多项措施，改善烟气余热利用节能装置的气流分布均匀性的同时，还可改善磨损状况，提高烟气余热利用节能装置使用寿命。所有换热面均为组排设计出厂，方便现场安装，有利于保证产品质量;同时对全部换热管排采用多点铅垂自由悬吊设计，有利于热膨胀伸缩，并避免应气流震动等可能导致的构件磨损问题。将集水箱分段设计，减小误差累积，确保换热管