一种传统表面换热技术与复合相变换热技术有机结合的尾部烟气余热回收技术

☆项目详细内容

电站锅炉一般在尾部竖井烟道后设置有省煤器及空气预热器来吸收烟气余热，降低排烟温度，由于锅炉煤质的原因，烟气中SO3 含量一般较高，空预器尾部受热面的出口烟温收到限制，排烟温度过低会导致空预器受热面壁温低于烟气酸露点而发生严重的腐蚀和堵灰，出于安全考虑，锅炉设计的排烟温度一般在130℃左右，在实际运行中，由于空预器漏风率增大、煤质变化等原因，锅炉排烟温度往往高于设计排烟温度10℃~15℃或更高，故锅炉烟气余热回收技术具有节能空间与市场前景。

目前国内烟气余热利用技术主要有传统低压省煤器技术与复合相变换热器两种，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，进水区段管壁最低温度接近于进水温度，即使控制出口烟温较高，但进水温度过低时局部区域仍会发生低温腐蚀。复合相变换热器技术中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工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的能力，缺点是在同样温降能力下的安装空间、金属消耗及成本都较大。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。

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5 号低压加热器入口的凝结水
管道。

☆主要技术创新

1、在开展表面换热技术与复合相变换热技术深入研究的基础上，结合现场实际情况，首次提出“传统表面换热技术与复合相变换热技术有机结合的尾部烟气余热回收技术”，并成功应用在国内600MW 大容量电站锅炉上。

2、建立了锅炉尾部烟气余热回收利用的复合相变换热数学模型，通过 DCS 自动调节，实现了烟温和凝结水温的精确控制。

3、通过自动调节凝结水流量，满足不同运行工况下，受热面金属温度始终高于烟气酸露点温度5～10℃，避免受热面发生低温腐蚀，保证系统安全运行。

4、在相变换热器后合理设置表面换热器，确保换热器出水温度与凝结水系统对应的加热器出水温度匹配，充分利用高温烟气的余热，提高了热能利用效率。

☆项目应用情况

该成果成功应用于金竹山电厂#1 机组，自2012 年9 月改造以来，复合相变换热器运行稳定，达到了预期效果。该研究成果现已推广应用于乌沙山电厂#2 机组，现已稳定运行，该研究成果在余热回收利用及防止尾部烟道低温腐蚀上效果显著，值得推广。

☆企业效益情况

项目研究应用成果普遍适用于电站锅炉，特别是排烟温度高、未安装GGH 的电站锅炉，锅炉的燃烧系统和燃烧方式不变，在锅炉燃料量不变的情况下，节省的抽汽在汽轮机中增发电功率折合单位供电标煤耗指标降低1.58g/kwh；按机组年利用小时5500 小时计算，年节约标准煤5214 吨；标准煤价按800 元/吨计算，项目实施后，每年节约燃煤成本417.12万元。另可每年减排二氧化碳13660.7 吨、二氧化硫44.3 吨、氮氧化物38.6 吨，节约脱硫耗水13.5 万吨，环境效益和社会效益都非常显著。