烟气余热回收专题报告

目录

1、低温省煤器系统概述及应用情况 (1)

2、低温省煤器热力连接方式比较 (3)

2.1、并联系统 (3)

2.2、串联系统 (4)

2.3、连接系统比较 (4)

3、低温省煤器的设置安装位置比较 (5)

3.1、安装方案一 (5)

3.2、安装方案二 (8)

3.3、安装方案比较结论 (9)

3.4、对主厂房布置的影响 (10)

4、低温省煤器防腐和防积灰措施 (10)

4.1、低温省煤器防腐的措施 (10)

4.2、低温省煤器防积灰措施 (11)

5、低温省煤器的经济性初步分析 (12)

6、下阶段进一步研究重点 (14)

7、结论 (14)

【内容摘要】本专题对低温省煤器加热凝结水的热力连接方式和布置方式进行了分析论证，对推荐的低温省煤器设置方案进行了技术经济分析，并提出了下阶段调研重点。主要结论为：设置低温省煤器在技术上是可行的，可显著提高机组热效率，降低发电标煤耗，节约脱硫工艺用水量。

1、低温省煤器系统概述及应用情况

排烟损失是锅炉运行中最重要的一项热损失，根据西安热工研究院的调研结果，有相当多的电厂运行中存在锅炉排烟温度偏高现象，而且与设计值之间的正偏差大于+10℃，有的达到+20℃以上，国内最早投运的百万机组中，玉环、泰州等电厂锅炉的排烟温度也明显偏高。由此可见，锅炉排烟温度偏高的问题具有普遍性。进行锅炉烟气余热回收，对减少排烟损失，降低排烟温度，节约能源，提高电厂的经济性，具有重要意义。而低温省煤器的运用就是提高烟气利用效率的一种手段。低温省煤器与常规省煤器不同之处在于，其采用的与烟气换热的介质为凝结水。图1是低温低压省煤器的系统连接示意，通常从某个低压加热器引出部分或全部冷凝水，送往低温低压省煤器。

图1 低温省煤器的系统连接示意图

在国外，低温省煤器较早就得到了应用。起先，前苏联为了减少

排烟损失而改装锅炉机组时，在锅炉对流竖井的下部装设低温省煤器供加热热网水之用。对于近期发展起来的超超临界发电机组而言，同样也能找到低温省煤器的痕迹，德国黑泵（Schwarze Pumpe）电厂2×800MW 褐煤发电机组在静电除尘器和烟气脱硫塔之间加装了烟气冷却器，利用烟气加热锅炉凝结水，其原理同低温省煤器一致。德国科隆Nideraussem1000MW级褐煤发电机组采用分隔烟道系统充分降低排烟温度，把低温省煤器加装在空气预热器的旁通烟道中，在烟气热量足够的前提下引入部分烟气到旁通烟道内加热锅炉给水。日本的常陆那珂电厂采用了水媒方式的管式GGH。烟气放热段的GGH布置在电气除尘器上游，烟气被冷却后进入低温除尘器（烟气温度在90～100℃左右），烟气加热段的GGH布置在烟囱入口，由循环水加热烟气。烟气放热段的GGH的原理和低温省煤器一样。

在国内，也有电厂在进行低温省煤器的改造工作，如外高桥电厂三期2×1000MW机组就进行了低温省煤器改造，低温省煤器布置在引风机后脱硫装置前，已经完成了安装调试，并投入商业运行，根据性能考核报告，其节能效果明显。见图2所示。

图2 外高桥三期烟气余热回收装置外形图低温省煤器尽管在国内和国外已经有运用业绩，但上述的例子中我们发现，在德国锅炉排烟温度较高，均达到170℃左右（这是因为这些锅炉燃用的是褐煤），而加装低温省煤器后排烟温度下降到100℃左右，回收的热量是相当可观的。因此低温省煤器对于高排烟温度的锅炉的节能效果是非常明显的。日本及外高桥电厂三期的情况与本工程较为相似，锅炉设计排烟温度不是很高（125℃左右），经过低温省煤器后烟气温度可降低到85℃左右。

2、低温省煤器热力连接方式比较

低温省煤器在热力系统中的连接方式，直接影响到它的经济性和运行的安全可靠性。低温省煤器联入热力系统的方案很多，就其本质而言，主要有两种连接系统：一：并联系统；二：串联系统。而选择何种连接系统，其比较标准在于：在确保系统的安全性的前提下，最大可能的兼顾系统的经济性。

与汽机厂初步配合后了解到，凝结水从越靠近除氧器的低加抽出到低温省煤器，汽机的热耗就越低。而且，凝结水从越靠近除氧器的低加抽出，其温度就越高，有利于提高低温省煤器换热管金属壁温，对防止低温省煤器低温腐蚀有利。

2.1、并联系统

低温省煤器的并联系统，即将部分凝结水从某级低加前接出至低温省煤器，经过低温省煤器，与烟气换热后，再回到该级低加出口或下一级低加出口。

根据招标文件中明确的信息，本工程采用上海电气集团的三大主机（其中锅炉为塔式炉）。参考采用同种主机配置的国华台山项目的热平衡图，从其THA工况热平衡图可以看出，8号低加出口凝结水

温为60.9℃，7号低加出口凝结水温为83.3℃，6号低加出口凝结水温为121.9℃。结合本工程锅炉协议中的设计排烟温度，就并联方式而言，从7号低加出口的凝结水管道抽出凝结水到低温省煤器加热后回到6号低加入口的连接方式最为合适。

2.2、串联系统

低温省煤器的串联系统，即将全部凝结水从某级低加后接出至低温省煤器，经过低温省煤器，与烟气换热后，再回到下一级低加前。同样参照采用同种主机配置的国华台山项目的热平衡图，结合本工程锅炉协议中的设计排烟温度，就串联方式而言，凝结水从7号低压加热器出口管道引出，送入低温省煤器，在低温省煤器中加热升温后，全部返回6号低压加热器的入口最为合适。

2.3、连接系统比较

从凝结水流的系统看，对于并联系统，低温省煤器与低压加热器成并联方式，与之并联的低压加热器也可是多个。并联系统的优点是，可以不增加凝结水泵扬程。因为低温省煤器绕过一、两个低压加热器，所减少的水阻力足以补偿低温省煤器及其联接管道所增加的阻力。这对改造旧电厂较为有利，除此以外，还可以方便的实现余热梯级开发利用。缺点是低温省煤器的传热温差将比串联系统低，因为分流量小于全流量，低温省煤器的出口水温将比串联时的高，所需换热面积要增加。

对于串联系统，低温省煤器串联于低压加热器之间，成为热力系统的一个组成部分。串联系统的优点是流经低温省煤器的水量最大，在低温省煤器的受热面一定时，锅炉排烟的冷却程度和低温省煤器的热负荷较大，排烟余热利用的程度较高，经济效果较好。其缺点是凝结水流的阻力增加，所需凝结水泵的压头增加。

对于本工程，锅炉BMCR工况下设计排烟温度128℃，且设计煤种含硫量较高（1.21%）烟气酸露点偏高，如采用并联方式，凝结水温升受低温省煤器所需传热温差限制，对排烟热量利用较低，因此，推荐采用串联系统连接方式。

3、低温省煤器的设置安装位置比较

如附图3－1所示，低温省煤器的布置方案有两种选择：方案一布置在空预器后、电除尘器前；方案二布置在引风机后、脱硫装置前。

图3－1 低温省煤器布置方案

（上图为方案一，下图为方案二）

3.1、安装方案一

安装方案一：布置在空预器后、电除尘器前

日本的不少大型火电厂，如常陆那珂电厂（1000MW）和Tomato－Atsuma电厂（700MW）等都有类似的布置（图3－2）。管式的GGH 烟气放热段布置在空预器和除尘器之间。管式GGH将烟气温度降低到90℃左右，并采用低低温电气除尘器。所谓低低温除尘器是指入口烟气温度在100℃以下的除尘器。对本工程此种布置方式，为减少低温省煤器腐蚀的可能性，减少风险，建议低温省煤器出口烟温高于烟气酸露点以上5℃，烟气温度从128℃冷却到110℃，低温省煤器入口烟气酸露点温度为105℃。根据计算，烟气温度降低18℃可释放

出热量约17.4MJ/s，考虑到低温省煤器的换热效率，按98％的热量被凝结水带入热力系统计算，而THA工况凝结水流量约1841.5t/h，通过低温省煤器加热后焓值升高33.34kJ/kg，温度升高约7.9℃。

图3－2 日本管式GGH的布置流程

采用这种布置方式有两大好处：1）烟气温度从128℃冷却到113℃，其飞灰比电阻降低，可大大提高电气除尘器的收尘效率，且除尘器下游的烟气体积流量也可降低5％左右，要达到同样的除尘效率，低低温电除尘器会比正常燃煤锅炉（温度为128℃左右）所配电除尘器所需容量减小很多；2）另外，除尘器下游的烟气体积流量降低约5％左右，烟道、引风机、增压风机等的容量也可相应减少，可降低厂用电。

这种布置方式最大的风险是腐蚀、积灰、磨损。低温省煤器出口烟温为110℃，经过烟道、除尘器后引风机后入口烟温要低3～4℃，已接近酸露点，对低温省煤器后全部烟道、引风机要考虑防低温腐蚀措施。对电除尘器最大的危害为烟气结露并腐蚀电除尘器壳体等金属构件，电瓷件（瓷套、瓷轴）结露，进而放电击碎，产生事故，影响电除尘器的安全运行和寿命。因此当低温省煤器布置电除尘器前时，需要考虑这些因素的影响，主要有以下几个方面：

1）对电除尘器进行防腐处理。向有关除尘器厂家咨询，主要集

中在以下几个方面：

（1）密封。电除尘器应该有很好的防止漏风措施，电除尘器过多的漏风，一方面造成电除尘器内烟温下降过大，加剧烟气结露造成危害，且在漏风点附近，由于烟气温度很低，必然有结露产生，该处将在短期产生腐蚀，时间长了腐蚀区域扩大最终导致电除尘器无法正常使用，而电除尘器的漏风点主要是穿过电除尘器孔洞，即人孔门、振打穿孔、阴极吊挂等。

（2）保温。为了充分保持烟气在电除尘器内温度，客观上增加保温层厚度或选择导热系数更小的保温材料对低温电除尘器进行保温设计施工。

（3）对绝缘子进行热风吹扫。电除尘器绝缘子为工业电瓷，其内壁处于电场烟气环境中，由于烟温过低，内表面容易产生结露并被带尘污染，对所有绝缘子进行有效加热保温使其温度在烟气酸露点以上10～15℃的同时对其内表面进行强制热风吹扫，从措施上保证吊挂绝缘子表面不产生结露现象，并保持其清洁，从而保证瓷套不被结露肥电击穿，使其安全运行。

（4）防止板线沾灰。由于烟气温度降低，增加了灰的粘性，因而对于此时的电除尘器一定要适当提高板线的振打加速度，另一方面适当提高振打频率，预防板线粘灰。对于阴极线采用易清灰不易腐蚀的材料如：不锈钢螺旋线或不锈钢放电芒刺等。

（5）考虑到酸性气体由于结露对壳体的腐蚀，电除尘器的壳体采用抗腐蚀较好的金属材料如：考顿钢或防酸涂料，以延长电除尘器的使用寿命。

以上是对低温电除尘器安全可靠运行的一些针对性措施，对于该类电除尘器电场内应保持适当高的流速，过低的烟气流速对电场内烟

温保持是不利的。因此，低温省煤器后的除尘器在同样的考核条件下，电除尘本体体积、收尘面积等不考虑进口烟气温度降低的情况时，电除尘器的投资比常规温度电除尘器将有所增加。

2）低温省煤器内换热管道容易积灰，维护费用较高。烟气由于未经过电除尘器收尘，烟气中的灰分含量较高，当通过低温省煤器时，极易积灰，影响换热效果。因此需要在低温省煤器中设置有效的吹灰措施，以减少积灰的影响。

3）由于烟气未被收尘，容易对低温省煤器中的换热管道造成磨损，运行风险大。

4）对低温省煤器后全部烟道、引风机要考虑防低温腐蚀措施。对于引风机而言，需要考虑引风机叶片和通流部分的防腐处理，国内引风机的制造厂商尚无此设计经验。需要进行防腐处理的烟道长度较长，从低温省煤器出口一直到脱硫装置入口的烟道均需要进行类似脱硫净烟道的防腐处理，费用较高。

5）低温省煤器的换热管材质选取既要考虑烟气运行温度在露点温度左右造成的腐蚀，又要考虑烟气未被收尘而造成的磨损，国内现有的材质难以适应如此恶劣的环境。

3.2、安装方案二

安装方案二：布置在引风机后、脱硫装置前

对本工程此种布置方式，烟气通过除尘器前后烟道及除尘器后，在引风机进口烟温降为119℃，经过引风机后烟气温升约10℃，低温省煤器入口烟温为129℃。为减少低温省煤器腐蚀的可能性，减少风险，建议低温省煤器出口烟温高于烟气酸露点以上5℃，烟气温度从129℃冷却到108℃，低温省煤器入口烟气酸露点温度为103℃。根据计算，烟气温度降低21℃可释放出热量约21.69MJ/s，考虑到低温省

煤器的换热效率，按98％的热量被凝结水带入热力系统计算，而THA 工况凝结水流量约1841.5t/h，通过低温省煤器加热后焓值升高41.55kJ/kg，温度升高约9.9℃。

采用这种布置方式优点是，电除尘器、引风机不需要进行防腐处理，可采用国内常规的电除尘器及引风机，技术成熟可靠；烟气通过引风机的温升被利用，收益明显；低温省煤器内换热管道的磨损较小，积灰少，运行风险大为降低。采用这种布置方式的缺点是无法利用烟气温度降低带来的提高电除尘器效率、减少引风机功率的好处；其次，其布置位置远离主机，用于降低烟气温度的凝结水管和用于吹灰的辅助蒸汽管道也较方案一长，凝结水泵需克服的管道阻力也高一些。3.3、安装方案比较结论

针对本工程煤质特性，方案一最大的问题是腐蚀、积灰、磨损，主要是：

1）低温省煤器出口烟气运行温度接近于酸露点温度，对电除尘器最大的危害为烟气结露并腐蚀电除尘器壳体等金属构件，电瓷件（瓷套、瓷轴）结露，进而放电击碎，产生事故，影响电除尘器的安全运行和寿命，因此需要对电除尘器进行抗腐蚀设计，国内厂商尚无此设计经验，需要电除尘器厂家对此进行专题研究。

2）低温省煤器内换热管道容易积灰，维护费用较高。

3）由于烟气未被收尘，容易对低温省煤器中的换热管道造成磨损，运行风险大，且影响换热效果。

4）对低温省煤器后全部烟道、引风机要考虑防低温腐蚀措施，国内引风机的制造厂商尚无此设计经验。需要进行防腐处理的烟道长度较长，费用较高。

5）低温省煤器的换热管材质选取既要腐蚀，又要考虑磨损，国

内现有的材质难以适应如此恶劣的环境。

除以上问题外，布置方案一还不能利用烟气通过引风机的温升，收益较差。

综合比较，本工程低温省煤器的设置方案，推荐采用方案二。3.4、对主厂房布置的影响

采用方案二，低温省煤器的外形尺寸大致为4×10×12m（长×宽×高），每台炉设置2台，由于低温省煤器的外形尺寸与烟道尺寸不能完全一致，因此前后都要设置异径管，考虑异径管长度后，总长约为7~8米，相对主厂房而言，A列到烟囱的距离需相应增加7~8米。

4、低温省煤器防腐和防积灰措施

低温省煤器在国外较早地得到了应用，德国、前苏联、日本就有大机组设置低温省煤器正常运行的先例，在国内外高桥电厂三期2×1000MW机组也已经进行了低温省煤器改造，其腐蚀和积灰的问题已基本得到解决，并已有相应的应对措施。

4.1、低温省煤器防腐的措施

设置低温省煤器的目的是回收排烟热量，凝结水温度必须低于入口烟温才能由烟气向凝结水传热。本工程采用上海电气集团的三大主机（其中锅炉为塔式炉）。参考采用同种主机配置的国华台山项目的热平衡图，从其THA工况热平衡图可以看出，8号低加出口凝结水温为60.9℃，7号低加出口凝结水温为83.3℃，6号低加出口凝结水温为121.9℃。根据第2节的分析，低温省煤器与热力系统串联连接，从7号低加出口的凝结水管道抽出凝结水到低温省煤器加热后回到6号低加入口的连接方式最为合适。入口水温低于酸露点，不可避免会使部分换热面管壁温低于酸露点，就有酸液在换热面上析出，低温腐蚀不可避免，但已有应对措施，综合起来有以下几个方面：

1）排烟温度高于烟气酸露点温度。

2）换热面材质采用耐腐蚀材料，从性价比考虑，通常选用ND 钢。

3）低温省煤器的换热面管可以采用光管、热管或螺旋肋片管。与普通光管、热管相比，螺旋肋片管传热性好，即使肋片间距较大时，其换热面积也比同种管径光管、热管要大，因此可减小低温省煤器的外形尺寸和管排数，减少烟气流动阻力。另外相同水温时，螺旋肋片管的金属壁温高于光管、热管，对防止低温腐蚀有利，通常选用螺旋肋片管。

4）换热面表面涂耐酸腐蚀防腐层。

4.2、低温省煤器防积灰措施

本工程推荐低温省煤器布置在引风机后、脱硫装置前，烟气已经过电除尘器收尘，烟气中的灰份含量较低，积灰可能性较布置在除尘器前大为降低，但部分换热面管壁温低于酸露点，有酸液在换热面上析出，且选用螺旋肋片管，积灰问题不可忽视，但已有应对措施，综合起来有以下几个方面：

1）选用螺旋肋片管，相同水温时，螺旋肋片管的金属壁温高于光管、热管，另外采用壁温自动控制系统，尽量保证金属壁温高于烟气酸露点，使壁面不会结露而引发粘灰。

2）设计烟速在合理范围内取上限值，使烟气有较好的自吹灰能力。

3）选择合适间距的螺旋肋片管，以防结灰搭桥。

4）在低温省煤器管排间增加一定数量的吹灰器。

5）低温省煤器采取可拆卸的布置方式，并在低温省煤器上设置水清洗装置。

综上所述，低温省煤器在国外较早就得到了应用，在国内外高桥电厂三期的改造也已经投运，低温腐蚀及换热面管的积灰问题已有成熟的应对措施，在技术上是可行的。

5、低温省煤器的经济性初步分析

根据计算，烟气温度降低21℃可释放出热量约21.69MJ/s，按98％的热量被凝结水带入热力系统计算，凝结水温度升高约9.9℃，与主机厂配合后，进行初步计算，汽轮发电机组绝对效率提高约0.21％，电厂发电效率提高约0.2％，发电标煤耗降低约1.14g/kW.h。另外，脱硫吸收塔入口烟气温度由129℃降低至108℃后，吸收塔内蒸发水量减少，脱硫工艺水耗量相应节省约20t/h（每台炉，THA工况）。但由于设置了低温省煤器，导致引风机压头增加600Pa左右，凝结水泵扬程增加约15mH2O，厂用电负荷要增加。

低温省煤器初投资包括以下方面，每台机组增加初投资1371.5万元：

1）低温省煤器的设备投资。经向相关制造厂咨询，每台机组换热面积约33000m2，换热管材质按国产ND钢（每吨价格~2万元）考虑，换热管总重400t，每台机组增加设备费用约900万元。

2）引风机压头增加，凝结水泵扬程增加导致引风机及凝结水泵价格增加。凝结水泵价格增加不大，可予忽略，每台炉引风机及电机价格增加约80万元。

3）增加300m左右的凝结水管道及3个电动关断阀，同时需要对300m左右的凝结水管道进行保温处理，增加费用约150万元。

4）由于引风机及凝泵电负荷增加，电气盘柜要增加10万初投资。

5）每台机烟道重量增加100t左右，增加费用约96万元。

6）从低温省煤器出口至脱硫装置的烟道需要进行防腐处理。低

温省煤器出口至脱硫装置烟道长度约30米，增加费用约90万元。

7）吹灰蒸汽及水清洗管路，增加费用约40万元。

8）A列到烟囱距离增加约8m，两台机占地增加约1500m2，按207元/m2征地费用计算，增加费用约31万元，折算到单台机增加费用约15.5万元。

低温省煤器检修维护费用按初投资的2.5％考虑，主要检修内容为：部分换热组件的检查更换或换热面表面耐酸腐蚀防腐层涂刷、部分仪表更换等，在10～15天内可以完成。

低温省煤器的经济性初步分析见表5－1。

低温省煤器的经济性初步分析（单台机组）

表5－1

注：1、贷款利率按5.94％，回收年限按费用现值比较法计算。

6、下阶段进一步研究重点

为使本工程低温省煤器安全可靠运行，经济效益最大化，需进一步研究：

1）低温省煤器出口烟温的选择。达到既有防止低温腐蚀，又可最大回收热能的目的。

2）换热面管材质及型式选择，达到减少低温省煤器外形尺寸以减少占地面积，节省初投资，减少烟气流动阻力，但又利于防止积灰的目的，特别是追踪新材料的研制。

3）防止积灰的措施，包括低温省煤器内烟速选取、吹灰器设置、水清洗系统设置等。

4）根据外高桥电厂三期及其它已投运项目的运行情况，进行适当调整。

7、结论

根据上述分析，结论如下：

1）低温省煤器的布置方案，方案一（即低温省煤器布置在空预器后、电除尘器前），最大的风险是腐蚀、积灰、磨损，且无法利用

引风机温升带来的效益。综合比较，推荐采用方案二（即低温省煤器布置在引风机后、脱硫装置前）。

2）低温省煤器在国外较早就得到了应用，在国内外高桥电厂三期等项目中也已经实施投运，低温腐蚀及换热面管的积灰问题已有相应的成熟应对措施，在技术上是可行的。

3）低温省煤器可显著提高机组热效率，降低发电标煤耗约1.05g/ kW.h，在7.2年内就可收回初投资，且可节约脱硫工艺用水量。

综上所述，本工程采用低温省煤器以实现锅炉烟气余热回收，提高机组热效率是可行的。具体详细的实施方案可在下一阶段与项目业主、主辅机设备厂深入探讨后确定。