600MW 机组烟气余热利用技术综合分析
第45卷 第7期
2016年7月
THERMALPOWERGENERATION
热 力 发 电
Vol 45 No 7
Jul016y2
600MW机组烟气余热利用技术综合分析
何 川1,孔德伟2,马素霞1,武卫红3,刘建华3,李建荣4
)山西省电力科学研究院,山西太原 0国电电力大同发电有限公司,山西大同 03.30024;4.37043[摘 要]以某6采用等效热降法,研究了该机组分别经低压省煤器、暖风器低压00MW机组为对象,G
分析了各技术的适用范围及优缺点.结果表明:分烟道技术使烟气的热量由二次风带入炉升级改造提供了参考.
[关 键 词]低压省煤器;暖风器;烟气余热利用;等效热降;技术经济性;综合评价600M机组;[()中图分类号]文献标识码]A [文章编号]TK223.3 [1002G3364201607G0001G06
[/DOI编号]10.3969.issn.1002G3364.2016.07.001j
省煤器联合运行(联合运行)和分烟道3种烟气余热利用技术改造后的热经济性和节能潜力,膛,相当于烟气的热量全部被锅炉吸收,热经济性最高.该研究结果为国内火电机组的节能
(太原理工大学电气与动力工程学院,山西太原 01.30024;
华能渑池热电有限责任公司,河南渑池 42.72400;
Technicalandeconomicanalsisofflueaswasteheatutilizationina600MWunityg
121334
,,,,HEChuanKONGDeweiMASuxiaWUWeihonLIUJianhuaLIJianrong,g
(,,;1.SchoolofElectricalandPowerEnineerinTaiuanUniversitfTechnoloTaiuan030024,Chinaggyyogyy
,,;2.HuanenianchiPowerGenerationCo.Ltd.Mianchi472400,ChinagM,;3.ShanxiElectricPowerResearchInstituteTaiuan030024,Chinay
,avinotentialoftheunitemloinifferentwasteGheatutilizationtechnoloiessuchasinstallinthegysgppygdgg
,,lowpressureeconomizertheassociationsstemofthelowpressureeconomizerandtheairheaterandthey
:AbstractAccordinothedesinparametersandoeratinataofthe600MWunitinDatonowergtgpgdgP
,,PlantbsinuivalententhalroethodthispaeranalzesthetechnoloconomndtheenerGyugeqpydpmpygyeya
,,)4.GuodianPowerDatonowerGenerationCo.Ltd.Daton37043,ChinagPg0
,bassfluegaschannelsstem.Theresultsshowthatbsinhebassfluegaschannelsstem,theypyyugtypy
,heatoffluegaswillbebrouhtintothefurnacebhesecondarirthismeanstheheatofthefluegasgytya
,,thalrotechnoloconomcomrehensiveevaluationpydpgyeyp 国务院能源局最新能源发展战略要求5年内现
役6除空冷机组外)平均供电煤00MW及以上机组(
[]1
/(),耗低于3所以,对现役火电机组的00gkW h
节能升级改造势在必行.但目前国内关于火电机组
canprovidereferencesfortheuradinfthedomesticpowerplants.pggo
:,,,,Keords600MWunitlowpressureeconomizerairheaterfluegaswasteheatutilizationeuivalentenGqyw
少.因此,本文以某6对低压省00MW机组为对象,
,willbefullbsorbedboilertubesthusthistechnolo'seconomicefficiencisthehihest.Thisresultyaybgyyg
煤器、暖风器低压省煤器联合运行(联合运行)和分G烟道3种烟气余热利用技术实施后的机组节能效果
进行计算比较,提出各技术的适用范围、主要目标、局限性及优势,为火电机组的节能改造提供参考.
节能升级改造技术的全面性技术经济比较的报道较
收稿日期:2016G03G14
)基金项目:山西省煤基重点科技攻关项目(MD2014G07
,作者简介:何川(男,硕士,主要研究方向为电厂节能升级改造技术.1989-)
:1EGmail727266945@q.comq
2
热 力 发 电2016年
1 机组概况
一次中间再热热力系统,其锅炉为自7级抽汽回热、
然循环、尾部分为A侧、B侧两烟道.机组额定工
某亚临界600MW直接空冷机组为抽凝式、
排烟热损失为6.91.41%,55%.汽轮机热耗率为
s
/(),机组发电标准煤耗b8915.28kJkW h=/(),厂用电率ε=8.供电标准307.95gkW h2%,s
/().煤耗b335.46gkW hn=
况下主要参数见表1.经计算该锅炉热效率为
表1 600MW机组主要参数
Table1 Themaindesi
narametersandoeratinataofthe600MWunitd
2 机组热经济指标
]2
根据等效热降法[计算机组各经济指标如下.
)高、低压省煤器引起的热力系统热效率变化1
ΔH
δ00×1i=ηΔH+H
æöfηç÷()δ1+q4+qc0=δf)f1-g(ηηèødiggηηη
式中:称为暖风器引起锅炉热经济性的亏δ1+f)qg(ηæöf
ç,损(取负值)%;-η÷为暖风器获得的回热f1q
èηdiøggηη,收益(取正值)%;δ%;fqg为锅炉效率的相对变化,η/;为暖风器单位吸热量,kJkgf为向暖风器供汽源的η抽汽效率,%;%;d为g为无暖风器时的锅炉效率,gηη91.74%,98.28%,46.23%.d=i=g=gηηη
)暖风器4G低压省煤器联合运行引起的热力系统热效率变化其中
δi+δc0η=δηη
dqjηδi=η
diggηηηæöfηç÷
δ1+q+qc0=δf)f1-g(ηηèdiggηηηø
()1()2
其中
/;式中:ΔH为1kkJkag新蒸汽等效热降增量,gd为相对于1kt′t′g新蒸汽的分水流量份额;d,m-1,mη和τr为对应取水点及返回水点的水路参数.
)暖风器临界抽汽效率2
L
j
ΔH=at′t′τd[(d-m-1)m+∑rr]ηη
r=x
m-1
管道输热效率,%;%.由试验得i为实际循环效率,η
()t3kη=A+B×Δ
式中:A和B为暖风器特性方程系数;Δtk为空预器进风温度的变化量,℃.
)暖风器引起的热力系统热效率变化3
()5()6()7
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第7期何 川等 600MW机组烟气余热利用技术综合分析
3
式中:扣除δi为低压省煤器利用排烟余热的收益(η,排挤回热的不利影响)%;δc0为暖风器引起的热η经济性变化,%;d为单位燃料量的低压省煤器热q/;负荷,kJkgj为低压省煤器吸热利用于第j级的η/.抽汽效率,%.由试验得q1.39×10kJkgd=
)发电标准煤耗率改变量5
-2
s
s
s
/().由试验得b=307.95gkW h
)改造后厂用电率6
/.处烟气流速为8.35ms
术改造后的热经济指标进行计算分析比较.
))采用式(对该机组经3种余热利用技1-式(8
3.1 低压省煤器技术
表2为机组采用低压省煤器烟气余热利用技术后的热经济性计算结果.低压省煤器利用凝结水吸收排烟余热.除尘效率高的电厂,宜安装在脱硫塔前;除尘
]6G8
.设计其水侧连效率低的电厂,宜安装在空预器后[
()Δb=(δδ8×bi+c0)ηη
s
/().式中:为改造前机组发电标准煤耗率,bkW hgS′SS×(1-a×cosc+c-cozW)r)avφ)×100%(9
Pe
式中:S′MW;Sc为改造引起各辅机的新增功率,c为厂用电计算负荷,MW;ScozW为用于热网的计算负荷,MW;acosr为供热用热量与总耗热量之比;av为φ由试验得a非0.467,cos0.8,Pe=600MW;r=av=φ81.05MW,S5.05MW.cozW=
)改造后机组供电标准煤耗率变化值7
s
n
接方式时,需着重分析取水点位置、分水系数及返回水
]9G10
.其中,点位置[入口凝结水温的选择(如营口、外高]11G12
.桥等电厂)多结合有限腐蚀速度理论[
ε′=
表2 采用低压省煤器技术改造后机组热经济性计算结果
Table2 Theoerationdataoftheunitalinpppyg
thelowpressureeconomizertechnology
项目低压省煤器位置/℃烟气初温tAy/℃烟气初温tBy/℃烟温降低tBy分水点位置分水系数β/℃烟温降低tAy
空预器后
除尘器前152.3145.637.228.90.3397.5方式1
引风机后
脱硫塔前115.51394040方式2
电动机平均功率因数;Pe为发电机额定功率,MW.采暖期S采暖期S76.00MW,S0MW;c=cozW=c=
3 烟气余热利用技术分析比较
sss
Δb—b()Δb=+101-ε′-ε
式中ε为改造前厂用电率,%.由试验得ε=8.2%.
7号低加出口
470.965号低加出口
137.31.058.310.81
7号低加入口502.327号低加出口
100.91.078.320.49540.35
-1)/( h分水流量qtm
/℃引出水温t0返回水点位置/℃返回水温t1/%厂用电率ε′
通过在锅炉尾部烟道增设换热器的方式利用烟气余热,考虑换热器面积对技术经济性的影响,将换
[23G5]
/( K).增设换热器后引起引风机48.23Wm
的新增功率为:
vqy×p3-
()011×1
llvηxη3/;;式中:mskPavxl和ηlv分qp为全压,y为烟气量,η
别为引风机效率和力率,%.由实验得η5%,xl=7
/引风机功率增加P1MW/%机组热效率相对提高δiη
热器设计为碳钢、翅片蛇形管、总传热系数
ΔP1=
3.2 联合运行技术
图1为采用联合运行技术的烟气余热利用系统.电厂采用暖风器防止空预器低温硫腐蚀,而暖
]13G17
.因此,风器往往使机组热经济性亏损[需结合
,换热器最窄5%.设计壳侧压损为0.60kPaη=7
lv
暖风器分析其对低压省煤器节能效果的影响.
图1 联合运行烟气余热利用系统
Fi.1 Theassociationsstemofthelowpressureeconomizerandtheairheatergy
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4
热 力 发 电2016年
LL
该600MW机组:.09%,.33%,A=8B=6jjηη
(为降低暖风器造min=1.08%.所以,7=1j-1)ηη
暖风器用汽的抽汽效率ηj-1小于或等于临界抽
]L17
.而汽效率η暖风器的热经济效率才为正[j时,
、成的亏损,将暖风器系统中第四级抽汽(四抽)疏水、返回除氧器的原方式改造为第六级抽汽(六抽)疏水返回排汽装置的方式,即η4降低为η6.对j-1由η
比优化前后的计算结果见表3.(虽然η7更接近
L
)排挤烟气方案 将暖风器后的排烟温度降到2
为使这股余热全部被二次风利用,需增加二85℃(
.提高暖风器出口风温,次风量)为保持原空预器面积及进出口参数不受影响,需排挤部分烟气进入旁路烟道.根据空预器风侧的吸热变化来确定排挤烟//气比例.所以,A侧、B侧分别排挤539,522的烟气量进入旁路烟道.旁路烟道总余热利用量为
)/113旁路烟道方案 该方案增加了1台空气]18
,.预热器[将余热利用最大化.计算结果见表4
但第七级抽汽品质较低,起不到加热一、二次风j,η
.的效果)
表3 采用联合运行技术改造前后机组热经济指标Table3 Theheateconomicindexesoftheunitalintheppygassociationsstemoflowpressureeconomizerandairheatery
项目
四抽联
合运行25.5811043.821.83691.41
六抽联
合运行15.2931043.821.82691.60
24.41MW.计算结果见表5.
表6为机组经3种余热利用技术改造后的经济指标对比.结合表2-表6,分析3种余热利用技术经济性如下.
)低压省煤器的2种布置方式余热利用量接1
近.方式1与方式2相比,换热器磨损强,但经济性高.四抽联合运行与六抽联合运行相比,利用高品质抽汽加热空气.风温被多提高了1锅炉效率0℃,下降的幅度明显增大,四抽联合θf.所以,g远小于θ运行极大地降低了低压省煤器带来的经济性.)从系统设计角度分析,分烟道技术虽然对烟道2
转弯处的耐磨要求较高,但利用了高能级的烟气余热,而且其系统设计具备较大优点:烟气的热量由二次风带入炉膛,相当于烟气的热量全部被锅炉吸收,热经济性最高.从余热利用目的角度分析.除分烟道技术以外,其他技术仅局限于将余热利用于凝结水侧.分烟道方案将高能级余热利用到给水侧,排挤高加抽汽,起到明显的节能效果.从节约换热器面积角度分析,分烟道方案利用高品质热源,增加了换热器端差,极大地节省了换热器面积.从能量利用效率角度分析,各技术中,余热利用于水侧的经济性均高于风侧.这是因为风侧利用余热既有回热收益的正面影响又有锅炉效率降低带来的负面影响.
/%向暖风器供汽的抽汽效率ηf/%锅炉效率η′g/( h总风量qtmf
-1)
/℃暖风器入口风温tnf/℃暖风器出口风温tk
低压省煤器用于对应能级的
/%抽汽效率ηj
11.07611.076
单位燃料量的暖风器负荷-1)/( kkJgfq
3.17×10-31.63×10-31.39×10-21.39×10-2
-0.3560.120.3811.088.320.14
-0.1540.100.3811.088.320.33
单位燃料量的低压省煤器热负荷-1)/( kkJgdq
/%暖风器获得的回热收益θf
/%暖风器引起锅炉经济性亏损θg
低压省煤器利用排烟余热的收益
/%θd低压省煤器吸热利用于第j级的
/%抽汽效率ηj/%厂用电率ε′
/%机组热效率相对提高δη
3.3 分烟道技术
图2为分烟道系统,分烟道技术按照截面积不同
[,8]
/.比例可分13旁路烟道和排挤烟气2种方案31
图2 分烟道烟气余热利用系统
Fi.2 Schematicdiaramofthesstemofthebassfluegaschannelggyyp:: htt∥www.rlfd.com.cn htt∥rlfd.eriodicals.net.cn ppp
第7期何 川等 600MW机组烟气余热利用技术综合分析
/表4 13旁路烟道方案设计参数
表5 排挤烟气方案设计参数
5
Table4 Thedesinparametersoftheunitalingppyg
/the13bassfluegaschannelsstemypy
项目
高压省煤器355.1339.5231.04号低加出口169.82号高加出口
——0.69——246.10.15231
低压
省煤器231.0231.0152.37号低加出口0.30134.997.5145.6
暖风器115.5139.0107.9—70.0—25.534.766.095.042.910.050.20—85.0
Table5 Thedesinparametersofthenormalbassgyp
fluegaschannelsstemy
项目
高压
省煤器355.1339.5231.03号高加入口169.80.18231.0
低压
省煤器231.0231.0152.37号低加出口0.175号低加出口133.4—————————0.2797.5145.6
暖风器115.5139.085.085.0———
/℃入口烟温tAy/℃入口烟温tBy/℃出口烟温t′Ay/℃出口烟温t′By取水点分水系数β
/℃入口烟温tAy/℃入口烟温tBy/℃出口烟温t′Ay/℃出口烟温t′By取水点分水系数β
/℃入口水温t0返回水点/℃出口水温t1
/℃入口水温t0/℃出口水温t1返回水点
/℃入口二次风温tfA/℃入口二次风温tfB/℃出口二次风温t′fA/℃出口二次风温t′fB/引风机新增功率P1MW
5号低加
出口
—————0.52
100.0
3号高
加出口203.7———————0.698.330.73—
70
/℃入口二次风温tfA/℃入口二次风温tfB/℃出口二次风温t′fA/℃出口二次风温t′fB
-1)/( h二次风增量qtmf
100.025.534.767,0329.063.470.070.4499.0
-1)/( 闭式循环水流量qthmb
/送风机新增功率P2MW/( 闭式循环水量qthmb
/新增循环水泵功率PbMW/%厂用电率ε′
机组热效率相对提高/%
/新增循环水泵功率PMWb/引风机新增功率P1MW/%厂用电率ε′热经济性相对提高/%
-1)
8.281.86
0.50
表6 机组经3种余热利用技术改造后热经济指标对比
Table6 Theheateconomicindexesoftheunitalinifferentheatunitlizationtechnoloiesppygdg
项目
2/换热面积Am
低压省煤器257901.058.310.812.492.32方式1
183931.078.320.491.511.21方式2
四抽
联合运行
六抽183931.078.320.331.020.68
183931.078.320.140.430.03
/13旁路烟道
125850.748.282.587.958.38
分烟道
排挤烟气60641.208.331.504.624.57
/辅机新增总功率S′MWc/%厂用电率ε′余热利用量/MW
/%热经济性提高(δδi+c0)ηη
22.1327.7927.7927.7966.7953.24
s-1)/( ()发电标煤降低bkW hg
s-1)/( ()供电标煤降低bkW hgn
4 结 语
)暖风器汽源采用第四级抽汽,极大地削弱低1
压省煤器的节能能力;而采用第六级抽汽,即可减小这种负面影响.
)提出了根据排挤烟气思路设计分烟道比例的2
算法.分烟道技术利用高品质的排烟余热加热给水,能大幅度提升机组的经济性.
)风侧利用余热的作用主要是降低排烟温度,3
而水侧利用余热则能够较大地提升热经济性.
[]]关于开展燃煤电厂综合升级改1 发改厅[20121662号.
]NationalDevelomentandReformCommission[2012p[]()forthecoalGfiredpowerplantsZinChinese.大学出版社,1994:2.
NO.1662.Noticeofthecomrehensiveuradeworkppg]造工作的通知[Z.
[参 考 文 献]
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热 力 发 电
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(责任编辑 徐福英)
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为防治大气污染,我国火电厂烟气排放标准不断提高,促使除尘技术的不断进步.目前,欧美日等国外均有低低温电除尘技术的应用先例,其中日本在低低温电除尘技术中较为成熟.我国结合国外先进技术,创新出适合我国燃煤电厂实际情况的低低温电除尘技术. 日本自 ...
为防治大气污染,我国火电厂烟气排放标准不断提高,促使除尘技术的不断进步.目前,欧美日等国外均有低低温电除尘技术的应用先例,其中日本在低低温电除尘技术中较为成熟.我国结合国外先进技术,创新出适合我国燃煤电厂实际情况的低低温电除尘技术. 日本自 ...
第12卷第3/4期 燃气轮机发电技术2010年10月 补燃型余热锅炉原理及常见事故分析 张超,陈 功 (深圳南山热电厂,广东深圳518052) 摘要:介绍补燃余热锅炉的结构.运行操作及常见事故:分析补燃余热锅炉的适用范ill,通过与无补燃式 ...
联合循环燃气轮机发电厂简介 [ 日期:2005-02-17 ] [ 来自:网友&网络 ] 联合循环发电:燃气轮机及发电机与余热锅炉.蒸汽轮机共同组成的循环系统,它将燃气轮机排出的功后高温乏烟气通过余热锅炉回收转换为蒸汽,再将蒸汽注入 ...
火力发电厂技术经济指标计算方法 (DL/T 904-2004) 目 次 前言 1 范围 2 规范性引用文件 3 燃料技术经济指标 4 锅炉技术经济指标 5 锅炉辅助设备技术经济指标 6 汽轮机技术经济指标 7 汽轮机辅助设备技术经济指标 8 ...
中国五大电力集团 五大集团: 中国国电集团公司 中国华能集团公司 中国大唐集团公司 中国华电集团公司 中国电力投资集团公司 四小豪门: 国投电力 国华电力 华润电力 中广核 序号 发电企业名称 可控装机总容量(万千瓦) 1 中国华能集团公司 ...
第21卷第10期 2008年10月 文章编号:10072290X(2008)1020022204 广东电力 GUANGDONGELECTRICPOWERVol121No110 Oct12008 垃圾焚烧发电厂锅炉参数技术的选用 张卫 (广州 ...
中文名称:粗粉分离器 英文名称:mill classifier,classifier 定义:将磨煤机送出的煤粉中的不合格粗粉从气.粉混合物中分离出来,送回磨煤机继续磨碎的装置. 中文名称:细粉分离器 英文名称:cyclone collect ...
第40卷第1期 2012年2月玻璃与搪瓷GLASS&ENAMELV01.40No.1Feb.2012 玻璃熔窑纯低温余热发电. 韩红伟 (天津华能能源设备有限公司,天津301900) 摘要:当今社会节能已成为继煤炭.电力.石油和天然 ...