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锅炉加装烟气余热回收装置的可行性分析

发布日期:2018-05-29 作者:锅炉 点击:

  锅炉排烟热损失是锅炉各项热损失中最大的一项,排烟温度每上升20 ℃,锅炉就要损失约1%的热效率。在锅炉空预器后的烟道上安装烟气换热器有效降低锅炉的排烟热损失是此系统方案提出的主要目的。

  

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  1 加装烟气余热回收装置的工程设想

  

  本文以新疆准东地区2×350 MW机组工程为例,采用的烟气余热回收装置是一套烟气—水管式换热器,用锅炉尾部排烟热量加热汽水,相关系统设想如下。

  

  1。1 工程烟气系统方案的确定

  

  考虑到运行安全性及运行成本等方面的因素,同时结合工程特点决定烟气系统采用低尘区引风机后布置方式。

  

  1.2 烟气余热回收吸热介质确定

  

  针对350 MW等级机组,建议用烟气余热加热凝结水系统,以提高凝结水进入系统的初温。主要热力系统运行说明如下:

  

  机组正常开启过程中,烟气余热换热器出入口阀门开启,换热器水侧是封闭循环系统,烟气余热换热器水侧的凝结水在换热器处吸收烟气余热,加热到一定温度进入汽轮机侧凝结水系统继续加热。水系统中增加1台膨胀水箱,用于平衡水循环和稳压,补水来自化学水处理室。

  

  1。3 工艺系统参数选择

  

  采用有限腐蚀的烟气余热换热器系统,换热器壁面温度最低点基本等同于换热器水侧进口温度。当水侧温度高于烟气中水蒸气饱和温度15 ℃左右时,金属壁温在这个区间的腐蚀速度在0.1 mm/a~0.25 mm/a左右。按照这个腐蚀速度,烟气换热器的腐蚀安全性是可以得到保证的。

  

  引风机出口烟气温度:

  

  引风机出口烟气量(1台炉):2 253 420 m3/h。

  

  a) 烟气可利用的余热计算。(a)理论烟气焓降=(1。007 5×1。827 2+4。309 2×1。296 5+0。645 5×1。508 4)×136-(1。007 5×1。808 1+4。318×1。295 7+0。645 5×1。504 5)×111=210 kJ/kg;(b)理论空气焓降=5。389×1。326×136-5。389×1。324×111=180 kJ/kg;(c)飞灰焓降=3。28/100×0。9×0。803 5×136-3。28/100×0。9×0。747 7×111=0。776 kJ/kg;(d)实际烟气焓降=211+(1。38-1)×180+0。776=280 kJ/kg;(e)实际可利用的烟气余热(以烟气回热器的余热利用有效系数为0。8计

  

  b) 烟气余热可加热生水量。烟气回热加热器进口凝结水由7号低压加热器入口接出,然后由7号加热器出口接入。出水温度为80 ℃,焓值分别为336 kJ/kg,回水温度为103 ℃、焓值为432 kJ/kg。可加热的生水量=47 264/(432-336)=490 t/h。

  

  2 加装烟气换热器的运行

  

  2。1 换热器传热管金属壁温的运行控制

  

  在机组满负荷工况,排烟温度较高,翅片传热管金属管壁温度设计取值为92。5 ℃;在机组部分负荷运行工况,排烟温度较低,可采用烟气热量回收装置传热管壁温自动控制系统,启动换热器给水再循环,保证运行中翅片传热管金属管壁温度不低于92。5 ℃。

  

  2。2 换热器传热管堵灰情况分析及清灰措施

  

  为防止换热器积灰,常规的设计应从下述2个方面予以足够重视:

  

  a) 保证烟道截面大小,保证烟气流通,优化吹灰器数量及布置方式,保证吹灰效果;

  

  b) 采用合理烟气流速,一般保证流速不低于12 m/s,这样烟气中的积灰不会留存在烟道内,而是跟随烟气流动。

  

  3 加装烟气余热回收装置对机组的不利影响

  

  a) 加装烟气余热回收装置将增加烟道的通风阻力,消耗厂用电量。系统在加装了烟气余热回收装置后将使吸风机后的烟道阻力增加约800 Pa,为抵消这部分增加的烟道阻力,就必须加大引风机的电机功率,运行时除了需要多消耗一部分电能之外,可能也会随之增加一定的设备投资;

  

  b) 加装烟气余热回收装置将增加设备的检修维护量及机组事故率。烟气余热回收装置比较容易出现的问题是烟气磨损和尾部低温腐蚀。

  

  4 设置烟气余热回收装置的收益分析

  

  以下计算以标煤价130元/t、成本电价0.14元/(kW·h)、年运行7 500 h计列。

  

  4.1 正效益

  

  a) 烟气余热利用增加的效益为:

  

  节省标煤

  

  全年节约标煤价=8 600×130=112×104元;

  

  b) 烟气余热利用系统降低排烟温度,同时与脱硫系统相结合,可节省大量不必要的喷水。全年节约水费=20×7 500×4=60×104元/a。式中排烟温度降低25 ℃时系统节约喷水20 t/h,喷水水费以4元/t计列。

  

  4.2 负效益

  

  a) 烟气余热利用系统及其附属设备、管道、阀门等投资费用。深度节能装置本体总造价400×104元,增加的供回水管道及安装费用61×104元,即总投资增加了461×104元;

  

  b) 经过热平衡计算得出结论如下:由于尾部烟气的热量加热了部分凝结水,减少了抽汽量,汽轮机本身的热耗减少约52 kJ/(kW·h),折算到标煤耗为1.85 g/(kW·h),则:

  

  增加标煤

  

  全年减少标煤价=4 856×130=63×104元;

  

  c) 电耗增加。加装烟气余热系统增加了引风机电耗。

  

  烟气余热利用系统整体烟气流阻净增加约500 Pa,此部分阻力对风机的影响如下:风机电耗增加250 kW;增加电费=250×7 500×0.14=26.25×104元;

  

  d) 运行维护费用。每8 a需200×104元更换冷段受热面,加上每年运行维护费用,折合至每年约需25×104元运行维护费用。

  

  4。3 烟气余热利用系统投资收益

  

  由上述计算可见,烟气余热系统总投资增加了501×104元,产生正效益57.75×104元/a(节煤效益49×104元/a,节水效益60×104元/a,运行成本节约51.25×104元/a,还有501×104元的投资额当年无法回收。

  

  5 结语

  

  由上述论述和对比可知,设置烟气换热器可合理回收烟气中的余热,2台机组每年节水约30×104 t、节标煤1.72×104 t、可提高机组供热能力67.2 GJ/h。烟气换热器设备初投资7 a内即可收回,具有很大的社会效益和经济效益。


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