科创中国

1、技术领域

    在火电机组中，锅炉效率和汽轮机内效率对机组经济效益影响巨大。其中，电站锅炉排烟损失是锅炉热损失中最大的一项，约占锅炉热损失的70%～80%，排烟温度偏高造成排烟损失增大，锅炉效率降低，机组供电煤耗上升。研究表明，若排烟热量直接被锅炉利用，排烟温度降低22℃，锅炉效率就会提高1%。为提高电厂经济性，降低锅炉排烟温度，充分回收和利用烟气余热，电厂决定在锅炉尾部安装烟气余热回收系统。

    目前用于锅炉尾部烟气余热回收的其它形式主要有传统低压省煤器、热管式低压省煤器。对于此两种换热器国内外已有许多学者进行了深入研究。综合前人研究不难发现，以上形式的换热器各有利弊：  

    传统低压省煤器优点是烟气侧和凝结水侧直接对流换热，可将凝结水水温加热到较高温度，排挤更高品质的抽汽，节能效果更明显，系统也较为简单。但是，凝结水侧的进口水温通常低于烟气酸露点，易造成金属设备的低温腐蚀；同时，传统低压省煤器的水侧换热属于非相变换热，其换热系数低于相变换热系数，换热量相同时，传统低加省煤器需要布置更多受热面，金属耗材量更大，产生的烟气阻力更大。

    热管式低压省煤器可以通过调节冷、热端外表面拓展受热面的大小来调节管壁温度，使之高于烟气酸露点或是避开最大腐蚀区，这是热管式低压省煤器最主要的技术优势；同时热管式低压省煤器凝结水侧与烟气侧不直接接触，如果热管发生泄漏，不影响机组的安全运行。但是，热管换热系统加热凝结水的温度受到热管内工质饱和温度的限制，排挤的抽汽品质比普通低压省煤器低，节能量受到限制；同时热管存在传热衰减、损坏率较高等现象。

2、主要内容

   本技术的目的是为解决电厂燃煤锅炉排烟温度偏高难题，降低排烟温度，回收烟气余热来实现能级转移，排挤低加抽汽、增加汽轮机做功量，进而提高电厂发电效率。该技术最大优势在于，卧式相变换热技术可以通过控制受热面最低壁温高于烟气酸露点，避免了传统低压省煤器受热面易腐蚀的现象。本技术在内蒙古华电卓资发电有限公司#4锅炉应用，针对#4炉排烟温度远高于设计值造成排烟损失偏大的问题，采用卧式相变换热技术进行了锅炉尾部烟气余热回收工程改造。

改造完成后进行了性能考核试验，试验结果表明：

（1）200 MW负荷下，投运烟气余热回收装置后，余热回收装置进出口烟气压降（阻力）为342 Pa，烟气温度由158.5 ℃降低至128.0 ℃，降低约30℃；回收的余热进入汽机回热系统，使机组供电煤耗降低1.57 g/kWh。2012年按年利用5000小时计算，年可节约标煤1570吨。按当地标煤单价680元计算，年可节约资金107万元。

（2）改造后与改造前相比，引风机多消耗折合标准煤耗约0.078g/kWh。

（3）该系统能够完全解决换热器壁面的低温腐蚀、结露问题，并且有效缓解了换热器管外积灰问题。同时，实现了换热器壁温的可控可调，对煤质及机组负荷适应性强。

（4）该系统投运后，烟气排烟温度降低，除尘器除尘效率提高，环境效益和社会效益也十分可观，减少排放二氧化碳4113kg，二氧化硫13.3kg，氮氧化物11.6kg。 

（5）排烟温度降低，脱硫塔喷水量减小，每年节水46959吨。

通过对卧式相变换热技术的相关整体热力平衡、技术专项（热媒选取、换热器设计、材料防腐）、自动控制、运行优化等一系列问题进行研发，形成了体系完整、先进的烟气余热回收技术。

2.1设计热力系统

    该机组烟气余热回收系统由相变换热器、相变换热汽包、凝结水管路系统、上升管和下降管、自控装置以及吹灰系统等六部分组成。相变换热器布置于空气预热器之后的水平烟道内，其内部流动的换热介质为水，水在相变换热器中吸收烟气余热，烟气温度由170℃降到130℃；换热介质水被加热产生蒸汽，通过自然对流到相变换热汽包中。再与凝结水换热，水蒸汽在汽包发生相变放热后冷凝为水，经由下降管流回至相变换热器中。相变换热汽包布置在烟道外部相变换热器上方一定高度位置，与相变换热器保持一定高度差，形成闭式自然循环换热系统。余热回收系统中，从JD1低加出口引出凝结水，凝结水温度为78.5℃，流量为363t/h，在相变换热汽包中凝结水被加热到105℃，再接回JD2低加进口。排挤部分汽轮机的回热抽汽，在汽轮机进汽量不变的情况下，这部分排挤抽汽将从抽汽口返回汽轮机继续做功，提高了机组的经济性。

    相变换热器循环水温度设计为115℃。入口水温进行温度监测，由温度来控制凝结水管路上电动调节阀门，从而实现换热器入口水温的自动调节。同时，系统还配置了低频声波除灰装置，定期清除受热面可能积存的干灰，确保受热面清洁，以保证设备高效的换热性能。

2.2设计参数

    卧式相变换热器余热回收系统的主要结构和设计参数见表1。

表1 系统的主要结构和设计参数

参数 单位 数据

发电负荷 MW 200

光管直径 mm 32

光管壁厚 mm 3

烟气流量 Nm3/h 721305

原排烟温度 ℃ 170

设计降低排烟温度 ℃ 40

凝结水进口温度 ℃ 78.5

凝结水出口温度 ℃ 105

加热凝结水流量 t/h 363

烟气酸露点 ℃ 105

换热器最低壁面温度 ℃ ＞115

烟气阻力增加 Pa ＜350

光管换热面积 m2 4000

    壁温控制系统为卧式相变换热技术的核心所在，由于锅炉的排烟温度较低，被加热的介质凝结水的温度也远远低于酸露点，为了防止管壁结露，要求换热器的最低管壁温度在烟气露点温度以上。通过并联在JD1低加和JD2低加之间的管路，将部分凝结水从JD1低加出口引入相变换热汽包吸收液相中间媒质在烟道中所吸收的热量，温度升高后回流至JD2低加入口。液相中间媒质在相变换热汽包放热后依靠重力作用自下降管进入烟道内相变换热器的换热管，在烟道内吸收烟气热量后，液相中间媒质形成汽水混合物，自上升管进入相变换热汽包放热，放热后成液态通过下降管进入烟道内换热管，形成一个独立的内循环。被加热的凝结水在相变换热汽包管程与相变换热器中壳程的液相中间媒质进行换热。通过对凝结水流量的调节，就可以灵活控制汽包内的放热量，使相变换热器的液相中间媒质的温度发生变化，进而使相变换热器的壁温做到可控可调。

2.3性能考核试验

    项目改造完成后，在200 MW负荷下，进行烟气余热回收装置性能试验，测取烟气余热回收装置烟气侧进出口烟温、烟气侧进出口压力、工质侧进出口压力、工质侧进出口温度、工质流量及工质侧其他主要参数；计算余热回收装置吸收热量、发电煤耗，考核余热回收装置是否达到设计性能保证要求。

3.关键技术与创新点

（1）开发了双烟道布置相变换热器共用一个相变换热汽包的“二合一”结构的卧式相变换热烟气余热回收技术；

（2）该技术有效避免了受热面低温腐蚀的同时，实现了电厂降低排烟温度的要求；

 (3) 成功研究一套集成控制系统。包括：卧式相变换热设备壁温控制技术、卧式相变换热设备出口烟温控制调节技术、设备泄露监测系统。