用于火力发电厂的管式GGH系统技术方案

本实用新型专利技术公开了一种管式GGH系统，用于火力发电厂，该火力发电厂包括凝结水系统。该管式GGH系统包括烟气冷却器、烟气加热器、热媒水、以及凝结水热补偿器，其中，该凝结水热补偿器包括凝结水入口、凝结水出口、热媒水入口和热媒水出口，该烟气冷却器与该热媒水入口流体连通，该蒸汽加热器与该热媒水出口流体连通，热媒水在该烟气冷却器、凝结水热补偿器以及烟气加热器之间循环流动，该凝结水系统中不同温度的凝结水能够通过该凝结水入口流向该凝结水热补偿器，从而对该热媒水进行加热或冷却，然后再通过该凝结水出口流向该凝结水系统。本实用新型专利技术的管式GGH系统构造简单，投资较省，控制和调节方式简单，具有节能效果。

【技术实现步骤摘要】

本技术涉及火力发电领域，具体涉及一种用于火力发电厂的管式GGH系统。
技术介绍
我国未来经济社会稳定持续发展，迫切要求能源供应的保障和较低成本电力的支撑。而我国一次能源的禀赋是多煤少油贫气，煤炭资源丰富，2000米以浅的预测煤炭资源量为5.6万亿吨，能源剩余可采总储量中原煤占58.8%，煤炭占我国一次能源生产总量75%，占消费总量70%，决定我国以煤炭为主的能源利用格局将长期存在。以煤电为主的能源供应持续增长，也为我国经济快速稳定发展在国际上具有竞争能力，保持合理的发展成本提供了必要条件，是我国能源资源禀赋和工业化发展的必然结果。而燃煤电厂存在大气污染物的排放，国内大气污染已经成为重要的环境及社会问题。因此，我国的火力发电厂污染物排放标准不断提高，国家标准《火电厂大气污染物排放标准》GB13223-2011要求重点地区燃煤机组的粉尘排放低于20mg/m3，二氧化硫低于50mg/m3，氮氧化物低于100mg/m3，已经是非常严格的标准。而部分地方标准的要求更高，比如《浙江省大气污染防治行动计划》中明确规定，2017年底前，所有新建、在建火电机组必须采用烟气清洁排放技术，现有60万千瓦以上火电机组基本完成烟气清洁排放技术改造，烟尘达到5mg/m3，二氧化硫达到35mg/m3，氮氧化物达到50mg/m3的排放标准。而国家发改委、环保部、国家能源局也联合发文《煤电节能减排升级与改造行动计划》，要求“东部地区(辽宁、北京、天津、河北、山东、上海、江苏、浙江、福建、广东、海南等11省市)新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值(即在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50毫克/立方米)”。上述都为燃煤发电的烟气净化设施提出了新的要求。管式GGH技术可以提高最终的排烟温度，消除湿烟囱排放的“白烟”问题(石膏雨携带)；低低温静电除尘器技术可以进一步提高除尘器的效率，上述技术的组合可以应用于许多新建电厂以及现有电厂环保改造工程中，是一种常用的技术手段。对于低低温静电除尘器技术，要求入口烟气温度控制在85?95°C之间，才能有效的降低粉尘比电阻，从而更加有效的发挥低低温静电除尘器的优势。对于管式GGH技术，国内常用的烟气加热器采用金属材质(日本技术流派，德国技术流派采用耐酸的氟塑料，价格极高，国内应用较少)，不可避免的存在腐蚀风险，要求必须将流经烟气加热器的热媒水温度控制在70°C以上。工程中，平均的环境温度条件下及满负荷工况时，锅炉空预器出口的烟气温度约125?130°C，经过烟气冷却器后，温度降低至85?95°C左右，温降约30°C左右；烟气经过湿法脱硫装置后，温度降低至50°C左右，经过烟气加热器加热至80左右，热媒水的温度一般控制在70?100 (或110) °C区间，本身的热量基本能够平衡。但是，受到环境温度的变化以及负荷的变化，上述的温度区间难以保证。举例来讲，在夏天工况下，环境温度可以上升至35?40°C，空预器出口的排烟温度将上升至140?150°C左右，受换热端差的影响，烟气冷却器无法将烟气温度降低至85?95°C，常规方案可以采取牺牲除尘器效率的方式，即保持系统不变，使得烟气冷却器入口的烟气温度降低至110?120°C左右。而在冬季以及低负荷工况下，尤其在机组启动条件下，空预器出口的排烟温度较低，最低可能降低至100°C以内，不能保证热媒水温度高于70°C，需要通过在系统中加入辅助蒸汽等热源补偿热量。综上所述，管式GGH系统同低低温静电除尘器技术相结合，是一种非常实用的环保技术，但是受环境影响以及机组负荷变化因素，存在一定缺陷，需要进行补充和完善。
技术实现思路
本技术的目的是提供一种管式GGH系统，以完善同低低温静电除尘器技术相结合的管式GGH系统。为实现上述目的，根据本技术的一个方面，提供了一种管式GGH系统，用于火力发电厂，所述火力发电厂包括凝结水系统，其特征在于，所述管式GGH系统包括烟气冷却器、烟气加热器、热媒水、以及凝结水热补偿器，其中，所述凝结水热补偿器包括凝结水入口、凝结水出口、热媒水入口和热媒水出口，所述烟气冷却器与所述热媒水入口流体连通，所述蒸汽加热器与所述热媒水出口流体连通，热媒水在所述烟气冷却器、凝结水热补偿器以及烟气加热器之间循环流动，所述凝结水系统中不同温度的凝结水能够通过所述凝结水入口流向所述凝结水热补偿器，从而对所述热媒水进行加热或冷却，然后再通过所述凝结水出口流向所述凝结水系统。较佳地，所述管式GGH系统还包括凝结水增压泵，该凝结水增压泵位于所述凝结水系统与所述凝结水热补偿器之间。较佳地，所述凝结水系统包括凝结水泵和多个低加热器，所述管式GGH系统与所述凝结水系统通过第一支路、第二支路、第一总路、第二总路连接，其中，从所述凝结水泵流出的凝结水的一部分经由第一支路流向第一总路再经由第一总路流向所述凝结水热补偿器，以及经过至少一个低加热器加热后的凝结水的一部分经由第二支路流向第一总路再经由第一总路流向所述凝结水热补偿器，在所述第一支路上设有第一阀门以及在所述第二支路上设有第二阀门，从所述凝结水热补偿器流出的凝结水经由第二总路流回所述凝结水系统。较佳地，所述多个低加热器为第一、第二、第三以及第四低加热器，所述第一支路一端连接至所述凝结水泵和所述第一加热器之间的管路上，所述第二支路的一端连接至所述第三加热器和所述第四加热器之间的管路上，以及所述第二总路的一端连接至所述第二低加热器和所述第三加热器之间的管路上。较佳地，所述火力发电厂包括锅炉、空颈器、除层器、以及吸收塔，其中，从所述空颈器流出的烟气流经所述烟气冷却器，并在该烟气冷却器中被冷却后再流向所述除尘器，从所述除层器流出的烟气流向吸收塔，从所述吸收塔流出的烟气流经所述烟气加热器并在所述烟气加热器中被加热后从烟窗排除。较佳地，所述火力发电厂还包括引风机，该引风机位于所述除尘器和所述吸收塔之间。较佳地，所述管式GGH系统还包括热媒水泵，该热媒水泵位于所述烟气冷却器和所述烟气加热器之间并与所述烟气冷却器和所述烟气加热器流体连通。根据本技术的另一方面，提供了一种管式GGH系统，该管式GGH系统用于火力发电厂，该火力发电厂包括凝结水系统、锅炉、空颈器、除层器以及吸收塔，所述凝结水系统包括凝结水泵和多个低加热器，所述凝结水泵与所述多个低加热器流体连通，所述凝结水系统中不同温度的凝结水能够通过所述凝结水入口流向所述凝结水热补偿器，从而对所述热媒水进行加热或冷却，然后再通过所述凝结水出口流向所述凝结水系统；所述管式GGH系统包括烟气冷却器、热媒水、烟气加热器以及凝结水热补偿器，其中，热媒水在所述烟气冷却器、凝结水热补偿器以及烟气加热器之间循环流动；以及从所述空颈器流出的烟气经由所述第一烟气入口流入所述烟气冷却器并在该烟气冷却器中冷却，再经由所述第一烟气出口流出，然后流入所述除层器并在该除尘器内除尘，经过除尘后的烟气流入所述吸收塔，从所述吸收塔流出的烟气经由所述第二烟气入口流入所述烟气加热器并在该加热器内被加热。较佳地，在所述总路上设有凝结水增压泵。较佳地，所述管式GGH系统还包括热媒水泵，该热媒水泵位于所述烟气冷却器和所述烟气加热器之间本文档来自技高网...

【技术保护点】
一种管式GGH系统，用于火力发电厂，所述火力发电厂包括凝结水系统，其特征在于，所述管式GGH系统包括烟气冷却器、烟气加热器、热媒水、以及凝结水热补偿器，其中，所述凝结水热补偿器包括凝结水入口、凝结水出口、热媒水入口和热媒水出口，所述烟气冷却器与所述热媒水入口流体连通，所述烟气加热器与所述热媒水出口流体连通，热媒水在所述烟气冷却器、凝结水热补偿器以及烟气加热器之间循环流动，所述凝结水系统中不同温度的凝结水能够通过所述凝结水入口流向所述凝结水热补偿器，从而对所述热媒水进行加热或冷却，然后再通过所述凝结水出口流向所述凝结水系统。

【技术特征摘要】

【专利技术属性】
技术研发人员：冯琰磊，罗建松，杨霞，邓文祥，申松林，施刚夜，
申请(专利权)人：中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司，
类型：新型
国别省市：上海;31