具有高效循环系统的火力发电机组技术方案

本发明专利技术涉及火力发电技术领域，尤其是一种具有高效循环系统的火力发电机组。为实现煤粉锅炉排烟温度冷却与恒温控制的系统，该系统包括锅炉和汽轮机组，该系统由烟气深度冷却系统、空气加热前置预热器系统、旁路高压给水系统和凝结水系统、机组性能计算和锅炉排烟温度优化控制系统五个部分构成；该系统用于烟气深度冷却和回收热量传递给热水媒，热水媒通过空气加热前置预热器系统将热量传递给空气，防止锅炉尾部受热面的低温腐蚀。高效系统的联合运行，可以有效控制锅炉排烟温度，以抵消负荷、煤种变化和气温变化对锅炉低温腐蚀的影响，同时使锅炉尾部烟气的热能最大限度控制利用，使电站处于最佳运行状态。

【技术实现步骤摘要】

本专利技术涉及火力发电
，尤其是一种具有高效循环系统的火力发电机组。技术背景国内火力发电机组的锅炉排烟温度大都在120°C 130°C之间。对于排烟温度为 120°C 130°C的锅炉，传统的理念认为已经满足要求了，继续降低就可能出现腐蚀等不可 靠因素的出现。而湿法脱硫的最佳工作温度为50°C 60°C。从120°C 130°C的烟气温度 降低到80°C 90°C，其中蕴含着大量的热量。湿法脱硫系统中取消了 GGH系统后，必然增加了进入脱硫系统的烟气温度，这将 降低脱硫效率。最佳的脱硫工作温度为烟气温度不得大于80 90°C。为了满足这个要求， 就要采用脱硫系统前喷水减温或增加脱硫工艺水量。若采取脱硫系统前喷水减温，把烟温 降低到80 90°C，需要大量的减温水，同时加重了脱硫系统的负担，也浪费了烟气所蕴含 的巨大热量。传统理论和以前的技术经济分析结果认为电站锅炉的排烟温度在120 140°C 内较佳，一般情况下很少采用低于120°C的排烟温度，与传统理论和以前的技术经济分析结 果所依据的基本数据相比，目前在能源价格和环保脱硫要求等方面发生了巨大变化，能源 价格高涨，从经济性方面考虑，应该选用更低的锅炉排烟温度，从节能减排和经济性两方面 考虑，进一步降低排烟温度成为目前电站锅炉节能减排技术发展的必然选择，针对上述情 况，有必要重新审视传统的电站锅炉排烟温度合理范围的相关结论，通过技术分析和经济 分析，提出适合于当前情况的新的电站锅炉排烟温度选择范围。电站锅炉的排烟温度是锅炉设计的主要性能指标之一，它影响锅炉的热效率、制 造成本、尾部受热面的烟气低温腐蚀、烟气结露引起的尾部受热面堵灰、烟道阻力和引风机 电功率消耗等，涉及到锅炉的经济性和安全性。上世纪90年代以来，俄罗斯、德国等国家根据能源价格和环保要求的变化，锅炉 排烟温度设计值降低到100°c，并在新建机组或老机组改造中得到了工程验证，供电煤耗下 降6 7g/kwh，其经验值得我们借鉴，目前国内还未见可行性和应用价值方面的研究报告。国内从上世纪50年代以来，在电站锅炉低能级受热面改造方面实践上进行了大 量的探索，在电站锅炉余热利用上取得了一定的成绩，但是国内制造厂、研究单位和高校 在电站高效系统方面，理论研究上存在盲区和思维定势，缺少在电厂概念设计阶段对深度 降低锅炉排烟温度进行系统研究，工程实施上缺少系统性，有的毫无投资收益可言。由此 可见，在目前的国内采用的技术条件、材料条件和常规设计方案下，烟气汽轮发电机组效率 的提高存在着投入和产出比的矛盾，这也成了制约下一代高效超超临界机组发展的瓶颈。 此外，在燃料价格上升、环保压力和CO2减排的压力下，对于目前火力发电的主力一超临界 机组而言，如何提高发电效率将成为电力工业发展的重要问题。我国火力发电厂的很多锅炉排烟温度都超过设计值较多。结合电厂设计，烟气余 热利用的方向大体可分为预热助燃空气、预热并干燥燃料、加热凝结水、热网水、采暖制冷等，国内已有不少电厂进行了低温省煤器的安装和改造工作。为了减少排烟损失，降低排烟温度，节约能源，提高电厂的经济性，凝结水在低温 省煤器内吸收排烟热量，降低排烟温度，自身被加热、升高温度后再返回汽轮机低压加热器 系统，代替部分低压加热器的作用，在发电量不变的情况下，可节约机组的能耗。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效果和分析计算的方 法以及运行的安全、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，只有两 种连接系统一是，低温省煤器串联于热力系统中，简称串联系统；二是，低温省煤器并联 于热力系统中，简称并联系统。低温省煤器的串联系统，如图1所示。从低压加热器NOj-I出口引出全部凝结水 Dh，送入低温省煤器，在低温省煤器中加热升温后，全部返回低压加热器NOj的 入口。从凝结水流的系统看，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Qd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。低温省煤器的并联系统，如图2所示。从低压加热器NOj-I出口分流部分凝结水 Dd去低温省煤器，加热升温后返回热系统，在低压加热器NOj + 1的入口处与主凝结水相汇 合。从凝结水流系统看，低温省煤器与低压加热器NOj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 热温压将比串联系统低，因为分流量小于全流量，即Dd<DH，低温省煤器的出口水温将比串 联时的高。并联低温省煤器系统本身就形成了一个独立的旁路，便于停用和维修。目前，低温省煤器布置位置有两种，一种是在空预器与电除尘之间装设低温省煤 器，将125°C烟气降至100°C，可以利用余热30MW ；另一种是低温省煤器布置位置在除尘器、 引风机、增压风机之后，位于脱硫吸收塔的进口。图3某1000MW机组低温省煤器的原则性方案。低温省煤器放置在空预器出口与 电除尘器进口之间的烟道中，采用了日本的设计风格，日本的不少大型火电厂，如常陆那珂 电厂(1000MW)和Tomato-Atsuma电厂(700丽)等都有类似的布置。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°C左右，并采用低低温电气 除尘器。低温除尘器就是指入口烟气温度在100°C以下的除尘器。烟气温度从125°C冷却 到85°C，其飞灰比电阻可从IO12 Ω-cm下降到101° Ω-cm，这样可大大提高电气除尘器的收尘 效率。低温省煤器布置在除尘器的进口，除尘器下游的烟气体积流量降低了约5%，因此其 烟道、引风机、增压风机等的容量也可相应减少，降低了厂用电。据计算，每台机组节约引风 机和增压风机厂用电约lOOOkW。这种布置方式最大的风险是腐蚀。因为经过低温烟气换热器后的烟气温度已经在 酸露点以下，除尘器、烟道、引风机、增压风机均存在腐蚀的风险。根据日本的有关技术资 料，未经除尘器收尘的烟气中含有较多的碱性颗粒，可中和烟气中凝结的硫酸微滴，低温除 尘器及其下游的设备并不需要进行特别的防腐考虑，而且日本的不少大机组运行低温除尘 器也有良好的业绩，因此，这种布置方式是可行的。对于应用国内煤质的电厂存在一定的风图4是已经投入运行的某1000MW机组低温省煤器的原则性方案；低温省煤器实际 上起到GGH加热器中烟气冷却的作用。烟气经过除尘效率高达99. 72%的除尘器后，低温省 煤器处于低尘区工作，因此飞灰对管壁的磨损程度将大大减轻。由于烟气中的碱性颗粒几 乎被除尘器捕捉，其出口烟气的带有酸腐蚀性。但是由于其布置位置在除尘器、引风机、增 压风机之后，烟气并不会对这些设备造成腐蚀，因而避免了图3系统的腐蚀危险。因为吸收 塔内本来就是个酸性环境，烟气离开吸收塔时温度约为45°C。塔内进行了防腐处理。这种 布置方式只本文档来自技高网...

【技术保护点】
一种具有高效循环系统的火力发电机组，为实现煤粉锅炉排烟温度冷却与恒温控制的系统，该系统包括锅炉和汽轮机组，其特征是，该系统由烟气深度冷却系统、空气加热前置预热器系统、旁路高压给水系统／凝结水系统、机组性能计算和锅炉排烟温度优化控制系统五个部分构成；该系统用于烟气深度冷却和回收热量传递给热水媒，热水媒通过空气加热前置预热器系统将热量传递给空气，防止锅炉尾部受热面的低温腐蚀。

【技术特征摘要】

【专利技术属性】
技术研发人员：尹金亮，闫文周，
申请(专利权)人：江苏丰泰冷却塔有限公司，
类型：发明
国别省市：32[中国|江苏]