中国华电集团公司科技工程技术方案一、工程背景自电力企业改革后，从体制上根本打破了电力企业集发、输、配、售于一体的局面，火电厂在新的经营模式下面临着日渐严峻的考验。

尤其是近年来煤炭市场放开后，电煤价格的持续上涨，而电、热价格则一路平行。

煤炭价格的上涨，使得火电厂的生产成本急剧上升，导致我厂电热价格与成本倒挂问题越发突出，加剧了火电厂的经营困境。

在这种情况下，企业如何扭转负债经营的不利局面，成为当务之急，用新技术、新工艺、新方法，挖潜改造，提高机炉热效率、节能减排势在必行。

现锅炉排烟温度按照经典的控制酸露腐蚀条件的设计规范设计，计算排烟温度已经留有设备保护的余地。

目前设计条件下的排烟温度高于酸露点温度的15-18度，实际上排烟温度的计算方面也因为招标对经济指标要求而存在潜在的上升空间。

以国内300MW机组的实际运行的负荷、排烟温度状况，几乎没有一家能够按照设计指标运行。

造成排烟温度升高的原因是多方面的。

随着运行时间的延长，排烟温度因空预器设备的末端腐蚀而局部积灰、系统阻力增加、过量空气系数增加、排烟温度升高；空气预热器漏风、夏季空气温度升高、煤种变化也使得锅炉远离校核煤种等因素都会引发排烟温度升高。

排烟损失是影响锅炉效率的主要因素，电站锅炉的排烟温度为120～140℃，每降低排烟温度16-20℃，可提高锅炉热效率1%。

对于一台300MW的发电机组，平均每年可节约标煤约6000吨。

另外，利用烟气余热提高空预前空气温度和脱硫塔后烟温，可减轻空预器和烟道腐蚀；降低脱硫塔前烟温还可减少脱硫工艺前的喷水量。

要回收低温烟气的余热，就必须有经济和可靠的技术。

国内较早就开始了烟气余热回收技术的开发，并有些技术相继成熟得到应用，但这些技术多停留在早期粗放的阶段，在系统可靠性和余热回收经济性方面都存在明显的不足。

通过合金、陶瓷或塑料等抗低温腐蚀材料做换热材料来进行余热回收的优点是可以将排烟温度降低到烟气酸露点以下，但由于这些材料的导热系数、造价和使用寿命等限制，余热回收的经济性不佳。

另外，当换热材料表面发生酸露凝结时，设备表面会形成导热系数更差的粘性灰垢，该类致密的粘性积灰与换热材料表面结合力很强，较难通过吹灰系统清除，甚至使系统堵灰严重而无法正常运行。

传统低温省煤器技术较简单、成熟，但其不仅余热回收的效益低，而且只适于回收排烟温度较高的余热，否则受热面腐蚀和堵灰问题会很严重。

该系统如果设计不当，还有发生凝结水汽化的风险。

相变式低温省煤器是为了控制烟道换热器的低温腐蚀而开发，其通过控制中间传热介质（水-汽）的相变参数来控制传热量和烟道换热器壁温，从而提高了系统的可靠性，并可自动将排烟温度降低到最佳的温度。

相变式空气加热器系统同相变式低温省煤器的原理相同，但加热锅炉供风时的经济性更好。

目前运用该技术已开发的自然循环系统中，空气加热器的安装位置要求高于烟道换热器，因而实施的困难较多。

另外，该系统也不易实现一二次风的同步加热，且只能将空气加热器布置在送风机入口，这样在夏季时，送风机由于入口风温过高将无法正常运行。

自然循环相变换热系统主要是通过调节换热器的冷源流量来控制相变参数的，本质上是通过改变换热系数和传热温差来调节换热量，因而调控换热器壁温的能力较差，调节特性不佳；另外，自然循环相变换热系统只适宜加热单一冷源。

只加热锅炉供风的余热回收利用系统，在夏季环境温度较高时，特别是在南方地区，烟气与空气的传热温差减小，余热回收的经济性将大幅下降。

二、工程实施的技术路线和具体研究内容本课题拟通过陕西华电蒲城发电有限责任公司#3机组锅炉烟气余热回收技术的研究应用工程，开发应用一种新的经济、可靠的分控相变烟气余热回收利用技术，将排烟温度高于该炉型正常燃料酸露点以上部分的烟气热量回收利用，在确保系统安全的情况下，以达到节省更多燃煤量，降低发电煤耗，减少污染物的排放，提高锅炉效率的目的。

目前蒲城电厂#3机组锅炉实际运行参数为：空预器入口烟温390~410℃，空预器出口烟温冬季平均温度约135℃，夏季平均约155℃，一二次风空预器出口温度340-360℃。

本工程根据锅炉实际燃用煤质及运行参数确定的余热回收方案如下：在空预器后的水平烟道上安装烟道换热器（分控相变换热器．吸热装置），在送风机和一次风机出口风道位置加装风道换热器（分控相变换热器放热装置），在零M送风机出口风道之间设凝结水加热器。

分控相变换热器吸热装置内最低饱和蒸汽温度设定为115℃，高于烟气酸露点5℃，将排烟温度从平均150℃降低到130℃，回收热量加热进入空预器的一、二次风和旁路1到2号低加的凝结水，加热风和水的热量根据排烟温度和环境温度自行调节分配。

系统流程图如下图所示：分控相变换热热力系统（单台炉）主要组成包括：序号工程单位数量备注16 套1 吸热蒸发器套6 2 放热冷凝器DN502 台3 汽流调节阀0DN50 4 台液流调节阀43m3 5 2 平衡水箱台1.8m3 台水封箱 1 6循环泵4 7 台1 台8 凝结水换热器台9 汽液换热器 1分控相变换热器控制系统（单台炉）．设备名称型号及规格描述数量位指令模块，100MHZ，，LK205CPU掉电保4MB，数据8MB+1MB0.32ms/K，程序CPU模块 1持区DP通信接口模块LK232，PROFIBUS-DP通信接口模块3，输出120/230VACLK910，电源模块，输入25A电源模块5A24VDC，，12/24V DCLK610，16通道数字量输入模块，16点数字量输入模块2 漏型，晶24V DCLK710，16通道数字量输出模块，1点数字量输出模块16 体管输出位，电流信16，8通道模拟量输入模块，LK41117 8点模拟量输入模块号位，电流信通道模拟量输出模块，124LK511，5 4点模拟量输出模块号，通道间隔离1 CPU，本地背板，单插槽，10 10槽本地背板槽LK1011 槽1111槽扩展背板LK111，扩展背板，1 11LK111，扩展背板，槽11槽扩展背板2 3M ，扩展电缆，LKX002 扩展电缆8 ，占空模块占空模块LKC131111，包括14412分控相变余热回收系统的计算参数（根据提供的数据计算）根据用户实际运行参数，参考设计数据，对分控余热回收系统的设计计算如下：以下计算均以单台炉为基数，仅计算加热风的结果，凝结水加热最大负荷设计为加热风量的50%，平均负荷为加热风量的25%。

数30070.00%1.836945402.1%三、关键技术及创新点可随环境温度和机组负荷的变化，将热源烟气换热器产生的蒸汽分别控制输送到一次风加热器、二次风加热器、热网加热器和凝结水换热器等不同热用户，自动进行不同热用户的优化组合，确保热力系统的最佳经济性。

组合系统可在避免低温省煤器发生低温腐蚀和汽化的情况下，提升低温省煤器的出口水温，提高余热回收利用的热力循环效率和经济性。

一次风加热器和二次风加热器可与原暖风器及辅汽系统兼容，可减小风道阻力损失，保护空气预热器，并确保暖风器回热系统的经济性；采用汽液换热器和辅助蒸汽等控制冷凝液的过冷度，确保烟气换热器不发生局部低温腐蚀，可提高安全裕量；相变系统采用强制循环，换热器可灵活布置，提高了系统的适应性；烟气换热器采用小联箱单元组合结构，即便于检修维护，减轻局部磨损的危害，也可提高整个换热器的使用寿命；热源相变参数控制系统的时间常数小，调节特性好。

易于将多任务控制和多层次保护集成在一个系统，安全性高；可与空气预热器配套设计，变为可调式空气预热系统，保护空气预热器不发生低温腐蚀和堵灰。

从而空预器可采用管式或板式结构，降低漏风损失，提高了机组经济性。

四、工程主要技术难点1、可靠的控制系统分控相变系统采用的控制手段较多，使各控制协调配合是保障分控相变烟气余热利用系统正常工作的关键点，也是难点。

本工程将采用成熟的PLC控制技术集中处理各种控制、报警和保护信号。

2、烟道换热器的布置烟道换热器尺寸和重量较大，其合理布置是影响换热效率、系统经济性和安全性的关键因素。

烟道换热器的布置受制于现场已有空间布局和烟道布置及尺寸的限制较多，本工程需根据现场情况，研究制定一套最佳的设备布置方案。

五、工程预期达到的主要技术指标1）锅炉排烟温度最低可降低到120℃以下；2）相变换热器壁面温度可控可调，在各种工况下，壁面温度都比酸露点高5℃。

；300Pa）各种工况下，相变换热器烟气侧压力降≤3．4）各种工况下，相变换热器风侧压力降≤150Pa；5）相变换热器用电负荷≤10kW；6）引风机、送风机等主要辅机增加电耗≤300kW；7）工程回收余热年节约标煤量≥5000t/y；8）供电煤耗降低≥2.5g/kWh；9）换热元件不间断连续运行时间大于10000小时，设计使用寿命不小于10年。

10）系统设备寿命大于15年。

六、工程费用明细单位：万元七、工程的进度安排八、工程主要负责人和参加人员情况1、工程负责人2、工程研究人员承担本工程投入专业职务工作单位职称姓名序号月数工要主作九、工程主要经济、社会、环境收益1、经济效益节能效益计算下表仅计算加热风的效益。

凝结水加热器只在夏季采用，加热凝结水的余热利用效益相比较低，总的余热利用效益约为加热风总效益的13%。

计算的主要参数数据1% %回收余热使锅炉效率提高（）5625 回收的余热年节约标煤量（t/y）298 KW增加引、送风机等电耗（）5086 工程年节约标煤量（t/y）2.77g/kwh供电煤耗降低（）工程总投资费用万元。

970单台炉工程工程投资约为工程投资回报期由方案效益总表中的数据可知，应用分控相变换热器节能技术后，回收锅炉排烟余热，在保证尾部受热面不发生腐蚀的情况下，单台炉实际节省标煤5086吨。

标煤单价以700元/吨计算，则实际年经济效益为：5086×700÷10000= 356万元则静态投资回收期为：970÷356 = 2.72年故安装相变换热装置后的 2.72 年即可将投资的设备成本收回。

2、安全效益分控相变烟气余热回收利用系统通过提高空预器入口风温度，从而大大减轻了空预器的低温腐蚀和结露引起严重堵灰现象的发生，提高了设备及系统的安全性。

3、社会效益课题的社会效益分析：减排效益计算表：计算的主要参数数据214 t排放（）SO2减少233）t排放（NOx减少．减CO排放80931720减少灰渣排放（十、工程风险分析及对策、分控相变烟气余热回收系统的合理性：1分控相变换热技术的系统设计不受季节和环境的影响，可以始终通过对锅炉进风和凝结水的加热，实现能量最佳的梯级利用，使发电的循环热效率达到最大值，经济效益最佳。

分控相变换热技术依据相变换热原理，采用温度更加同一均匀的蒸发液作为主要控制参数，避免了烟道中沿烟道截面烟气温度偏差的影响，控制参数更为可靠。