上海漕泾电厂(2×1000MW)工程初步设计锅炉部分低温省煤器方案专题报告中国电力顾问集团公司华东电力设计院工程设计甲级090001-sj 工程勘察综合类甲级090001-kj2007年5月上海上海漕泾电厂(2×1000MW)工程初步设计低温省煤器方案专题报告批准：审核：校核：编制：目录1.低温省煤器系统概述2. 国内外低温省煤器目前的应用情况及安装位置3. 本工程低温省煤器的初步方案4 加装低温省煤器需要考虑的问题5 低温省煤器的经济性初步分析6 结论1.低温省煤器系统概述排烟损失是锅炉运行中最重要的一项热损失，我国火力发电厂的很多锅炉排烟温度都超过设计值较多。

为了降低排烟温度，减少排烟损失，提高漕泾电厂的运行经济性，考虑在烟道上加装低温省煤器的方案可行性。

低温省煤器的具体方案为：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。

同时，由于进入脱硫塔的烟温下降，还可以节约脱硫工艺水的消耗量。

2.国内外低温省煤器目前的应用情况及安装位置2.1低温省煤器目前的应用情况低温省煤器能提高机组效率、节约能源。

目前在国内也已有电厂进行了低温省煤器的安装和改造工作。

山东某发电厂，两台容量100MW发电机组所配锅炉是武汉锅炉厂设计制造的WGZ410/100—10型燃煤锅炉，由于燃用煤种含硫量较高，且锅炉尾部受热面积灰、腐蚀和漏风严重，锅炉排烟温度高达170℃，为了降低排烟温度，提高机组的运行经济性，在尾部加装了低温省煤器。

低温省煤器系统布置图如下：山东某电厂低温省煤器系统连接图国外低温省煤器技术较早就得到了应用。

在苏联为了减少排烟损失而改装锅炉机组时，在锅炉对流竖井的下部装设低温省煤器供加热热网水之用。

德国Schwarze Pumpe电厂2×855MW褐煤发电机组在静电除尘器和烟气脱硫塔之间加装了烟气冷却器，利用烟气加热锅炉凝结水，其原理同低温省煤器一致。

德国科隆Nideraussem1000MW级褐煤发电机组采用分隔烟道系统充分降低排烟温度，把低温省煤器加装在空气预热器的旁通烟道中，在烟气热量足够的前提下引入部分烟气到旁通烟道内加热锅炉给水。

日本的常陆那珂电厂采用了水媒方式的管式GGH。

烟气放热段的GGH布置在电气除尘器上游，烟气被循环水冷却后进入低温除尘器（烟气温度在90～100℃左右），烟气加热段的GGH布置在烟囱入口，由循环水加热烟气。

烟气放热段的GGH的原理和低温省煤器一样。

低温省煤器尽管在国内和国外已经有运用业绩，但上述的例子中我们发现，在德国锅炉排烟温度较高，均达到170℃左右（这些锅炉燃用的是褐煤），而加装低温省煤器后排烟温度下降到100℃左右。

日本的情况是锅炉设计排烟温度不高（125℃左右），经过低温省煤器后烟气温度可降低到85℃左右。

2.2低温省煤器安装位置由于低温省煤器的传热温差低，因此换热面积大，占地空间也较大，所以在加装低温省煤器时，需合理考虑其在锅炉现场的布置位置。

2.2.1低温省煤器布置在除尘器的进口日本的不少大型火电厂，如常陆那珂电厂（1000MW）和Tomato-Atsuma电厂（700MW）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℃左右，除尘器的飞灰比电阻可从1012Ω-cm下降到1010Ω-cm，这样可提高电气除尘器的运行收尘效率。

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，降低了运行厂用电。

据计算，每台机组节约引风机和增压风机厂用电共约500kW。

需要指出的是除尘器和风机的选型仍应该考虑125℃低温省煤器未投运时的情况，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，这种布置方式应该是可行的。

但是，对所谓的“不需要进行特别的防腐考虑”还有一些疑，而大大降低虑：（1）是不是仅仅依靠烟气中的碱性灰颗粒就能中和大部分SO2温烟气的腐蚀性？中和反应的彻底程度肯定与燃煤的特性有关（如含硫量，含灰量，灰分中碱性物质如CaO。

K2O的数量等），是不是还与别的因素有关？（2）对于低温电气除尘器与常规除尘器的区别还需要进一步研究。

根据我们目前掌握的资料，为了防止低温除尘器灰斗中的灰板结，其灰斗的加热面积要大于普通除尘器。

由于缺乏更多的资料，如果采用这种布置方式需要进行大量资料的收集研究工作。

（3）对于除尘器下游的烟道和风机设备，由于烟气中的灰已经基本被除去，此时还应该充分考虑相应的防腐措施。

（4）随着烟气温度的降低，烟灰的电气抗阻值下降。

此时ESP的除尘性能上升，但是在捶打集尘极板时，附在电极处的烟尘会飞散，使ESP出口粉尘浓度短时上升（比通常的出口浓度要高约50mg/m3左右）。

2.2.2低温省煤器布置在脱硫吸收塔的进口德国一些燃烧褐煤的锅炉将低温省煤器布置在吸收塔入口。

低温省煤器将烟气温度从160℃降低到100℃后进入吸收塔，被烟气加热的凝结水再加热冷二次风。

这种方式的低温省煤器实际上起到管式GGH加热器中烟气冷却的作用。

烟气经过除尘器后，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，因而避免了腐蚀的危险。

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℃。

塔内进行了防腐处理。

这种布置方式只要考虑对低温省煤器的低温段材料和低温省煤器与吸收塔之间的烟道进行防腐。

采用这种布置方式的缺点是无法利用烟气温度降低带来的提高电气除尘器运行效率、减少引风机和增压风机功率的好处；其次，其布置位置远离主机，用于降低烟气温度的凝结水管道也较长，凝结水泵需克服的管道阻力及电耗也更高。

3.本工程低温省煤器的初步方案本工程建设2×1000MW超超临界燃煤发电机组，考虑在锅炉下游加装低温省煤器吸收排烟余热，将排烟温度从125℃降低到101℃左右，回收热量约29.7MW。

3.1机组主要设备参数表1 工程主要设备参数低温省煤器入口烟气参数（湿烟气，实际O,按过剩系数1.25提供）23.2 石川岛公司为本工程所做的初步方案低温烟气换热器布置位置：除尘器的进口数量：2台/1台锅炉传热面积：10950m2/台传热材质：碳钢、耐硫酸碳钢管子：JIS STB340 翅片：JIS SPCC 框架：JIS SS400压力损失：O （包括入口、出口烟道）烟气侧：烟气换热器本体=60mmH2入口烟气量：2916000Nm3/h入口烟气温度：125o C出口烟气温度：101o C烟气侧交换热量：30MW入口凝结水温度：70 o C（暂定）具体布置方案见附图按石川岛公司的布置方案，需要锅炉厂配合，降低锅炉烟道接口处的标高。

4 加装低温省煤器需要考虑的问题4．1 烟道省煤器的低温腐蚀4.1.1对于本工程石川岛公司推荐的方案，低温省煤器温差24℃，回收的热量较少。

但也同时减少了尾部设备、烟道腐蚀的风险。

金属壁温在这个区间的腐蚀速度约0.2 mm／a，这个腐蚀速度是可以接受的。

4.1.2 选用合适的耐腐蚀材料。

针对本工程的应用情况，选择合适的、性价比比较高的材料是非常重要的。

目前可供考虑采用的材料主要有：不锈钢材料、耐腐蚀的低合金碳钢、复合钢管及碳钢表面搪瓷处理等。

对于石川岛公司目前方案推荐的材料需要根据其耐腐蚀特性经过进一步研究后确定。

4.2 换热面管的积灰低温省煤器的换热面管采用高频焊翅片管,与普通光管相比，翅片管传热性好，因此可减小低温省煤器的外形尺寸和管排数，减少烟气流动阻力。

但是高频焊翅片管易于积灰。

其积灰的程度与煤灰特性及烟气流速有关。

因此在设计时可适当提高烟速(对于除尘器前布置的低温省煤器，烟气流速推荐10 m／s左右，对于除尘器后布置的低温省煤器，烟气流速推荐15 m／s左右)。

选择合适间距的翅片管以减少省煤器管壁积灰。

在低温省煤器管排间将设置蒸汽吹灰器。

对于低温省煤器在布置上必须考虑可拆卸的形式，并在低温省煤器上设置水清洗系统，利用机组停运期间进行水清洗。

4.3 烟道的防腐由于烟气运行温度较低，需要对低温省煤器后的烟道考虑防腐措施，初步考虑采用耐硫酸碳钢，对烟道的造价会提高约20%。

4.4 设计建设周期由于设备制造厂、设计院对低温省煤器的经验较少，很多认识还停留在理论研究和摸索阶段。

为了保证设备运行的安全可靠，需要花时间调研配合，从而影响建设周期。

4.5 对除尘器飞灰输送系统的影响由于除尘器的烟气温度降低，除尘器收集的飞灰温度也较不安装低温省煤器低，为了保持飞灰的流动性，除尘器灰斗的电加热器的功率应增大。

若不能保证飞灰的温度，当长距离输送时末端的灰温降低，在冬季运行时有水分析出的可能性。

5 低温省煤器的经济性初步分析低温省煤器回收了部分烟气热量，节约了燃煤。

本工程烟气换热器回收的热量为：29.7MW。

考虑到由于低温省煤器的热量进入回热系统后降低了机组的回热效果，我们要求汽机厂提供了对应该热量的热平衡图。

从热平衡图的比较结果看，采用低省后热耗从7356KJ/KWh减少到7320KJ/KWh。

由于低省输入了部分热量导致热耗减少了36KJ/KWh，由此降低发电标准煤耗1.4g/kWh，以500元/吨的标煤价计算，如年有效运行小时为5500h（每年机组负荷在75%以上的小时数），则每台机组全年的燃料成本可下降约385万元。

低温省煤器布置在除尘器入口时，由于烟气容积流量的降低，引风机和增压风机也可节约电耗500 kW/机组。

600Pa阻力增加的风机厂用电为720kw/机组，再考虑80 kw/机组的水泵电耗，具体的比较如下表（单台机组）。

6 结论由于装设低温省煤器虽有经济性但对机组的运行仍存在一定的风险且会对工程进度有影响，考虑到投资回收时间较长，本期工程仅考虑预留低温省煤器改造建设的可能。

8。