基于一次风加热凝结水的电站锅炉排烟余热利用系统设计研究

摘要

对于燃烧水分较低且挥发分比较高煤种的锅炉，为了满足制粉系统的安全经济运行，必须通过掺入冷风的方式，降低磨煤机入口的一次风温。但这样会造成热一次风量减少，空气预热器换热效率下降，排烟温度升高，对电厂的经济性和安全运行都有不利影响。为充分利用空气预热器的换热能力，降低排烟温度，回收排烟余热，提出一种基于一次风加热凝结水的排烟余热利用系统。该系统利用热一次风加热汽轮机凝结水或者高压给水，通过一次风-凝结水/给水换热器将一次风富余的热量回收至回热系统，避免掺冷风，同时系统具有提高排烟余热利用的能级，节能效果好，一次风-凝结水/给水换热器不存在磨损和腐蚀等特点。 以某典型超临界600 MW机组为例，对其使用的一次风余热利用系统进行设计，根据等效焓降的方法，对该系统的热经济性进行分析和技术经济性分析，并与传统的低压省煤器余热利用系统进行对比研究，结果表明：使用一次风余热利用系统，制粉系统可避免掺冷风，空气预热器换热量增加，排烟温度下降；由于热一次风温较高，可以排挤较高级汽轮机抽汽甚至是再热器冷端之前的汽轮机抽汽，使用一次风余热利用系统可使全厂供电标准煤耗率降低2.3 g/(kW·h)，年可节省燃料7593 t，节能效果是低压省煤器的2.47倍。 对一次风余热利用系统适用机组的燃料特性及空气预热器扩容的一次风余热利用系统进行了分析，结果表明：一次风余热利用系统不适用于燃烧高水分褐煤的机组，而对于燃烧低水分烟煤的机组热经济性最好；通过增加空气预热器的换热面积，将更多的排烟余热回收到热空气中，并将一次风中多余的热量回收至回热系统，随着排烟温度的降低，继续降低排烟温度需要消耗更多的空预器金属换热面积，在排烟温度为90℃左右时，系统经济性达到相对比较高的值，但此时空气预热器扩容面积较大，对于新建电厂，在设计时可以将一次风余热利用系统考虑在内，对于现有电厂改造，空气预热器扩容20%左右是可行的。 将排烟温度由143.2℃降低至120℃，对一次风-凝结水/给水的布置方式进行了优化，提出五种布置方案，并进行对比分析，结果表明：一次风-凝结水/给水换热器与2#高压加热器并联布置，进水量为50 kg/s时的热经济性及经济性都是较优的，此时系统可以节省全厂供电标准煤耗率3.7 g/(kW·h)。

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第1章 绪论

1.1 课题研究背景

1.2 燃煤电站锅炉排烟温度偏高的原因分析

1.2.1 煤质变化

1.2.2 漏风

1.2.3 受热面灰污

1.2.4 锅炉给水温度和冷风温度偏高

1.2.5 制粉系统掺冷风

1.3 电站锅炉排烟余热利用的研究及应用现状

1.3.1 降低排烟温度的方法

1.3.2 排烟余热利用于热力系统外部

1.3.3 排烟余热利用于热力系统内部

1.4 本文研究的主要内容与目的

第2章 系统设计及分析方法

2.1 一次风余热利用系统介绍

2.1.1 一次风余热利用系统概述

2.1.2 一次风余热利用系统的特点

2.1.3 一次风余热利用系统热平衡分析

2.2 空气预热器热力计算

2.2.1 计算方法

2.2.2 计算步骤

2.3 等效焓降法热经济模型

2.3.1 等效焓降法概述

2.3.2 抽汽等效焓降Hj及抽汽效率ηj

2.3.3 纯热量进入回热系统的等效焓降计算模型

2.3.4 热经济指标

2.4 本章小结

第3章 一次风余热利用系统计算分析

3.1 机组参数

3.2 汽轮机组热力计算分析

3.2.1 计算方法

3.2.2 各级抽汽效率

3.2.3 热力系统计算结果

3.3 空气预热器热力计算

3.3.1 制粉系统干燥剂初温计算

3.3.2 空气预热器计算结果

3.4 一次风-凝结水/给水换热器设计及计算

3.4.1 换热器设计原则

3.4.2 换热器热力计算

3.5 一次风余热利用系统热经济性分析

3.5.1 对锅炉效率的影响

3.5.2 系统热经济性分析结果

3.5.3 一次风余热利用系统对辅助设备的影响

3.6 节水量计算

3.7 技术经济性分析

3.7.1 技术经济性分析模型

3.7.2 技术经济性分析结果

3.8 本章小结

第4章 空气预热器扩容的一次风余热利用系统综合优化分析

4.1 一次风余热利用系统适用性分析

4.1.1 几种煤种所需干燥剂初温计算结果

4.1.2 不同煤种对一次风余热利用系统热经济性的影响

4.2 空气预热器扩容的一次风余热利用系统分析

4.2.1 空气预热器扩容面积对排烟温度的影响

4.2.2 锅炉效率随排烟温度的变化

4.2.3 系统节能收益随排烟温度的变化

4.2.4 系统经济性随排烟温度的变化

4.3 与低压省煤器对比

4.4 一次风-凝结水/给水换热器参数的选择

4.4.1 一次风-凝结水/给水换热器进水温度的选择

4.4.2 一次风-凝结水/给水换热器引出水位置选择

4.4.3 一次风-凝结水/给水换热器分水流量的选择

4.5 一次风-凝结水/给水换热器不同布置方案综合讨论

4.5.1 循环吸热量与冷源损失的变化

4.5.2 排挤平均抽汽效率对比

4.5.3 汽轮机效率变化对比

4.5.4 厂用电增量对比

4.5.5 节省供电煤耗对比

4.5.6 技术经济性对比

4.6 本章小结

第5章 结论与展望

5.1 主要结论

5.2 后续工作建议和展望

参考文献

攻读硕士学位期间发表的论文及其它成果

致谢