火力发电厂烟气低温余热利用技术

1 火力发电厂烟气脱硫技术（FGD）的发展

【摘 要】

大气中SO2主要是含硫燃料，如煤、燃料油、石油焦碳等燃烧的产物，而以燃烧化石燃料为基础的火力发电厂，是世界上最大的SO2排放源之一。据1994年的统计：火力发电厂燃烧设备的SO2排放已超过全球SO2排放总量的70％。如果不采取合理的控制SO2排放措施，其污染必将对人类的健康及社会生存环境造成严重的危害。如对人的呼吸系统影响、引起或恶化人的心血管疾病；造成湖泊、河流的酸化、农作物的生长及损坏建筑物等。因此，控制火力发电厂设备的SO2排放以保护环境，必将在世界范围内的电力生产发展中得到进一步的重视。

【关键词】

湿法烟气脱硫技术 研究内容

【正 文】

一、概述

在我国煤炭作为一次能源，约占我国能源结构的75％。其中，约84％的煤炭将直接用于燃烧。据2000年的统计，煤电在我国电力生产中占的比重约为78％。因此，在我国燃煤发电厂技术的发展除面临提高其发电效率外，还必将面临如何控制其燃烧发电排放水平的重大问题。自70年代开始，在世界范围内的能源专家们已开始着手研究开发高效、清洁的煤燃烧和发电技术，这主要表现在：

1、基于提高其工作参数的常规煤粉电站＋烟气脱硫处理（PC＋FGD）；

2、循环流化床锅炉（CFB）；

3、增压流化床燃烧联合循环发电技术（PF-BC-CC）；

4、整体煤气化联合循环发电技术（IGCC）。

但是，就我国目前火力发电厂生产的实际情况看，在近一段时期内，电

2 厂锅炉燃烧排放控制工作的重点将集中在前者的第一种情况。特别是，自1998年我国政府关于酸雨控制区和二氧化硫污染控制区（简称两控区）的文件颁布以来，随着国家环保政策的进一步落实，电力环保烟气脱硫技术（FGD）必将得到进一步的发展。本文在回顾国外烟气脱硫技术的发展的基础上，分析了我国电力环保烟气脱硫技术的应用状况，并对我国今后烟气脱硫技术的发展和应用前景进行了展望。

低温余热利用项目可行性研究报告

一、引言

随着科技的发展和环保要求的提高，能源的有效利用和减少环境污染已经成为全球的焦点。在各种能源消耗领域中，工业生产过程产生大量的余热资源，这些资源往往在排放后未得到有效的利用，造成了能源的浪费。因此，低温余热利用项目的实施将成为工业节能减排的重要手段。本报告旨在研究此项目的可行性，为项目的实施提供理论支持。

二、低温余热利用项目背景

低温余热是指工业生产过程中产生的废弃热能，通常温度在500℃以下。这些热能往往被直接排放到环境中，不仅造成了能源的浪费，还会对环境造成一定的污染。因此，低温余热的回收利用对于节能减排具有重要意义。

三、项目技术可行性分析

目前，低温余热利用技术已经比较成熟，如热泵技术、热电转化技术等。这些技术的应用已经取得了显著的节能效果。同时，随着科技的不断进步，新的低温余热利用技术也不断涌现，为低温余热利用提供了更多的可能性。

四、项目经济可行性分析

低温余热利用项目的实施将带来显著的经济效益。一方面，通过回收利用低温余热，可以减少对一次能源的依赖，降低能源成本。另一方面，低温余热利用项目的实施还可以带来环保效益，减少对环境的污染。这些效益的长期实现将为企业带来稳定的收入来源。

五、项目环境和社会效益分析

低温余热利用项目的实施将有效减少对环境的污染，降低温室气体排放，对环境保护具有积极的影响。同时，低温余热利用项目将提高能源利用效率，降低能源消耗，符合可持续发展的要求。项目的实施还将为社会创造就业机会，推动经济发展。

六、项目风险评估与应对策略

虽然低温余热利用项目具有显著的可行性和优势，但仍然存在一些潜在的风险和挑战。例如技术风险、市场风险、政策风险等。针对这些风险，我们将采取以下应对策略：加强技术研发和创新，提高技术成熟度和稳定性；加强市场调研和预测，制定合理的市场策略；密切政策变化，及时调整项目策略等。 七、结论

综合以上分析，低温余热利用项目具有明显的经济效益、环境效益和社会效益。虽然存在一些潜在的风险和挑战，但通过采取有效的应对策略，可以有效地降低和规避这些风险。因此，我们认为低温余热利用项目具有很高的可行性，建议尽快实施。

科技创新与应用Ｉ　２０１３年第３４期　应用科技　超超临界火力发电厂烟气余热利用系统研究　潘静雯　（江苏大唐国际吕四港发电有限责任公司，江苏启东２２６２００）　摘要：作为能耗和排放大户的火力发电厂，如何合理地利用烟气余热，成为火电厂提高机组效率、减少煤耗而达到节能降耗的　主要举措之一。大型的火力发电厂每年要消耗我国煤炭总产量的一半以上，在这些能耗中其排烟热损失是电站锅炉各项热损失　中最大的一项，一般在７％，占锅炉总热损失的７５％或更高。排烟热损失的主要影响因素是锅炉排烟温度，一般情况下，排烟温度　每升高１Ｏ℃，排烟热损失增加０－８％，发电煤耗增加２ｇ／ｋＷｈ。我国现役火电机组中，锅炉排烟温度普遍维持在１２０　１４５℃左右水　平，褐煤锅炉为１６５ｏＣ左右，排烟温度高是一个普遍现象，由此造成巨大的能量损失。　关键词：超超临界；火力发电厂；烟气余热　１大唐国际吕四港电厂基本情况　江苏大唐国际吕四港发电有限责任公司一期４ｘ６６０ＭＷ超超临　界燃煤发电机组，配置哈尔滨锅炉厂有限责任公司生产制造，由三　菱重工业株式会社提供技术支持的超超临界参数变压运行直流锅　炉。锅炉型号：ＨＧ一２０００／２６．１５一ＹＭ３。设计煤种为神府东胜煤，锅炉设　计排烟温度为１２７．５￣Ｃ，锅炉设计效率９３．８％，本炉长期以来排烟温　度偏高，夏季运行最高达到１４５℃。超出排烟温度设计值２０℃。炉内　通过空气预热器换热元件更换、省煤器延伸、制粉系统优化、设备消　缺等措施，可将空气预热器出口温度降低到１３Ｏ℃左右，继续降低排　烟温度单靠炉内的措施（已达极限）已不可能。因此决定采取炉外加　装低温换热器，以期达到深度回收烟气余热、节省脱硫水耗、保护烟　囱的目的。　２课题目前国内、外研究概况和发展趋势　２．１课题在国内研究及发展情况　余热回收技术，是余热利用产业链中的核心环节，是国家鼓励　扶持的环保项目。“十一五”期间，我国对余热利用产业实施的专项　扶持，促进了我国余热利用技术进步和发展。“十二五”期间我国对　余热再利用扶持政策力度将进一步的加大，将继续推动余热利用产　业及余热回收迈向一个新的阶段，它的市场前景会更加广阔。国内　已有６００～ＩＯ００ＭＷ机组大部分采用湿式烟气脱硫系统，要求进入脱　硫塔的烟气温度在８Ｏ度，因此锅炉排烟中部分热量未被充分利用，　通过使用喷水降温，造成热量的浪费。排烟余热回收利用可以把这　部分的热量用于加热水。　近十年来，通过创新，国内高参数、大容量为主导的现代化大型　火力发电厂建设取得了快速的发展。这些新机组及新技术的应用大　大提高了我国在火力发电技术应用上的技术水平。目前，华能国际　玉环电厂已实现４５．５％的全厂指标。在通过主辅机容量及参数的改　进从而取得循环效率大幅进步之后，如何提高电厂的热力循环效　率，是个新的课题。本文以锅炉的烟气余热回收利用为题，进一步探　讨如何通过新技术、新工艺的应用来实现对烟气余热的充分利用，　进一步提高全厂的热力循环效率。根据现代超超临界锅炉技术的发　展，锅炉出口蒸汽的初参数已发展到３０ＭＰａ／６０５￣Ｃ／６０５＇：Ｅ这一水平，　锅炉效率已达到并超过了９５％的水平，通过对锅炉本身的燃烧控制　以及改进汽轮机的设计来提高效率似乎已达到了工程应用的极限　范围。因此，我们不妨换个角度，考虑如何从全厂综合利用的角度进　一步挖潜改造，提高火力发电厂全厂净效率。　在国内，已经有电厂在进行低温换热器的改造工作，如上海外　高桥电厂２ｘｌＯＯＯＭＷ机组就进行了低温换热器改造工作，低温换热　器布置在引风机后脱硫装置前，已经完成了安装调试，并投入运行，　根据性能考核报告，其节能效果明显。　２．２课题在国外研究及发展情况　在国外发达国家，烟气余热回收早就得到了应用。最初，前苏联　为减少排烟损失而改装锅炉，在锅炉竖井下部装低温换热器供加热　热水。对于发展起来的超超临界发电机组，也能找到低温换热器改　造的痕迹，德国电厂２ｘ８ＯＯＭＷ褐煤发电机组在电除尘器和烟气脱　硫塔之间加装了冷却器，利用烟气余热加热锅炉凝结水，其原理同　低温换热器一致。德国的科隆ＩＯ００ＭＷ级褐煤发电机组采用分隔烟　道系统充分降低排烟温度，把低温换热器装在空气预热器的烟道　中，引入部分烟气到烟道内加热锅炉给水。１３本常陆那珂电厂采用　了水媒方式的管式。烟气放热段布置在除尘器上游，烟气被冷却后　进入低温除尘器，烟气加热段的布置烟囱入口，循环水加热烟气。　３课题目标、主要内容以及需解决的关键问题　３．１课题研究的目标和主要内容　为了降低排烟温度，减少排烟损失，提高吕四港电厂的运行经　—．２９２——　济性，考虑利用烟气余热回收系统加热凝结水的方案可行性。本工　程以大唐吕四港６６０ＭＷ超超临界燃煤发电机组为例，考虑在锅炉　下游某适当位置加装低温换热器吸收排烟余热，将排烟温度降低，　以回收热量，对低加出口凝结水进行加热。　低温换热器余热回收系统的具体节能原理为：凝结水在低温换　热器内吸收排烟热量，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。　３．２课题需解决的关键问题　低温换热器的安装位置。由于低温换热器的传热温差低，因此　换热面积大，占地空间也较大，所以在加装低温换热器时，需合理考　虑其在锅炉现场的布置位置。防止磨损采取的技术措施。换热器的　磨损问题是国内外各电厂锅炉普遍存在的问题，也是本次改造要考　虑的技术要点之一。防止低温腐蚀采取的技术措施。由于降低了排　烟温度，为防止低温腐蚀，本设计方案应考虑到本厂燃用煤的特点，　结合运行煤种平均硫份较高，收到基全水分较高的情况，在设计过　程中慎重考虑受热面的结露腐蚀问题。防止积灰采取的技术措施。　关于防止受热面积灰，影响换热效果，也是本设计重点考虑的因素。　４课题的设计方案　可靠性的原则。所有设计参数的选定必须首先考虑机组运行可　靠。经济性的原则。在运行可靠的前提下，尽可能增大换热温差，减　少换热面的体积和量，减少设备投资。优化的原则。争取回收热量的　能级最高。通过锅炉系统与汽轮机系统合理耦合，优化低压省煤器　取水、回水点的位置达到。安全的原则。合理控制受热面金属壁温，　避开烟气露点。这是保证受热面不泄漏的前提条件，所有方案必须　首先满足这一条件。　由于低温换热器安装位置不同将对余热利用系统带来不同问　题，本文重点讨论以下两种安装方案，并进行对比，分析其各自的优　缺点，来确定最终选择。　本文烟气余热利用系统的位置布置方案有两种选择：方案一，　布置在空预器后、电除尘器前；方案二，布置在引风机后、脱硫装置　前。　５课题的研究计算方法　采用等效热降法进行热经济ｆ生计算。将低压省煤器回收的热量　作为烟气余热送入汽轮机回热系统，而锅炉的有效热量不变。低压　省煤器回收的热量将排挤低加的抽汽，它们将各自返回汽轮机做　功，从而使机组的发电功率增加，热耗降低。　６结束语　根据上述设计指导思想，锅炉回收烟气热量仅用于汽轮机的回　热系统。在这种情况下，排挤部分抽汽而导致冷源损失增加，使得所　回收的热量产生的节能量降低。由于回收的余热作为外部热量输入　回热系统，所以汽轮机只要增发，就会使循环效率提高，给发电系统　带来的效益：在保证总功率不变的条件下，汽轮机汽耗率降低、热耗　率降低，标准煤耗减少。　实施本方案，可为发电厂带来如下经济、环境效益：利用了排烟　余热，可以提高循环热效率，降低煤耗率；创造了锅炉脱硫系统长期　连续安全运行的烟气温度条件；在节水的同时降低了净烟气中的含　湿量，保护烟囱。节省燃煤的同时，减少了粉尘，ＳＯ　，ＮＯｘ等污染物的　排放，环保效益显著。　参考文献　【１１丁全才．火电厂余热综合利用技术探讨ｆＪ］．中国高新技术企业．

热电厂锅炉烟气余热综合利用

【摘要】发展国民经济重要物质基础之一就是能源，其关系到社会未来的经济发展，我国为了能够更好的建设社会主义社会节约能源是一项重要策略。对锅炉烟气余热综合利用，有利于提升利用能源的效率，只有这样热电厂企业才能具有较强的竞争力。

【关键词】热电厂；锅炉；烟气余热

0 引言

在一定的技术经济环境下，余热是能源设备中没有被利用的能源，也就是废弃与多余的能源。它包括废气高温余热、余热冷却的介质、废弃水产生的余热等。按照对各个行业总资源余热进行的调查发现其在消耗总燃料中占据了18%-70%，可以利用回收的余热资源在总体余热能源中所占比例是60%。没有被充分利用的大量余热表明，假如在空气中直接排放烟气，不仅会造成气温上升，对环境造成污染，并且耗费了大量的能源，因此对热电厂锅炉烟气余热的综合利用已经成为节能的重要措施。

随着《火电厂大气污染排放标准》GB13223-2003的全面执行，国内火力发电厂陆续建设了烟气脱硫装置，由于湿式石灰石-石膏烟气脱硫工艺技术最为成熟，绝大多数电厂均采用此种湿法脱硫工艺。采用湿法脱硫装置后，进入脱硫塔的烟气温度约70℃。近年来，随着GGH运行之后带来的一些问题，很多火力发电厂开始不设置GGH，进入脱硫吸收塔的烟气温度约130℃，这些烟气内部蕴藏着巨大的能量，他们进入脱硫吸收塔之后，再经过雾化的脱硫浆液喷淋，出口烟温会降至50℃甚至更低，不仅耗水量巨大而且损失的热量是惊人的（2×00MW机组约有9.3×107kJ/h），由此可见，烟囱排烟的损失是巨大的，如果能充分利用这些热量，将显著提高热电厂的热效率。

1 热电厂锅炉烟气余热综合利用的价值

热电厂锅炉烟气余热被称之为二次能源，一次能源如石油、煤炭等各类可燃气体应用在加热和冶炼等工艺之后都会出现以各种模式存在的余热。在动力热能等方面出现的高污染和能耗的重要原因就是大量排出的锅炉烟气，对烟气相关污染物造成直接影响的就是锅炉实行的排烟工艺，除此之外还包含了排烟产生的温度。对于一般的小型锅炉，分煤过程中高硫的燃用，其排烟产生的温度比较高，具体是在180℃到220℃之间，大中型锅炉具有的排烟温度具体是在110℃到180℃之间。因此锅炉运行过程中的排烟属于一个极大的余热潜力资源，排烟产生的温度既耗费了很多的能源，又对环境热污染造成十分严重的影响。国家在努力提倡减排节能、利用能源的大背景之下，提升锅炉运行效率、减少锅炉排污量具有重要的利用价值。