专利名称：脱除原煤仓内煤质水分的装置的制作方法
技术领域：
脱除原煤仓内煤质水分的装置技术领域[0001]本实用新型涉及一种发电技术领域提高发电效率的装置，具体的说是一种脱除煤质水分的装置。
背景技术：
[0002]在所有发电方式中，火力发电是历史最久的，也是最重要的一种。在火力发电厂中，原煤经过破碎筛分为粒径约30mm，最大不超过300mm的煤粒后进入原煤仓储存，从原煤仓的煤斗缓缓落入给煤机，再经磨煤机磨细为煤粉或直接送入锅炉燃烧，燃烧时产生的热能用来加热液态水，使液态水转化成水蒸汽后推动汽轮机旋转，带动发电机发电。发电厂蒸汽发电循环过程简述如下通过燃烧煤加热锅炉中的水，产生的高温高压蒸汽通过管道进入汽轮机，推动汽轮机旋转做功并带动发电机发电，蒸汽经过做功后变为低温低压蒸汽后， 通过低压缸排汽进入凝汽器。凝汽器是个汽水换热器，在凝汽器中流动在换热器管束外壁的蒸汽通过与流动在管束内的循环冷却水换热释放出汽化潜热，重新凝结为水后，再通过凝结水泵升压重新进入锅炉吸热，开始新一轮循环。凝汽器管束内的循环冷却水吸热后温度上升，进入大型冷却塔中喷淋、蒸发，降温后重新回到凝汽器管束内冷却汽机排汽。在此过程中，由于需要吸收的汽机排汽的汽化潜热量很大，循环冷却水需要量也就很大，它和汽机排汽量的关系约为50 :1，即每冷却I吨汽机排汽，需要50吨的循环冷却水，循环冷却水通过约5%的水损来释放出此部分热量(有一部分是必须的排污损失)，这构成了电厂发电损失中最大的冷源损失，燃煤热量中50%以上的热量被排向空中。[0003]在火力发电厂中，为了使电厂运行中有一定的可调容量，《大中型火力发电厂设计技术规范》GB50660-2011规定，煤斗储煤不低于6小时，即煤进入煤斗经过原煤仓到给煤机至少在6小时以上，通常在8小时左右。[0004]通常，进入原煤仓的煤粒含有一定水分，煤中水分有游离水和合成水两种状态，游离水分又分为外在水分和内在水分。外在水分是指煤在开采、运输和洗选过程中润湿在煤的外表以及大毛细孔(直径> 5 IOcm)中的水。外在水分以机械方式与煤相连结着，较易蒸发，在空气中放置时，外在水分不断蒸发，直至煤中水分的蒸汽压与空气的相对湿度达到平衡时为止，通常外在水分的测定方法是称取一定重量的粒度13_以下的煤样，置于干燥箱中，在45 50°C温度下干燥8小时，取出称重，失去的重量占煤样原重的百分比即为外在水分。内在水分是指煤中吸附或凝聚在煤粒内部的毛细孔(直径<5 10cm〉中的水。测量时，将风干煤(失去外在水分后)加热到105 110°C时所失去的水分重量占煤样的百分比作为内在水分。不同煤质水分含量有所不同，多数煤质含水量在10% 40%，埋藏地质年代较近的年轻褐煤含水量一般在30%以上。[0005]携带水分的煤粉进入锅炉炉膛后，在煤的燃烧过程中，煤中所含水分吸热发生相变转化成水蒸汽，转化过程中需要吸收大量的汽化潜热，造成了煤燃烧过程中的实际发热量减少，在锅炉燃烧效率计算中，根据燃烧产物中水的状态不同，有高位发热量与低位发热量之分，包含燃烧生成的水蒸汽冷凝潜热的，称为高位发热量，不包括水蒸汽冷凝潜热的，3称为低位发热量。通过减少原煤中的水分，可以提高煤的低位发热量。[0006]含水量越高的煤损失的热量会越多，此过程中产生的水蒸汽最后随约140°C左右的烟气一起排入大气，使得烟气中水蒸汽含量增高，而水蒸汽极易与煤的燃烧产物中的硫化物、氮氧化物结合成酸液，造成锅炉尾部受热面被腐蚀。为了减轻锅炉尾部受热面的腐蚀状况，需要提高锅炉的排烟温度，这样做的结果是进一步增大了排烟热损失，降低了锅炉燃烧热效率，同时，烟气中含有的水蒸汽增大了炉后烟气量，造成锅炉引风机负荷增加，增加了用电消耗。实用新型内容[0007]本实用新型需要解决的技术问题是提供一种脱除原煤仓内煤质水分的装置，提高煤炭资源的利用率，降低能源消耗，减少气体污染物的排放，保护环境。[0008]为解决上述技术问题，本实用新型所采用的技术方案是[0009]脱除原煤仓内煤质水分的装置，本实用新型的进一步改进在于包括设置在原煤仓内的通过换热器支架支撑的用于脱除原煤颗粒中的水分的管排式换热器以及连通到原煤仓外部的用于将水蒸气排出的水蒸汽排出管道，所述管排式换热器的输入端通过蒸汽管道与用于产生低压蒸汽的汽轮机连通，管排式换热器的输出端通过疏水管道与疏水器连通。[0010]本实用新型的进一步改进在于所述管排式换热器包括位于同一水平面内的两根纵向中空管和一排与纵向中空管垂直布置的横向中空管，横向中空管的两端分别连通在纵向中空管上。[0011]本实用新型的进一步改进在于所述原煤仓内在垂直方向布置有若干层管排式换热器。[0012]本实用新型的进一步改进在于所述上下相邻管排式换热器的层间距大于 300mmo[0013]本实用新型的进一步改进在于所述水蒸汽排出管道包括垂直设置在多层管排式换热器之间并与外界连通的一根主管以及与主管连通的匀布在各层管排式换热器上方的多根排气支管。[0014]本实用新型的进一步改进在于所述管排式换热器与汽轮机连接的蒸汽管道中设置有用于防止疏水倒流的止回阀。[0015]由于采用了上述技术方案，本实用新型取得的技术进步是[0016]本实用新型通过在原煤仓内布置管排式换热器，当原煤颗粒缓缓经过这些换热器时被加热，水分蒸发过程长达6小时以上。在此过程中，利用发电能力很弱的低品位蒸汽加热原煤仓中的原煤颗粒，煤中的绝大部分外在水分可逸出，内在水分也会减少。通过减少原煤中的水分，可以提高煤的低位发热量，减少煤在锅炉中燃烧时煤中水分蒸发带走的热量， 增加单位煤的高温高压的主蒸汽这种高品位蒸汽产量，相当于用低品质的热能换来了高品质热能，提高了煤炭资源的利用率，从而在整体上提高电厂的发电效率，降低了电厂的电耗，由于煤的水分蒸发向上，隔绝了原煤仓中的空气，即使温度升高，由于处于惰性气氛中， 也有利于原煤仓防爆。[0017]本实用新型加热原煤仓中的煤粒需要抽出部分低压抽汽，相应的也就减少了汽轮机低压缸排向凝汽器的乏汽，减少了汽机的冷源损失的同时，也减少了循环冷却水的蒸发量。每减少I吨排气约减少循环冷却水量50吨，循环冷却水损失率约为5%,即每减少I吨排气约节水2. 5吨,这就节约了宝贵的水资源。[0018]由于减少了煤在锅炉中燃烧时蒸发出的水分，使得锅炉出口烟气量减少，相应减少了引风机进口烟气量，降低了引风机电耗，降低了电厂用电率。烟气中水蒸汽含量降低， 减轻了锅炉尾部受热面腐蚀，降低了烟气量，相应降低了烟气的酸露点，由于锅炉的排烟温度主要是考虑防止尾部受热面腐蚀来确定，酸露点降低后，就有条件降低锅炉的排烟温度， 锅炉的各项热损失中，排烟损失约占4%，降低排烟温度就提高了锅炉效率，而且同时减少了灰尘、C02、S02、NOx等的排放，减轻了环境污染，保护了环境。[0019]原煤仓内在垂直方向布置有若干层管排式换热器。换热器层数可根据原煤仓的容积和原煤中水分含量进行设置，便于结合各种实际情况具体操作。[0020]上下相邻管排式换热器的层间距大于300mm。由于原煤在进入煤仓前已经过破碎和筛分，因此不存在大于300mm粒径的煤块，多为30mm左右的碎煤块，管排式换热器层间净空间距离设置在300mm以上可以避免原煤中的颗粒卡在换热器处造成停滞，煤中水分也很容易逸出。[0021]原煤仓内设置水蒸汽排出管道，水蒸汽排出管道包括垂直设置在多层管排式换热器之间并与外界连通的一根主管以及与主管连通的匀布在各层管排式换热器上方的多根排气支管。排出管排气支管的设计方便水蒸汽通过水蒸汽排出管道排出。[0022]管排式换热器与汽轮机连接的蒸汽管道中设置止回阀。止回阀保证与机组安全切断，不影响生产，防止管排式换热器管道中的疏水倒流。
[0023]图I是本实用新型的系统示意图；[0024]图2是单层管排式换热器的俯视图；[0025]图3是分层布置的管排式换热器的侧视图。[0026]其中，I、原煤仓,2、止回阀,3、管排式换热器,4、疏水器,5、水蒸汽排出管道,6、排气支管，7、换热器支架。[0027]图示箭头所指方向为气体流动方向。
具体实施方式
[0028]下面结合实施例对本实用新型做进一步详细说明[0029]脱除原煤仓内煤质水分的装置，其结构如图I所示。包括用于脱除原煤颗粒中的水分的管排式换热器3和用于排出水蒸汽的水蒸汽排出管道5，管排式换热器3通过换热器支架7设置在原煤仓I内，水蒸汽排出管道5设置在原煤仓I中央并连通到原煤仓I外部， 与管排式换热器3垂直。管排式换热器3的输入端通过蒸汽管道与用于产生低压蒸汽的汽轮机连通，管排式换热器3的输出端通过疏水管道与疏水器4相连通，疏水排入汽机低压加热器或凝汽器回收利用。蒸汽管道设置有止回阀，防止管排式换热器管道中的疏水倒流。[0030]管排式换热器3由两组位于同一平面内的中空管组成，其中一组为两根纵向中空管，另一组为一排与纵向中空管垂直布置的横向中空管，横向中空管的两端分别连通在纵向中空管上，如图2所示。[0031]原煤仓I内在垂直方向布置有若干层换热器支架7，管排式换热器3通过换热器支架7安装在原煤仓I内，其侧视图如图3所示。管排式换热器3的层数可根据原煤仓I容积进行设置。由于原煤在进入原煤仓I前已经过破碎和筛分，煤块的粒径一般不大于300mm， 多为30mm左右的很小的碎煤块，因此管排式换热器3层间距通常设置为300mm以上，以避免原煤中的颗粒卡在换热器处造成停滞，同时可以方便煤中水分逸出。[0032]原煤仓I内还设置有水蒸汽排出管道5，如图2、3所示。水蒸汽排出管道5包括垂直设置在多层管排式换热器3之间并与外界连通的一根主管以及与主管连通的匀布在各层管排式换热器3上方的多根排气支管6。[0033]本实用新型的工作过程如下所述[0034]从汽轮机接出蒸汽，通过蒸汽管道接入原煤仓I分层布置的管排式换热器3，管排式换热器3管内流动着蒸汽，管外壁和原煤颗粒接触加热煤粒。当原煤颗粒通过管排式换热器3管外壁下落过程中，通过蒸发出的热蒸汽加热、换热器管壁的直接接触换热、换热器的辐射热三种换热方式被加热，原煤仓I中原煤颗粒温度升高，煤中的绝大部分外在水分被蒸发逸出，内在水分也会减少。管排式换热器3中的水蒸汽释放热量后通过疏水器4进行汽水分隔后，通过疏水管道引入汽轮机的低压加热器与低压加热器疏水混合或到凝汽器与凝结水混合，最终进入汽轮机主凝结水系统，经凝结水泵升压进入锅炉吸热，开始新的一轮循环。由于蒸汽在管排式换热器3中是相变传热，主要是放出汽化潜热，由汽态变为液态， 放热过程很强烈，可以减少管排式换热器的铺设面积。在整个放热过程中，从汽轮机低压抽汽到疏水回收是一个闭式循环，热量完全回收，没有任何损失。[0035]原煤颗粒中的水分通过管排式换热器3加热蒸发，蒸汽通过各层排气支管6汇集入水蒸汽排出管道5后从原煤仓I顶部直接排出原煤仓I。[0036]本实用新型所需施工工期很短，原煤仓I内管排式换热器3支撑部分的施工，可利用机组定期小修，原煤仓I放空时进行，不影响生产，抽汽管道上设置有止回阀保证与机组安全切断。新建机组直接建设即可，对机组建设期无影响。[0037]当然，本实用新型还可以设置水回收设备，用于回收原煤中蒸发出的水分，以减少冷却塔水分蒸发损失，降低电厂水资源消耗。原煤蒸发释放出的水份品质接近蒸馏水，将原煤蒸发出的蒸汽引入电厂冷却水池中，进行水分回收，回收的水分再用于电厂生活和生产，就可以减少对外部水资源的消耗，节约用水费用。[0038]下面仅以我国现在的火电主流机组300MW亚临界机组为例进行简单效益分析[0039]暂按原煤中外在水分含量20% (这是多数褐煤含水量的低限)进行示例说明，经过原煤仓里的换热器加热后保守假设只蒸发去10%的水分。[0040]Ikg煤中水分蒸发需要的热量[0041]Ikg煤中10%的水分蒸发，即IOOg水分变为水蒸汽需要热量如下[0042]I个大气压下，假定蒸发蒸汽温度为110°C，温度110°C的水蒸汽焓为2696kJ/kg， 假定煤粒温度为20°C，t=20°C的水的焓为84kJ/kg。[0043]Ikg水变为水蒸汽带走的热量为2696_84=2612kJ，即IOOg水分蒸发所需要热量为 261. 2kJ ο[0044]蒸发Ikg煤中水分需要的加热蒸汽量[0045]假设抽出的低压蒸汽参数为P=O. 2MPa，t=200°C，则P=O. 2MPa，t=200°C的水蒸汽焓为2870kJ/kg，与煤换热后的饱和水焓为505kJ/kg。[0046]Ikg低压加热蒸汽可释放热量2870-505=2365kJ。[0047]蒸发Ikg煤中水分需要的加热蒸汽量261. 2/2365=0. 11044kg[0048]蒸发Ikg煤中水分所需低压蒸汽的发电做功能力[0049]低压蒸汽如果不被抽出，将推动汽机做功，并排入凝汽器P=0. 005MPa，t=33°C (典型排汽参数)的水蒸汽焓为2562kJ/kg。[0050]P=O. 2MPa，t=200 V时，Ikg的蒸汽如果继续在在汽机中流动做功 2870-2562=308kJ/kg。[0051]O. 11044kg低压蒸汽如果继续在在汽机中流动做功为308X0. 11044=34kJ，折算成发电量34/3600=0. 00944KW ·Η。即此部分低压蒸汽如果不被抽出，而是继续在汽机中做功，可发电 O. 00944KW · Ho[0052]原煤干燥后，水分降低，发热量提高。原煤干燥后新增发电量[0053]假设锅炉效率93%，管道效率99. 5%，300MW的机组发电热耗为7800kJ/KW · H。[0054]Ikg煤中10%的水分蒸发需要的热量为261. 2kJ,也就意味着Ikg煤被蒸发部分水分后发热量提高了 261. 2kJ，通过锅炉燃烧此部分热量的93%被吸收，成为P=16. 7MPa， t=540°C的主汽内能量，经管道输送，其中热量的99. 5%到达汽机的主蒸汽接口。[0055]此部分热量新增的发电能量261.2X0. 93X0. 995/7800=0. 03IKff · H[0056]采用本实用新型后Ikg煤多发电电量0· 031-0. 00944=0. 02156KW · H[0057]每吨煤新增发电量21KW · H。[0058]2 X 30(MW机组为例的赢利分析[0059]①发电赢利[0060]按300丽机组每台锅炉每小时约150t的燃煤量计算(发热量约18MJ/Kg的煤)，则可以多发电3150KW · H。按O. 5元/KW · H计算，则每台机组多发电效益3150Χ0· 5=1575 元/小时，按通常年运行小时5500小时计算，1575元/小时X 5500小时=866万元/年，按电厂每期装设2台机组计算，年赢利1732万元/年。[0061]②节水赢利[0062]由前述计算可知，蒸发Ikg煤中水分需要的加热蒸汽量为O. 11044kgο[0063]每小时蒸发150t的燃煤中10%水分需要的低压抽汽量为16. 566t/h,按通常的循环冷却水和汽机排汽50 :1进行计算，冷却这些蒸汽约需50 X 16. 566=828t/h循环冷却水。[0064]由于抽走了这部分蒸汽，就意味着循环冷却水量可以减少828t/h，按循环冷却水 5%的损失量计算，则可以减少水分蒸发41. 4t/h，按机组年运行5500小时进行计算，则每年节水41.4X5500=227700t，按水费3元/吨计算，年节水收益为68万元，2台机组节水收益为136万元/年。[0065]③回收水的收益[0066]150t/h的煤中10%的水分蒸发出来，则为15t/h，假设只回收其中的70%水分，则每台机可回收水10. 5t/h，按年运行5500小时计算，每台机回收水57750吨/年，按3元/ 吨水价计算，则节约取水费用为17万元/年，2X300MW机组取得收益为34万元/年[0067]2X300MW机组节电、节水、回收水的效益[0068]应用本实用新型，我国目前正在运行中的300丽主流机组，仅节电、节水、回收水的收益，2X 300MW机组收益约1732+136+34=1902万元/年，收益十分巨大。[0069]总的来说，机组原煤含水量越高、机组可引出的低压蒸汽参数越低收益就会越好。 本专利技术非常便于实施，虽然计算经济收益中是以300MW机组示例计算的，但实际本实用新型在所有等级的投运电厂及新建电厂中都广泛适用。
权利要求1.脱除原煤仓内煤质水分的装置，其特征在于包括设置在原煤仓(I)内的通过换热器支架(7)支撑的用于脱除原煤颗粒中的水分的管排式换热器(3)以及连通到原煤仓(I)外部的用于将水蒸气排出的水蒸汽排出管道(5)，所述管排式换热器(3)的输入端通过蒸汽管道与用于产生低压蒸汽的汽轮机连通，管排式换热器(3)的输出端通过疏水管道与疏水器(4)连通。
2.根据权利要求I所述的脱除原煤仓内煤质水分的装置，其特征在于所述管排式换热器(3)包括位于同一水平面内的两根纵向中空管和一排与纵向中空管垂直布置的横向中空管，横向中空管的两端分别连通在纵向中空管上。
3.根据权利要求I所述的脱除原煤仓内煤质水分的装置，其特征在于所述原煤仓(O内在垂直方向布置有若干层管排式换热器(3)。
4.根据权利要求3所述的脱除原煤仓内煤质水分的装置，其特征在于所述上下相邻管排式换热器(3)的层间距大于300mm。
5.根据权利要求3或4所述的脱除原煤仓内煤质水分的装置，其特征在于所述水蒸汽排出管道(5)包括垂直设置在多层管排式换热器(3)之间并与外界连通的一根主管以及与主管连通的匀布在各层管排式换热器(3)上方的多根排气支管(6)。
6.根据权利要求I所述的脱除原煤仓内煤质水分的装置，其特征在于所述管排式换热器(3)与汽轮机连接的蒸汽管道中设置有用于防止疏水倒流的止回阀(2)。
专利摘要本实用新型公开了一种脱除原煤仓内煤质水分的装置，包括设置在原煤仓内的通过换热器支架支撑的用于脱除原煤颗粒中水分的管排式换热器以及与外界连通的用于将水蒸气排出的水蒸汽排出管道，所述管排式换热器的输入端通过蒸汽管道与用于产生低压蒸汽的汽轮机连通，管排式换热器的输出端通过疏水管道与疏水器连通，疏水排入汽机低加或凝汽器回收利用。本实用新型的应用提高了煤炭资源的利用率，降低了能源消耗，减少气体污染物的排放，在节能减排、保护环境方面起到了显著效果。
文档编号F01D15/10GK202810982SQ20122038267
公开日2013年3月20日 申请日期2012年8月3日 优先权日2012年8月3日
发明者赵荣中 申请人:河北省电力勘测设计研究院