专利名称：应用于火力发电厂的两级烟气换热器系统的制作方法
技术领域：
本发明涉及一种环保节能设备，更具体地涉及一种应用于火力发电厂的降低烟尘排放、提高脱硫效率、节约水耗的烟气综合优化的烟气余热利用系统。
背景技术：
随着国民经济的发展，社会对电力的需求正在不断的提高。对于正在进行工业化和经济快速发展的新兴发展中国家，如中国，电力的消耗量和发电厂的装机容量正在迅速增加。对中国而言，由于受其一次能源的储存品种和储存量的限制，近几十年来发电厂的燃料以煤炭为主，达到了 70%以上，而且这种趋势在可预见的未来不会有根本的改变。虽然燃煤火电厂对于中国有着成本较低、燃料来源广泛等优势，但是燃煤火电厂存在效率较低、污染物排放较多等缺点。由于排放到大气中的污染物基本上来源于煤炭的燃烧，因此污染物的排放量与火电厂的煤耗量正相关，同时也与烟气净化设备的烟气净化效率有关。因此，针对火电厂烟气系统进行优化，在降低火电厂煤耗量的同时提高烟气净化设备的净化效率， 以实现节约能源的同时减少火电厂向大气中污染物的排放是一项有前景的技术。一般而言，可以采用以下三种方法减少火电厂的煤耗量。(一)提高蒸汽的压力和温度。提高了蒸汽的压力和温度后，汽轮机的效率将提高，热耗下降，可提高整个火力发电系统的效率，降低煤耗。目前，主流的火电机组的蒸汽压力和温度从亚临界参数提高到超临界参数，进一步提高到超超参数。目前国内外正在为进一步提高蒸汽温度作不懈的技术研究。但是蒸汽温度和压力每提高一个台阶，锅炉和汽轮机都需要采用热强度和抗腐蚀能力更高的材料，大大提高了机组的建设维护成本。(二)降低汽轮机的排汽参数。降低了汽轮机的排汽参数后，也可提高汽轮机的效率，降低汽轮机的热耗。降低汽轮机的排汽参数即需要降低汽轮机的循环冷却水温度，由于受电厂所处地理位置和气候条件的限制，循环冷却水温是在一定的范围内变化的，因此汽轮机的排汽参数下降的幅度是有限的。对于同一地区，汽轮机的排汽参数是一定的。(三)减少锅炉烟气的排放热损失。锅炉燃烧后产生的烟气，根据锅炉形式和燃煤种类的不同，其温度一般在110°C 170°C之间。通常情况下锅炉烟气通过净化处理后直接排放到大气，排放的烟气温度几乎没有变化，即烟气中的热量直接排放到大气而不加以利用。在采用烟气湿法脱硫的工艺中，烟气在脱硫吸收塔中在脱硫剂浆液的喷淋作用下温度下降到40°C 50°C，在这个过程中烟气的热量被浆液带走，蒸发了浆液中的水分。烟气温度越高，对浆液中的水分的蒸发量越大，电厂的水耗量越大。一些电厂由于受环保的要求，要求向大气中排放的烟气温度不低于72°C 80°C，脱硫吸收塔出口的烟气需加热到这个温度以上，因此采用了烟气-烟气换热器或烟气-水-烟气换热器将锅炉排出的较高温度的烟气加热脱硫吸收塔排出的较低温度的烟气，由于加热后的烟气仍然排放到大气中，锅炉排放的烟气的热量仍然没有被回收利用。由此可见，对于锅炉烟气余热的利用是减少火电厂的煤耗量的有效途径。对锅炉烟气余热的利用，国内外已有不少的设计和实践，均采用烟气换热器的型式，通过换热器将烟气中的热量置换给别的介质以加以利用。这种烟气换热器被称为“低温省煤器”、“低压省煤器”、“烟气冷却器”、“烟水换热器”等各种名称，其实质是相同或相似的具体地，现有技术的烟气换热器布置如下(1)将烟气换热器布置在锅炉尾部，采用凝结水吸收烟气余热。例如，国内某电厂锅炉排烟温度较高，为了降低排烟温度，提高机组的运行经济性，在锅炉尾部空气预热器出口加装了低温省煤器，采用凝结水吸收烟气余热，见附图1。前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，采用热网水吸收烟气余热。(2)将烟气换热器布置在脱硫吸收塔之前，采用凝结水吸收烟气余热。德国 Schwarze Pumpe电厂2X800MW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，采用凝结水吸收烟气余热，见附图2。综上所述，现有的这些烟气换热器方案均采用了一级烟水换热器或烟气-空气换热器，其主要作用为回收烟气余热，降低发电机组煤耗量，因此功能比较单一。本领域的技术人员致力于获得一种上述烟气换热器布置的改进装置，其具有降低烟尘排放、降低二氧化硫排放、节约脱硫设备用水、防止空气预热器低温腐蚀、降低风机电耗和节约机组煤耗等多项功能。综上所述，本领域亟需一种改进的火力发电厂的烟气余热利用系统，它其具有降低烟尘排放、降低二氧化硫排放、节约脱硫设备用水、防止空气预热器低温腐蚀、降低风机电耗和节约机组煤耗等多项功能。
发明内容
本发明的第一目的在于提供一种上述烟气换热器布置的改进装置，其具有降低烟尘排放、降低二氧化硫排放、节约脱硫设备用水、防止空气预热器低温腐蚀、降低风机电耗和节约机组煤耗等多项功能。本发明的第二目的在于提供一种上述烟气换热器布置的改进装置进行烟气余热利用的方法，其具有降低烟尘排放、降低二氧化硫排放、节约脱硫设备用水、防止空气预热器低温腐蚀、降低风机电耗和节约机组煤耗等多项功能。本发明的第三目的在于提供一种含有上述烟气换热器布置的改进装置的火力发电厂系统，其具有降低烟尘排放、降低二氧化硫排放、节约脱硫设备用水、防止空气预热器低温腐蚀、降低风机电耗和节约机组煤耗等多项功能。本发明第一方面提供一种应用于火力发电厂的两级烟气换热器系统，包括排放烟气的锅炉单元、烟气余热利用单元、烟气除尘单元、以及烟气脱硫单元，所述烟气余热利用单元包括-预热器；-设置在所述烟气除尘单元进口的第一级烟气换热器，以及设置在所述烟气脱硫单元进口的第二级烟气换热器；其中，所述第一级烟气换热器和第二级烟气换热器均为设有放热的烟气侧和吸热的凝结水侧的烟气-凝结水换热器；所述的凝结水侧的水源为汽轮机凝结水系统中的凝结水； 且所述第一级烟气换热器和第二级烟气换热器按照如下方式中的一种进行连接
二者的烟气侧为串连方式连接，二者的凝结水侧以并联方式连接；或
二者的烟气侧和凝结水侧均以串连方式连接。在一优选例中，所述烟气除尘单元的下游设置引风机和可选的脱硫增压风机，使得烟气通过所述引风机和脱硫增压风机提升压力后进入后续的第二级烟气换热器。在本发明的一个具体实施方式
中，所述第一级烟气换热器和第二级烟气换热器的水侧水源还包括邻机的汽轮机系统凝结水、热网水、暖通空调系统用水、电厂及其它生活用水。在本发明的一个具体实施方式
中，所述凝结水来源于汽轮机凝结水系统的某一级低压加热器出口或若干级低压加热器出口的汇总。具体地，凝结水通过烟气换热器吸热后回到某一级低压加热器进口或出口。在一优选例中，所述汽轮机凝结水系统还设置凝结水升压泵。在一优选例中，烟气换热器与某一级或若干级低压加热器在凝结水流程上呈串连或并联或即有串连又有并联的关系。在一优选例中，所述凝结水通过第一级烟气换热器吸热后回到某一级低压加热器进口或出口，即第一级烟气换热器与某一级或若干级低压加热器在凝结水流程上呈串连或并联或即有串连又有并联的关系。在本发明的一个具体实施方式
中，所述第一级烟气换热器或第二级烟气换热器采用表面式换热器。在本发明的一个具体实施方式
中，所述第一级烟气换热器或第二级烟气换热器采用热管式换热器。 在本发明的一个具体实施方式
中，所述第一级烟气换热器或第二级烟气换热器采用有中间载体的间热式换热器。在一优选例中，所述中间载体的热媒为液态。所述液态热媒选自水或其他低沸点的液体，优选乙二醇。在本发明的一个具体实施方式
中，每一级换热器为一个换热器，或者为并联的若干个换热器本发明的第二方面提供一种采用本发明所述的两级烟气换热器系统进行烟气余热回收的方法，该方法可降低烟尘排放浓度、水耗和引风机、增压风机电耗的方法，其包括如下步骤将锅炉单元产生的烟气通过烟气换热器系统中的预热器，得到110°C 170°C的预热烟气；所述预热烟气在第一级烟气换热器进行余热回收，使得其温度下降到烟气酸露点温度以上5 10°C，得到一级经余热回收的烟气；同时降低了烟气比电阻提高除尘效率实现降低烟尘排放浓度，同时降低烟气提交流量实现降低引风机、增压风机电耗；所述一级经余热回收的烟气通过第二级烟气换热器后温度降低到水露点温度以上20°C 25°C或所需的最优烟气温度，得到第二级经余热回收的烟气；同时降低脱硫系统水耗；所述第二级经余热回收的烟气进入烟气脱硫单元。具体地，所述的最优烟气温度根据烟气换热器的制造成本、烟气换热器的占用的布置空间与节约的发电厂煤耗的收益的综合经济技术而定。在一个优选实施方式中，所述一级经余热回收的烟气进入烟气除尘单元，并经过引风机和可选的脱硫增压风机提升烟气压力后进入第二级烟气换热器。本发明还提供一种含有本发明所述的烟气余热利用系统的火力发电厂系统。
图1为已有技术的烟气换热器的布置，其布置在锅炉尾部，采用凝结水吸收烟气余热；图2为已有技术的烟气换热器的布置，其布置在脱硫吸收塔之前，采用凝结水吸收烟气余热；图3为本发明的两级烟气换热器系统的一个可选实施方式；图4为本发明的两级烟气换热器系统的一个可选实施方式；图5为本发明的两级烟气换热器系统的一个可选实施方式；图6为本发明的两级烟气换热器系统的一个可选实施方式；图7为本发明的两级烟气换热器系统的一个可选实施方式；图8为本发明的两级烟气换热器系统的一个可选实施方式；图9为本发明的两级烟气换热器系统的一个可选实施方式；图10为本发明的两级烟气换热器系统的一个可选实施方式。
具体实施例方式本发明设计人经过广泛而深入的研究，通过改进制备工艺，获得了一种应用于火力发电厂的降低烟尘排放、提高脱硫效率、节约水耗的烟气综合优化的烟气余热利用系统。 在此基础上完成了本发明。本发明的技术构思如下本发明采用了两级锅炉烟气换热器及其系统，采用汽轮机凝结水系统中凝结水冷却锅炉烟气。采用该系统后，可降低火电机组的煤耗量、提高烟气净化设备一静电除尘器的效率，减少烟尘的排放量、降低烟气系统的引风机和增压风机的电耗、减少烟气净化设备一烟气脱硫塔的水耗并提高烟气脱硫塔的效率，减少二氧化硫的排放量。若未具体指明，本发明的术语对于本领域技术人员是已知的。具体例如可以参见中国电力出版社的《热力发电厂》中所述。本文中，所述“锅炉单元”主要包括锅炉装置。所述锅炉装置没有具体限制，只要不对本发明的发明目的产生限制即可，是本领域技术人员已知的。可以采用η型锅炉、塔式锅炉等，均在本发明的保护范围内。本文中，所述“预热器”没有具体限制，只要不对本发明的发明目的产生限制即可， 是本领域技术人员已知的。可以采用管式预热器、回转式预热器等，均在本发明的保护范围内。本文中，所述“烟气除尘单元”是指捕捉烟气中灰尘的设备。优选采用控制流速并优化烟气流场分布的设计。只要不对本发明的发明目的产生限制即可，是本领域技术人员已知的。可以采用静电除尘器、布袋烟气除尘单元、电袋烟气除尘单元、水膜烟气除尘单元等，均在本发明的保护范围内。本文中，所述烟气脱硫单元包括本领域各种传统的脱硫设备。本文中，所述的每一级烟气换热器为一个换热器，或者为并联的若干个换热器。本文中，所述引风机没有具体限制，只要不对本发明的发明目的产生限制即可，是本领域技术人员已知的。本文中，所述脱硫增压风机没有具体限制，只要不对本发明的发明目的产生限制即可，是本领域技术人员已知的。本文中，烟气换热器包括烟气、空气直接换热器或有中间热媒的间热式换热器。优选地为管式换热器或回转式换热器。优选地采用液态热媒。所述液态热媒包括水或其他低沸点的液体，优选乙二醇。所述热媒通过热媒循环泵维持其在烟气侧/空气侧和热媒侧换热器之间流动。液态热媒如采用低沸点的液体时，优选地在循环回路上设置气液凝结分离设备，循环泵设置在该设备的下游。本文中，汽轮轮机凝结水系统可以是汽轮机回热系统的一部分，但不局限于此，例如还可以为邻机的汽轮机系统凝结水、热网水、暖通空调系统用水、电厂及其它生活用水。 本发明的汽轮轮机凝结水系统通过汽轮机凝结水系统中的凝结水泵克服烟气换热器及其进出口凝结水管道的凝结水阻力，或者，通过凝结水升压泵克服烟气换热器及其进出口凝结水管道的凝结水阻力。所需要的升压泵的升压范围是本领域技术人员已知的。其中可以包含各级的低压加热器。所述低压加热器的含义对于本领域技术人员是已知的。本文中，所述邻机的汽轮机系统凝结水、热网水、暖通空调系统用水、电厂及其它生活用水没有具体限制，只要不对本发明的发明目的产生限制即可，是本领域技术人员已知的。以下对本发明的各个方面进行详述，若未具体指明，本发明的术语对于本领域技术人员是已知的。具体例如可以参见中国电力出版社的《热力发电厂》中所述。本发明第一方面提供一种应用于火力发电厂的两级烟气换热器系统，包括排放烟气的锅炉单元(100)、烟气余热利用单元000)、烟气除尘单元(300)、以及烟气脱硫单元 000)，所述烟气余热利用单元(200)包括
-预热器(2)；-设置在所述烟气除尘单元(300)进口的第一级烟气换热器(31)，以及设置在所述烟气脱硫单元(400)进口的第二级烟气换热器(32)；其中，所述第一级烟气换热器(31)和第二级烟气换热器(3 均为设有放热的烟气侧和吸热的凝结水侧的烟气-凝结水换热器；所述的凝结水侧的水源为汽轮机凝结水系统中的凝结水；且所述第一级烟气换热器(31)和第二级烟气换热器(3 按照如下方式中的一种进行连接二者的烟气侧为串连方式连接，二者的凝结水侧以并联方式连接；或二者的烟气侧和凝结水侧均以串连方式连接。本发明中，两级烟气换热器在烟气流程上是串连的，在凝结水流程上是并联的。
或者，两级烟气换热器在烟气流程上是串连的，在凝结水流程上也是串联的。对于两级烟气换热器，烟气和凝结水的流动方向为顺流。或者，两级烟气换热器在烟气流程上是串连的，在凝结水流程上也是串联的。对于两级烟气换热器，烟气和凝结水的流动方向为逆流。在本发明的一个具体实施方式
中，所述第一级烟气换热器(31)或第二级烟气换热器(3 采用表面式换热器。在本发明的一个具体实施方式
中，所述第一级烟气换热器(31)或第二级烟气换热器(3 采用热管式换热器。在本发明的一个具体实施方式
中，所述第一级烟气换热器(31)或第二级烟气换热器(3 采用有中间载体的间热式换热器。在一优选例中，所述中间载体的热媒为液态。所述液态热媒选自水或其他低沸点的液体，优选乙二醇。在本发明的一个具体实施方式
中，采用两级烟气换热器，分别设置在除尘器的进口和脱硫吸收塔的进口。每一级烟气换热器为一个换热器，或者为并联的若干个换热器。每一级换热器为一个换热器，或者为并联的若干个换热器在一优选例中，所述烟气除尘单元(300)的下游设置引风机( 和可选的脱硫增压风机(6)，使得烟气通过所述引风机( 和脱硫增压风机(6)提升压力后进入后续的第二级烟气换热器(32)。在本发明的一个具体实施方式
中，所述第一级烟气换热器(31)和第二级烟气换热器(32)的水侧水源还包括邻机的汽轮机系统凝结水、热网水、暖通空调系统用水、电厂及其它生活用水。在本发明的一个具体实施方式
中，所述凝结水来源于汽轮机凝结水系统的某一级低压加热器出口或若干级低压加热器出口的汇总。具体地，凝结水通过烟气换热器吸热后回到某一级低压加热器进口或出口。在一优选例中，所述汽轮机凝结水系统还设置凝结水升压泵。在一优选例中，烟气换热器的凝结水来源某一级低压加热器出口或者若干级低压加热器出口并汇总，即烟气换热器与某一级或若干级低压加热器在凝结水流程上呈串连或并联或即有串连又有并联的关系。在一优选例中，所述凝结水通过第一级烟气换热器吸热后回到某一级低压加热器进口或出口，即第一级烟气换热器与某一级或若干级低压加热器在凝结水流程上呈串连或并联或即有串连又有并联的关系。更优选地，通过汽轮机凝结水系统中的凝结水泵克服烟气换热器及其进出口凝结水管道的凝结水阻力。或者，通过凝结水升压泵克服烟气换热器及其进出口凝结水管道的凝结水阻力。 _3] mmHmm^mmmH^mMm^i本发明的第二方面提供一种采用本发明所述的两级烟气换热器系统进行烟气余热回收的方法，该方法可降低烟尘排放浓度、水耗和引风机、增压风机电耗的方法，其包括如下步骤将锅炉单元(100)产生的烟气通过烟气余热利用单元(200)中的预热器O)，得到110°C 170°C的预热烟气；所述预热烟气在第一级烟气换热器(31)进行余热回收，使得其温度下降到烟气酸露点温度以上5 10°C，得到一级经余热回收的烟气；同时降低了烟气比电阻提高除尘效率实现降低烟尘排放浓度，同时降低烟气提交流量实现降低引风机、增压风机电耗；所述一级经余热回收的烟气通过第二级烟气换热器(3 后温度降低到水露点温度以上20°C 25°C或所需的最优烟气温度，得到第二级经余热回收的烟气；同时降低脱硫系统水耗；所述第二级经余热回收的烟气进入烟气脱硫单元。具体地，所述的最优烟气温度根据烟气换热器的制造成本、烟气换热器的占用的布置空间与节约的发电厂煤耗的收益的综合经济技术而定。在一个优选实施方式中，所述一级经余热回收的烟气进入烟气除尘单元(300)，并经过引风机( 和可选的脱硫增压风机(6)提升烟气压力后进入第二级烟气换热器(32)。烟气金热利用系统的火力发电厂系统本发明还提供一种含有本发明所述的烟气余热利用系统的火力发电厂系统。本发明的优点在于采用两级烟气换热器，分别设置在除尘器的进口和脱硫吸收塔的进口，采用汽轮机回热系统中的凝结水吸收烟气中的热量，与常规的不设置烟气换热器的系统或设置一级换热器的系统相比，具有降低烟尘排放、降低二氧化硫排放、节约脱硫设备用水和节约机组煤耗的优点。如无具体说明，本发明的各种设备均可以通过市售得到。本发明的其他方面由于本文的公开内容，对本领域的技术人员而言是显而易见的。下面结合具体实施例，进一步阐述本发明。应理解，这些实施例仅用于说明本发明而不用于限制本发明的范围。下列实施例中未注明具体条件的实验方法，通常按照常规条件，或按照制造厂商所建议的条件进行。除非另外说明，否则所有的份数为重量份，所有的百分比为重量百分比，所述的聚合物分子量为数均分子量。除非另有定义或说明，本文中所使用的所有专业与科学用语与本领域技术熟练人员所熟悉的意义相同。此外任何与所记载内容相似或均等的方法及材料皆可应用于本发明方法中。以下结合附图对本发明的烟气换热器系统进行进一步的描述，其中，所述的烟气节能减排节水系统由以下主要部分组成(1)锅炉 100(2)空气预热器2(3)第一级烟气换热器31(4)除尘器(烟气除尘单元300)(5)引风机 5(6)增压风机6(7)第二级烟气换热器32(8)脱硫吸收塔400 (烟气脱硫单元)
(9)烟囱(10)低压加热器7 (简称“低加”)(11)凝结水升压泵8(12)循环泵 9(1 凝汽器 10(14)冷凝器 11(15)汽轮机低压缸12(16)发电机 13(17)凝结水泵14(18)扩容器 15实施例1(对应图3、图4)锅炉100燃烧产生的烟气通过空气预热器2后，根据锅炉形式和燃煤种类的不同， 其温度一般在110°c 170°C之间。烟气通过第一级烟气换热器31后温度下降到烟气酸露点温度以上10°C左右。第一级烟气换热器31以烟气-凝结水为换热介质，烟气侧放热，凝结水侧吸热。烟气来源于空气预热器出口的锅炉烟气。凝结水来源于汽轮机凝结水系统， 即来源于某一级低压加热器7出口或若干级低压加热器7出口并汇总，凝结水通过第一级烟气换热器31吸热后回到某一级低压加热器7进口或出口，即第一级烟气换热器31与某一级或若干级低压加热器7在凝结水流程上呈串连或并联或即有串连又有并联的关系。烟气通过第一级烟气换热器31后，进入除尘器300，并经过引风机5和脱硫增压风机6提升烟气压力后进入第二级烟气换热器32。本方案中，增压风机6可省略，采用扬程更高的引风机 5完成提升烟气压力的功能。第二级烟气换热器32以烟气-凝结水为换热介质，烟气侧放热，凝结水侧吸热。烟气来源于增压风机6或引风机5出口的烟气。凝结水来源于汽轮机凝结水系统，即来源于某一级低压加热器7出口或若干级低压加热器7出口并汇总，凝结水通过第二级烟气换热器32吸热后回到某一级低压加热器7进口或出口，即第二级烟气换热器32与某一级或若干级低压加热器7在凝结水流程上呈串连或并联或即有串连又有并联的关系。该方案中两级烟气换热器在烟气流程上是串连的，在凝结水流程上是并联的。该方案的凝结水系统的阻力可以由汽轮机凝结水系统中的凝结水泵14克服，也可以另设置凝结水升压泵8，由凝结水升压泵8克服，这些方案也属于本发明的保护范围。该方案中的凝结水起到降低烟气温度，同时提高凝结水温度的作用。其他类型的水源，如邻机的汽轮机系统凝结水、热网水、电厂及其它单位需要的生活用水等也可作为烟气换热器的水侧水源，这些方案也属于本发明的保护范围。凝结水从哪一级低压加热器出口或哪些级低压加热器出口的选择，以及烟气换热器所需要的换热面积取决于如下因素(1)这些引出点的凝结水温度；(2)烟气换热器进出口的烟气温度；C3)烟气换热器的采购成本；(4)由于凝结水温度的上升导致汽轮机抽汽减少而节约的汽轮发电机组能耗或可以多产生的电功率；(5)烟气换热器系统增加的烟气侧和凝结水侧的阻力导致的风机和凝结水泵14电耗的增加；(6)脱硫系统节约的水耗带来的收益；(7)除尘器降低烟尘量的排放带来的收益；⑶脱硫塔提高脱硫效率带来的收益；(9) 其他因为设置了该方案而导致的电厂热力系统和烟风系统的设备配置和系统配置的变化。
实施例2 (对应图5、图6)锅炉100燃烧产生的烟气通过空气预热器2后，根据锅炉形式和燃煤种类的不同， 其温度一般在110°c 170°C之间。烟气通过第一级烟气换热器31后温度下降到烟气酸露点温度以上10°C左右。第一级烟气换热器31为有中间载体的间热式烟气-凝结水换热器， 中间载体吸收烟气侧热量，并加热凝结水。烟气来源于空气预热器出口的锅炉烟气。凝结水来源于汽轮机凝结水系统，即来源于某一级低压加热器7出口或若干级低压加热器7出口并汇总，凝结水通过第一级烟气换热器31吸热后回到某一级低压加热器7进口或出口， 即第一级烟气换热器31与某一级或若干级低压加热器7在凝结水流程上呈串连或并联或即有串连又有并联的关系。烟气通过第一级烟气换热器31后，进入除尘器300，并经过引风机5和脱硫增压风机6提升烟气压力后进入第二级烟气换热器32。本方案中，增压风机6 可省略，采用扬程更高的引风机5完成提升烟气压力的功能。第二级烟气换热器为有中间载体的间热式烟气-凝结水换热器，中间载体吸收烟气侧热量，并加热凝结水。烟气来源于增压风机或引风机出口的烟气。凝结水来源于汽轮机凝结水系统，即来源于某一级低压加热器7出口或若干级低压加热器7出口并汇总，凝结水通过第二级烟气换热器32吸热后回到某一级低压加热器7进口或出口，即第二级烟气换热器32与某一级或若干级低压加热器 7在凝结水流程上呈串连或并联或即有串连又有并联的关系。该方案中两级烟气换热器在烟气流程上是串连的，在凝结水流程上是并联的。该方案的凝结水系统的阻力可以由汽轮机凝结水系统中的凝结水泵14克服，也可以另设置凝结水升压泵8，由凝结水升压泵8克服，这些方案也属于本发明的保护范围。该方案中的中间载体为液态，可以为水，也可以为其他低沸点的液体，如乙二醇等，中间载体通过循环泵维持其在烟气侧和水侧换热器之间流动。如采用低沸点的液体可在循环回路上设置气液凝结分离设备，循环泵设置在该设备的下游。这些方案也属于本发明的保护范围。该方案中的凝结水起到降低烟气温度，同时提高凝结水温度的作用。其他类型的水源，如邻机的汽轮机系统凝结水、热网水、电厂及其它单位需要的生活用水等也可作为烟气换热器的水侧水源，这些方案也属于本发明的保护范围。凝结水从哪一级低压加热器出口或哪些级低压加热器出口的选择，以及烟气换热器所需要的换热面积取决于如下因素(1)这些引出点的凝结水温度；(2)烟气换热器进出口的烟气温度；C3)烟气换热器的采购成本；(4)由于凝结水温度的上升导致汽轮机抽汽减少而节约的汽轮发电机组能耗或可以多产生的电功率；(5)烟气换热器系统增加的烟气侧和凝结水侧的阻力导致的风机和凝结水泵电耗的增加；(6)脱硫系统节约的水耗带来的收益；(7)除尘器降低烟尘量的排放带来的收益；(8)脱硫塔提高脱硫效率带来的收益；(9) 其他因为设置了该方案而导致的电厂热力系统和烟风系统的设备配置和系统配置的变化。实施例3 (对应图7)锅炉100燃烧产生的烟气通过空气预热器2后，根据锅炉形式和燃煤种类的不同， 其温度一般在110°C 170°C之间。烟气通过第一级烟气换热器后温度下降到烟气酸露点温度以上10°C左右。第一级烟气换热器31为烟气-凝结水为换热介质，烟气侧放热，凝结水侧吸热。烟气来源于空气预热器出口的锅炉烟气。凝结水来源于汽轮机凝结水系统，即来源于某一级低压加热器7出口或若干级低压加热器7出口并汇总，凝结水通过第一级烟气换热器31吸热后到第二级烟气换热器32进口。烟气通过第一级烟气换热器31后，进入除尘器300，并经过引风机和脱硫增压风机提升烟气压力后进入第二级烟气换热器32。本方案中，增压风机可省略，采用扬程更高的引风机完成提升烟气压力的功能。第二级烟气换热器32为烟气-凝结水为换热介质，烟气侧放热，凝结水侧吸热。烟气来源于增压风机或引风机出口的烟气。凝结水来源于第一级烟气换热器31凝结水出口，或者与某一级低压加热器7出口或若干级低压加热器7出口的凝结水汇总，凝结水通过第二级烟气换热器32吸热后回到某一级低压加热器7进口或出口。第一级烟气换热器31和第二级烟气换热器32与某一级或若干级低压加热器7在凝结水流程上呈串连或并联或即有串连又有并联的关系。该方案中两级烟气换热器在烟气流程上是串连的，在凝结水流程上也是串联的。 对于两级烟气换热器，烟气和凝结水的流动方向为顺流。该方案的凝结水系统的阻力可以由汽轮机凝结水系统中的凝结水泵14克服，也可以另设置凝结水升压泵8，由凝结水升压泵8克服，这些方案也属于本发明的保护范围。该方案中的凝结水起到降低烟气温度，同时提高凝结水温度的作用。其他类型的水源，如邻机的汽轮机系统凝结水、热网水、电厂及其它单位需要的生活用水等也可作为烟气换热器的水侧水源，这些方案也属于本发明的保护范围。凝结水从哪一级低压加热器出口或哪些级低压加热器出口的选择，以及烟气换热器所需要的换热面积取决于如下因素(1)这些引出点的凝结水温度；(2)烟气换热器进出口的烟气温度；C3)烟气换热器的采购成本；(4)由于凝结水温度的上升导致汽轮机抽汽减少而节约的汽轮发电机组能耗或可以多产生的电功率；(5)烟气换热器系统增加的烟气侧和凝结水侧的阻力导致的风机和凝结水泵电耗的增加；(6)脱硫系统节约的水耗带来的收益；(7)除尘器降低烟尘量的排放带来的收益；(8)脱硫塔提高脱硫效率带来的收益；(9) 其他因为设置了该方案而导致的电厂热力系统和烟风系统的设备配置和系统配置的变化。实施例4 (对应图8)锅炉100燃烧产生的烟气通过空气预热器2后，根据锅炉形式和燃煤种类的不同， 其温度一般在110°c 170°C之间。烟气通过第一级烟气换热器31后温度下降到烟气酸露点温度以上10°C左右。第一级烟气换热器31为有中间载体的间热式烟气-凝结水换热器， 中间载体吸收烟气侧热量，并加热凝结水。烟气来源于空气预热器出口的锅炉烟气。凝结水来源于汽轮机凝结水系统，即来源于某一级低压加热器出口或若干级低压加热器7出口并汇总，凝结水通过第一级烟气换热器31吸热后回到第二级烟气换热器32进口。烟气通过第一级烟气换热器31后，进入除尘器300，并经过引风机和脱硫增压风机提升烟气压力后进入第二级烟气换热器32。本方案中，增压风机可省略，采用扬程更高的引风机完成提升烟气压力的功能。第二级烟气换热器32为有中间载体的间热式烟气-凝结水换热器，中间载体吸收烟气侧热量，并加热凝结水。烟气来源于增压风机或引风机出口的烟气。凝结水来源于第一级烟气换热器31出口，或者与某一级低压加热器7出口或若干级低压加热器7 出口的凝结水汇总，凝结水通过第二级烟气换热器32吸热后回到某一级低压加热器7进口或出口。第一级烟气换热器31和第二级烟气换热器32与某一级或若干级低压加热器7在凝结水流程上呈串连或并联或即有串连又有并联的关系。该方案中两级烟气换热器在烟气流程上是串连的，在凝结水流程上也是串联的。 对于两级烟气换热器，烟气和凝结水的流动方向为顺流。
该方案的凝结水系统的阻力可以由汽轮机凝结水系统中的凝结水泵14克服，也可以另设置凝结水升压泵8，由凝结水升压泵8克服，这些方案也属于本发明的保护范围。该方案中的中间载体为液态，可以为水，也可以为其他低沸点的液体，如乙二醇等，中间载体通过循环泵维持其在烟气侧和水侧换热器之间流动。如采用低沸点的液体可在循环回路上设置气液凝结分离设备，循环泵设置在该设备的下游。这些方案也属于本发明的保护范围。该方案中的凝结水起到降低烟气温度，同时提高凝结水温度的作用。其他类型的水源，如邻机的汽轮机系统凝结水、热网水、电厂及其它单位需要的生活用水等也可作为烟气换热器的水侧水源，这些方案也属于本发明的保护范围。凝结水从哪一级低压加热器出口或哪些级低压加热器出口的选择，以及烟气换热器所需要的换热面积取决于如下因素(1)这些引出点的凝结水温度；(2)烟气换热器进出口的烟气温度；C3)烟气换热器的采购成本；(4)由于凝结水温度的上升导致汽轮机抽汽减少而节约的汽轮发电机组能耗或可以多产生的电功率；(5)烟气换热器系统增加的烟气侧和凝结水侧的阻力导致的风机和凝结水泵电耗的增加；(6)脱硫系统节约的水耗带来的收益；(7)除尘器降低烟尘量的排放带来的收益；(8)脱硫塔提高脱硫效率带来的收益；(9) 其他因为设置了该方案而导致的电厂热力系统和烟风系统的设备配置和系统配置的变化。实施例5 (对应图9)锅炉100燃烧产生的烟气通过空气预热器2后，根据锅炉形式和燃煤种类的不同， 其温度一般在110°C 170°C之间。烟气通过第一级烟气换热器31后温度下降到烟气酸露点温度以上10°C左右。第一级烟气换热器31为烟气-凝结水为换热介质，烟气侧放热，凝结水侧吸热。烟气来源于空气预热器出口的锅炉烟气。凝结水来源于第二级烟气换热器32 出口，或者与某一级低压加热器7出口或若干级低压加热器7出口的凝结水汇总，凝结水通过第一级烟气换热器31吸热后回到某一级低压加热器7进口或出口。烟气通过第一级烟气换热器31后，进入除尘器300，并经过引风机和脱硫增压风机提升烟气压力后进入第二级烟气换热器32。本方案中，增压风机可省略，采用扬程更高的引风机完成提升烟气压力的功能。第二级烟气换热器32为烟气-凝结水为换热介质，烟气侧放热，凝结水侧吸热。烟气来源于增压风机或引风机出口的烟气。凝结水来源于汽轮机凝结水系统，即来源于某一级低压加热器7出口或若干级低压加热器7出口并汇总，凝结水通过第二级烟气换热器32 吸热后到第一级烟气换热器31进口。第一级烟气换热器31和第二级烟气换热器32与某一级或若干级低压加热器7在凝结水流程上呈串连或并联或即有串连又有并联的关系。该方案中两级烟气换热器在烟气流程上是串连的，在凝结水流程上也是串联的。 对于两级烟气换热器，烟气和凝结水的流动方向为逆流。该方案的凝结水系统的阻力可以由汽轮机凝结水系统中的凝结水泵14克服，也可以另设置凝结水升压泵8，由凝结水升压泵8克服，这些方案也属于本发明的保护范围。该方案中的凝结水起到降低烟气温度，同时提高凝结水温度的作用。其他类型的水源，如邻机的汽轮机系统凝结水、热网水、电厂及其它单位需要的生活用水等也可作为烟气换热器的水侧水源，这些方案也属于本发明的保护范围。凝结水从哪一级低压加热器出口或哪些级低压加热器出口的选择，以及烟气换热器所需要的换热面积取决于如下因素(1)这些引出点的凝结水温度；(2)烟气换热器进出口的烟气温度；C3)烟气换热器的采购成本；(4)由于凝结水温度的上升导致汽轮机抽汽减少而节约的汽轮发电机组能耗或可以多产生的电功率；(5)烟气换热器系统增加的烟气侧和凝结水侧的阻力导致的风机和凝结水泵电耗的增加；(6)脱硫系统节约的水耗带来的收益；(7)除尘器降低烟尘量的排放带来的收益；(8)脱硫塔提高脱硫效率带来的收益；(9) 其他因为设置了该方案而导致的电厂热力系统和烟风系统的设备配置和系统配置的变化。实施例6 (对应图10)锅炉100燃烧产生的烟气通过空气预热器2后，根据锅炉形式和燃煤种类的不同， 其温度一般在110°c 170°C之间。烟气通过第一级烟气换热器31后温度下降到烟气酸露点温度以上10°C左右。第一级烟气换热器31为有中间载体的间热式烟气-凝结水换热器， 中间载体吸收烟气侧热量，并加热凝结水。烟气来源于空气预热器出口的锅炉烟气。凝结水来源于第二级烟气换热器32出口，或者与某一级低压加热器出口或若干级低压加热器7 出口的凝结水汇总，凝结水通过第一级烟气换热器31吸热后回到某一级低压加热器7进口或出口。烟气通过第一级烟气换热器31后，进入除尘器300，并经过引风机和脱硫增压风机提升烟气压力后进入第二级烟气换热器32。本方案中，增压风机可省略，采用扬程更高的引风机完成提升烟气压力的功能。第二级烟气换热器32为有中间载体的间热式烟气-凝结水换热器，中间载体吸收烟气侧热量，并加热凝结水。烟气来源于增压风机或引风机出口的烟气。凝结水来源于汽轮机凝结水系统，即来源于某一级低压加热器7出口或若干级低压加热器7出口并汇总，凝结水通过第二级烟气换热器32吸热后到第一级烟气换热器31进口。第一级烟气换热器31和第二级烟气换热器32与某一级或若干级低压加热器7在凝结水流程上呈串连或并联或即有串连又有并联的关系。该方案中两级烟气换热器在烟气流程上是串连的，在凝结水流程上也是串联的。 对于两级烟气换热器，烟气和凝结水的流动方向为逆流。该方案的凝结水系统的阻力可以由汽轮机凝结水系统中的凝结水泵14克服，也可以另设置凝结水升压泵8，由凝结水升压泵8克服，这些方案也属于本发明的保护范围。该方案中的中间载体为液态，可以为水，也可以为其他低沸点的液体，如乙二醇等，中间载体通过循环泵维持其在烟气侧和水侧换热器之间流动。如采用低沸点的液体可在循环回路上设置气液凝结分离设备，循环泵9设置在该设备的下游。这些方案也属于本发明的保护范围。该方案中的凝结水起到降低烟气温度，同时提高凝结水温度的作用。其他类型的水源，如邻机的汽轮机系统凝结水、热网水、电厂及其它单位需要的生活用水等也可作为烟气换热器的水侧水源，这些方案也属于本发明的保护范围。凝结水从哪一级低压加热器出口或哪些级低压加热器出口的选择，以及烟气换热器所需要的换热面积取决于如下因素(1)这些引出点的凝结水温度；(2)烟气换热器进出口的烟气温度；C3)烟气换热器的采购成本；(4)由于凝结水温度的上升导致汽轮机抽汽减少而节约的汽轮发电机组能耗或可以多产生的电功率；(5)烟气换热器系统增加的烟气侧和凝结水侧的阻力导致的风机和凝结水泵电耗的增加；(6)脱硫系统节约的水耗带来的收益；(7)除尘器降低烟尘量的排放带来的收益；(8)脱硫塔提高脱硫效率带来的收益；(9) 其他因为设置了该方案而导致的电厂热力系统和烟风系统的设备配置和系统配置的变化。性能实施例
以某1000丽机组为例，采用实施例5的方案置两级烟气换热器系统。第一级烟气换热器31的进口烟气温度为U8°C，出口烟气温度为105°C，第二级烟气换热器32的进口烟气温度为110°C，出口烟气温度为86°C。第二级烟气换热器32的进口凝结水温度为59. 9°C，通过第二级烟气换热器32和第一级烟气换热器31后，出口的凝结水温度为 82. 30°C。该两级烟气换热器系统可将7070KW的热量从烟气中置换出来，用于汽轮机增加做功。可降低发电标准煤耗1. 6g/Kw. h，按发电机组年利用小时5500小时计，每年每台发电机组可节约约9000吨标准煤。同时，由于进入脱硫吸收塔的温度由降低到86°C， 可节约脱硫塔耗水量约80t/h，折合每年44万吨水。静电除尘器的效率可从99. 7%上升到 99. 86%，除尘器出口的烟气含尘浓度下降了 16. 7mg/Nm3，年减排粉尘136t。讨论本发明基于汽轮机热力循环基本原理。汽轮机凝结水系统中的凝结水冷却锅炉烟气并被烟气加热后返回汽轮机凝结水系统，由于凝结水温度的上升排挤了部分低压加热器中的抽汽，在汽轮机进汽量不变的情况下，被排挤的抽汽在汽轮机内膨胀做功，因此，在机组煤耗量不变的情况下增加了汽轮发电机的发电量，同理，在汽轮发电机发电量不变的情况下，可节约机组的煤耗。本发明基于以下技术手段通过烟气换热器利用锅炉烟气中的热量烟气通过第一级烟气换热器后温度下降，烟气的比电阻也相应下降。对于静电除尘器而言，其除尘效率随着烟气比电阻的下降而有较为明显的上升。因此，在除尘器进口设置第一级烟气换热器降低烟气温度，可提高除尘器的除尘效率，减少烟尘的排放。烟气通过第一级烟气换热器后温度下降，通式烟气的容积流量也下降，将降低引风机、增压风机的电耗。因此，在除尘器进口设置第一级烟气换热器降低烟气温度，可降低设置在除尘器下游的引风机和增压风机的电耗，可节约机组的厂用电。烟气通过第一级烟气换热器和第二级烟气换热器后温度下降，导致进入脱硫吸收塔的烟气温度降低。对于烟气湿法脱硫的工艺，需要将烟气在脱硫吸收塔中在脱硫剂浆液的喷淋作用下温度下降到40°C 50°C，在这个过程中烟气的放热蒸发了浆液中的水分。烟气温度越高，对浆液中的水分的蒸发量越大，脱硫系统的水耗量越大。因此，设置了第一级和第二级烟气换热器后，降低进入脱硫吸收塔的烟气温度，可减少脱硫吸收塔的水的蒸发量，大大降低脱硫系统的用水量。烟气通过第一级烟气换热器和第二级烟气换热器后温度下降，还导致烟气的容积流量下降。烟气进入脱硫吸收塔后，烟气的流速下降，烟气在脱硫塔喷淋区域中的停留时间增加，即增加了烟气中的二氧化硫和脱硫浆液的接触时间，可提高脱硫吸收塔的脱硫效率， 降低二氧化硫的排放。以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并非用以限定本发明的实质技术内容范围，本发明的实质技术内容是广义地定义于申请的权利要求范围中，任何他人完成的技术实体或方法，若是与申请的权利要求范围所定义的完全相同，也或是一种等效的变更，均将被视为涵盖于该权利要求范围之中。在本发明提及的所有文献都在本申请中引用作为参考，就如同每一篇文献被单独引用作为参考那样。此外应理解，在阅读了本发明的上述内容之后，本领域技术人员可以对本发明作各种改动或修改，这些等价形式同样落于本申请所附权利要求书所限定的范围。
权利要求
1.一种应用于火力发电厂的两级烟气换热器系统，包括排放烟气的锅炉单元(100)、 烟气余热利用单元000)、烟气除尘单元(300)、以及烟气脱硫单元000)，其特征在于，所述烟气余热利用单元(200)包括-预热器⑵；-设置在所述烟气除尘单元(300)进口的第一级烟气换热器(31)，以及设置在所述烟气脱硫单元(400)进口的第二级烟气换热器(32)；其中，所述第一级烟气换热器(31)和第二级烟气换热器(3 均为设有放热的烟气侧和吸热的凝结水侧的烟气-凝结水换热器；所述的凝结水侧的水源为汽轮机凝结水系统中的凝结水；且所述第一级烟气换热器(31)和第二级烟气换热器(3 按照如下方式中的一种进行连接二者的烟气侧为串连方式连接，二者的凝结水侧以并联方式连接；或二者的烟气侧和凝结水侧均以串连方式连接。
2.如权利要求1所述的烟气换热器系统，其特征在于，所述第一级烟气换热器(31)和第二级烟气换热器(32)的水侧水源还包括邻机的汽轮机系统凝结水、热网水、暖通空调系统用水、电厂及其它生活用水。
3.如权利要求1所述的烟气换热器系统，其特征在于，所述凝结水来源于汽轮机凝结水系统的某一级低压加热器出口或若干级低压加热器出口的汇总。
4.如权利要求1所述的烟气换热器系统，其特征在于，所述第一级烟气换热器(31)或第二级烟气换热器(3 采用表面式换热器。
5.如权利要求1所述的烟气换热器系统，其特征在于，所述第一级烟气换热器(31)或第二级烟气换热器(3 采用热管式换热器。
6.如权利要求1所述的烟气换热器系统，其特征在于，所述第一级烟气换热器(31)或第二级烟气换热器(3 采用有中间载体的间热式换热器。
7.如权利要求1所述的烟气-空气换热器系统，其特征在于，每一级换热器为一个换热器，或者为并联的若干个换热器
8.一种采用权利要求1所述的两级烟气换热器系统进行烟气余热回收的方法，其特征在于，包括如下步骤将锅炉单元(100)产生的烟气通过烟气余热利用单元O00)中的预热器O)，得到 110°C 170°C的预热烟气；所述预热烟气在第一级烟气换热器(31)进行余热回收，使得其温度下降到烟气酸露点温度以上5 10°C，得到一级经余热回收的烟气；所述一级经余热回收的烟气通过第二级烟气换热器(3 后温度降低到水露点温度以上20°C 25°C或所需的最优烟气温度，得到第二级经余热回收的烟气；所述第二级经余热回收的烟气进入烟气脱硫单元G00)。
9.如权利要求8所述的方法，其特征在于，所述烟气除尘单元(300)的下游设置引风机 (5)和可选的脱硫增压风机(6)，使得烟气通过所述引风机( 和脱硫增压风机(6)提升压力后进入后续的第二级烟气换热器(32)。
10. 一种含有权利要求1所述的烟气余热利用系统的火力发电厂系统。
全文摘要
本发明提供一种应用于火力发电厂的两级烟气换热器系统，包括排放烟气的锅炉单元、烟气余热利用单元、烟气除尘单元、以及烟气脱硫单元，所述烟气余热利用单元包括预热器；烟气除尘单元；以及设置在所述烟气除尘单元进口的第一级烟气换热器，以及设置在所述烟气脱硫单元进口的第二级烟气换热器；其中，所述第一级烟气换热器和第二级烟气换热器均为设有放热的烟气侧和吸热的凝结水侧的烟气-凝结水换热器；所述的凝结水侧的水源为汽轮机凝结水系统中的凝结水；且所述第一级烟气换热器和第二级烟气换热器按照如下方式中的一种进行连接二者的烟气侧为串连方式连接，二者的凝结水侧以并联方式连接；或二者的烟气侧和凝结水侧均以串连方式连接。
文档编号F22D11/00GK102330968SQ201010224859
公开日2012年1月25日 申请日期2010年7月12日 优先权日2010年7月12日
发明者冯琰磊, 叶勇健, 施刚夜, 李佩建, 林磊, 申松林, 邓文祥 申请人:中国电力工程顾问集团华东电力设计院