【余热回收】燃气锅炉排烟余热回收技术研究

以煤为主要燃料的工业锅炉仍占主导地位。随着天然气工业的快速发展,使用这种清洁能源作为燃料的锅炉数量将逐步增加。与煤燃烧相比,天然气燃烧排放的二氧化硫和氮氧化物含量虽然很小,降低了对环境的压力,但燃烧后产生的大量水蒸气被排放到高温环境中烟气,造成能源的严重浪费。利用冷凝锅炉回收高温烟气中的显热和潜热,可以达到充分利用能源、降低运行成本的效果。

冷凝换热器是安装在天然气锅炉尾部的附加余热回收装置。当烟气通过通道内的传热面时,温度降到露点温度以下,使废气中水汽凝结释放的潜热转移到回收工作介质中,并可回收利用废气中的大量能量,实现节能环。担保效力。随着制造业的不断发展,各种新型高效的冷凝换热器层出不穷,无论是结构还是实际的余热回收效果都有了很大的提高。

天然气以碳氢化合物为主,燃气锅炉废气中的水蒸气含量较高。分析表明,水蒸气的汽化潜热占废气有效热能的相当大份额。每立方米天然气燃烧后可产生1.55kg的水蒸气,具有相当大的汽化潜热,约3700kj/Nm3,占天然气低热值的10%以上。传统锅炉的排烟温度一般在160-250℃之间,烟气中的蒸汽仍处于过热状态。不可能凝结成液态水并放出汽化潜热。因此,传统天然气锅炉的理论热效率只能达到95%左右。只要将烟气温度降到露点以下,就可以利用冷凝换热器回收烟气中的显热和水汽凝结潜热。在低热值的基础上,天然气锅炉的热效率可以达到或超过110%。以纯天然气为例,计算分析了烟气露点温度和锅炉理论热效率。表1显示了纯天然气的成分。

烟气中的热量存在于显热和潜热中,因此锅炉的热损失也由烟气的显热损失和潜热损失组成。显热损失取决于烟气温度和烟气组分的热容,潜热损失取决于烟气中水蒸气形式的水量。水汽凝结时,烟气中存在着复杂的现象:由于水汽分压较低,主要不凝性气体靠近凝结膜,如n2、co2、o2等。烟气中的水汽需要通过不凝气层到达液膜表面凝结。烟气中水蒸气凝结率等于单位体积天然气燃烧产生的凝结水量与燃烧产生的水蒸气量之比。燃烧产生的水蒸气包括天然气燃烧产生的水蒸气和空气、气体带入的水蒸气。

烟气中的潜热对锅炉的热效率有着巨大的影响。如果能将排气温度降低到露点以下,并回收潜热,则按低热值计算的热效率至少可提高到10%。随着排烟温度的降低,烟气显热损失相对减小,热效率的提高更加明显,进一步证明了降低排烟温度对提高锅炉效率的重要性。

排烟中的水蒸气潜热只能在57℃以下回收,回收的热量取决于所需的利用温度和利用率。如果温度接近排烟露点温度,可回收热量较少。利用温度越低,回收的热量越多。因此,可以在低温下获得较高的余热冷水回收率,同时将输出的热能降低到高温下的可回收能量。

余热回收装置管排设计为膜管排(或H管排)。这种结构迫使烟气流向层流,管排之间没有烟气干扰。在相同的烟气流速下,与螺旋翅片型和光管型相比,受热面布置最难磨损。由于边界管排气与各烟道内烟气的摩擦,形成了中低速两侧高速的分布模式。因此,靠近管壁的烟气流速低于平均值,烟气扰动较弱,减轻了飞灰对省煤器的磨损。另外,烟气流速对受热面磨损的影响***。受热面布置时,烟气流速不宜过高。在设计中,通过调整管排的横向截距,可以改变受热面的烟气速度,有效地避免了余热回收装置管排的磨损问题。

锅炉整个烟道的阻力主要由引风机和烟囱的自拉力克服,其中引风机是主要因素。安装余热回收装置后,锅炉的整体烟气阻力必然增大。以某电厂3号锅炉热力计算结果为例,烟道阻力增加约70pa,余热回收装置安装后是否对引风机进行改造,进一步提高出力,保证锅炉本体正常运行,视现场情况而定。

受热面管内壁结垢主要发生在蒸发段,因为蒸汽的盐溶解度与水的盐溶解度相差很大。在余热回收系统中,***温度不超过120℃,整个系统仍处于液相状态,管道内壁结垢问题小。

(1)与煤和石油相比,天然气是一种非常理想的清洁能源,对环境排放的烟气较少,非常适合改造为冷凝式余热回收锅炉,提高锅炉的利用效率。

(2)天然气锅炉排放的烟气中含有一定量的水蒸气。如果将排烟温度降低到露点以下,回收水蒸气释放的汽化潜热,锅炉效率可提高10%以上。

(3)合理设置关键技术参数,可实现余热回收系统长期稳定运行。国内一些电厂成功地设计安装了余热回收系统,给电厂带来了良好的经济效益。

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