CN104566424B - 一种组合型蒸汽烟气mggh系统及烟气处理工艺 - Google Patents
一种组合型蒸汽烟气mggh系统及烟气处理工艺 Download PDFInfo
- Publication number
- CN104566424B CN104566424B CN201510012291.0A CN201510012291A CN104566424B CN 104566424 B CN104566424 B CN 104566424B CN 201510012291 A CN201510012291 A CN 201510012291A CN 104566424 B CN104566424 B CN 104566424B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- heater
- steam
- temperature
- smoke
- flue gas
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired - Fee Related
Links
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 110
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 title claims abstract description 109
- MXWHMTNPTTVWDM-NXOFHUPFSA-N mitoguazone Chemical compound NC(N)=N\N=C(/C)\C=N\N=C(N)N MXWHMTNPTTVWDM-NXOFHUPFSA-N 0.000 title claims abstract description 41
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims description 12
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 130
- 239000000779 smoke Substances 0.000 claims abstract description 82
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 60
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 48
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 38
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 claims description 19
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 claims description 18
- 238000013461 design Methods 0.000 claims description 6
- 239000000284 extract Substances 0.000 claims description 4
- 238000004064 recycling Methods 0.000 claims description 4
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 2
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 4
- 235000019504 cigarettes Nutrition 0.000 description 11
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 6
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 4
- 230000035882 stress Effects 0.000 description 4
- 238000010977 unit operation Methods 0.000 description 4
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 3
- 230000004087 circulation Effects 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 3
- 239000003517 fume Substances 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 238000010025 steaming Methods 0.000 description 3
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OAKJQQAXSVQMHS-UHFFFAOYSA-N Hydrazine Chemical compound NN OAKJQQAXSVQMHS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000220317 Rosa Species 0.000 description 1
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000004075 alteration Effects 0.000 description 1
- 235000011114 ammonium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 210000000481 breast Anatomy 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000003814 drug Substances 0.000 description 1
- 238000005562 fading Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 description 1
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 208000011580 syndromic disease Diseases 0.000 description 1
- 230000008646 thermal stress Effects 0.000 description 1
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 description 1
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 description 1
Landscapes
- Chimneys And Flues (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
Abstract
本发明提供一种组合型蒸汽烟气MGGH系统，包括锅炉空预器，锅炉空预器连接烟气冷却器，烟气冷却器连接除尘器，除尘器连接引风机，引风机连接脱硫装置，脱硫装置连接烟气再热器，烟气再热器连接蒸汽加热器，蒸汽加热器连接烟囱，其特征在于，所述烟气再热器与烟囱之间设置蒸汽加热器，所述烟气冷却器与烟气再热器之间设置设置蒸汽辅助加热器，所述烟气再热器与烟气冷却器通过变频循环泵连接。该系统及其工艺主要解决现有MGGH系统因烟气温度不足而采用的蒸汽辅助加热事宜，可大幅度降低蒸汽消耗和工程造价投资。
Description
技术领域
本发明属于电力或相似行业中利用烟气余热加热脱硫后净烟气领域，尤其涉及一种组合型蒸汽烟气MGGH系统及烟气处理工艺。
背景技术
为了保护大气质量，火电厂都采用了烟气脱硫技术。基本上都是采用湿法脱硫系统，将经脱硫吸收塔后的净烟气通过烟囱向大气排放。然而，脱硫后净烟气不经过加热直接排放，无论烟道和烟囱是否采取了防腐蚀措施，湿烟气中的酸性气体经过烟道和烟囱内壁上的冷凝液滴时被吸收，形成强酸性液体，腐蚀并损坏了烟道和烟囱内壁的防磨材料，对烟道和烟囱造成不可弥补的损伤，大大降低了机组运行可靠性，锅炉检修周期变短，烟道和烟囱的防腐和维修费用增加。另外，净烟气不经过加热直接排放，造成烟囱出口气流速度下降，湿烟气经过烟囱提升作用减弱，气流向大气中上升的动力不足，很容易在电厂周边形成石膏雨和酸性液滴沉降，电厂周边的环境遭受重大打击，难于满足电厂环境后评价要求。
因此，国家节能环保政策鼓励或要求部分机组近零排放，并将环保处理后的烟气温度加热至80～90℃。如按此排烟温度改造普通MGGH系统，设备庞大，工程造价过高，且受机组负荷变化限制，不能完全满足环保使用需求。
并且，随着国家火电机组容量增大，排烟温度的进一步降低，部分600MW以上级机组锅炉排烟温度已降至120℃左右，烟气余热利用效能大大降低。
发明内容
为了满足排烟温度达到规定值，对MGGH系统进行改进，会导致设备庞大，工程造价过高，其处理工艺也不能完全满足环保需求，并且烟气余热利用率低的不足，本发明提供一种组合型蒸汽烟气MGGH系统及烟气处理工艺。
本发明提供一种组合型蒸汽烟气MGGH系统，包括锅炉空预器，锅炉空预器连接烟气冷却器，烟气冷却器连接除尘器，除尘器连接引风机，引风机连接脱硫装置，脱硫装置连接烟气再热器，烟气再热器连接蒸汽加热器，蒸汽加热器连接烟囱，所述烟气再热器与烟囱之间设置蒸汽加热器，所述烟气冷却器与烟气再热器之间设置蒸汽辅助加热器，所述烟气再热器与烟气冷却器通过变频循环泵连接。
所述锅炉空预器入口风道设有暖风器，所述烟气冷却器与暖风器连接，所述暖风器与烟气冷却器通过变频循环泵连接。
所述烟气冷却器、暖风器、烟气再热器、蒸汽辅助加热器和变频循环泵组通过循环水管道阀门调节系统，在蒸汽加热器和蒸汽辅助加热器上设置蒸汽管道和凝结水管道阀门调节系统。
所述蒸汽加热器和蒸汽辅助加热器与汽轮机低压缸抽取的低压蒸汽连接。
本发明的组合型蒸汽烟气MGGH系统，充分利用电厂内各种品位的热能资源，具有较好的节能效果。系统调节性强，可不受机组运行负荷影响，各点参数运行稳定。提高了锅炉空预器冷端的温度，进一步降低锅炉空预器腐蚀、结垢、堵塞的风险，机组运行安全性提高。采用组合技术，利用现有各种成熟技术的优势，扬长避短。
一种采用上述MGGH系统的烟气处理工艺，锅炉空预器出来的烟气温度在130℃以下，为保护设置在烟气冷却器后面的除尘设备不受低温腐蚀，进入烟气冷却器处理后的烟气温度设置在95～100℃，其后依次进入除尘器、引风机、脱硫装置，脱硫后的低温饱和湿烟气经烟气再热器加热至干燥状态，再进入蒸汽加热器将烟气温度提升至80～90℃，最后进入烟囱排放，所述蒸汽加热器从汽轮机低压缸抽取低压蒸汽，通过蒸汽加热器将烟气再热器出口烟气温度进一步提升。
在系统启动期间，蒸汽辅助加热器从汽轮机低压缸抽取稳定的低压蒸汽，通过蒸汽辅助加热器保证烟气冷却器入口水温度为65～70℃，以避免因水温太低造成烟气冷却器换热管发生低温腐蚀现象。
蒸汽通过蒸汽辅助加热器和蒸汽加热器冷却后，以凝结水的方式返回汽轮机凝结水系统。
汽轮机低压缸抽取的蒸汽温度高于烟气再热器出口烟气温度，温度差为t，t≤150℃。避免蒸汽温度过高造成蒸汽加热器换热温压太大，换热管道容易发生高温热应力拉裂现象。
冷空气经一、二次风机升压后进入暖风器内预热，再经锅炉空预器进一步回收锅炉烟气热能后送入炉膛内参与燃烧。
70℃左右的热媒水经变频循环泵组升压后进入烟气冷却器内被加热至规定温度，再分成两路，一路通过管道系统引至暖风器，将锅炉一、二次冷风加热至设定的温度，以提高锅炉空预器出口烟气温度，另一路通过管道系统引至烟气再热器，加热脱硫后的烟气，将脱硫装置出口烟气由饱和湿烟气状态变为过热干烟气状态，两路循环水再经管道系统重新接回变频循环泵组入口实现循环使用。
通过设置暖风器提高并调节锅炉空预器出口排烟温度，可充分利用锅炉排烟余热，避免常规MGGH系统循环水量过大、烟气冷却器内换热温压过低的不利条件。同时，锅炉出口排烟温度过低也易导致锅炉空预器在冬季低温条件下的堵塞、腐蚀，通过暖风器提高烟气和空气温度后，锅炉空预器堵塞、腐蚀的风险大大降低，提高了机组运行的安全性。
通过暖风器提升锅炉空预器入口冷风风温，将部分余热与空预器回收的热能一同送回锅炉循环使用，可降低机组供电煤耗。
通过烟气再热器将脱硫后饱和烟气中的凝结水加热至过热干水蒸汽状态，再通过蒸汽加热器进一步提升烟气温度，并严格控制蒸汽加热器入口蒸汽温度，可避免现有脱硫蒸汽加热器(SGH)换热管产生裂纹、泄漏、腐蚀等情况。
通过利用汽轮机低压缸抽汽，规避了低品位蒸汽发电量和汽轮机回热系统抽汽量有限的情况，充分利用低品位蒸汽余热加热脱硫后的烟气，减少了蒸汽在凝汽器的损耗。
本发明通过总结现有MGGH和SGH的经验和不足，提出一种更加切实可靠的工艺技术发明方案，规避现有MGGH和SGH的不足，充分利用两种系统的优势，解决了火电厂脱硫后烟气升温的问题。
本发明与普通MGGH系统相比，锅炉排烟温度从仪表测点上看是升高，但有部分余热回收送回锅炉循环使用，实际在烟气冷却器内进一步降低了锅炉排烟温度，实现了部分余热循环再利用，具有较好的节能效果；锅炉排烟温度升高进一步提高了循环水温度，减少了循环水量，降低了循环水泵电耗；本发明利用蒸汽量增加，但所需蒸汽品位大大降低，降低了汽轮机乏汽在凝汽器内的损耗。综上所述，本MGGH系统具有良好的节能、环保综合效益。
本发明特别针对现有MGGH系统在锅炉排烟温度较低的实际条件下无法满足将脱硫后湿烟气温度提升到需要的设计温度而产生的不足，提出的优化改进方案。该系统利用锅炉空气预热器排烟温度与入口冷风温度相互作用的原理，从表面上提升锅炉空气预热器排烟温度，进而提高各个换热器内的换热温压，减少换热面积降低MGGH系统工程造价；利用汽轮机抽汽回热原理和高低压蒸汽喷射匹配原理，向MGGH系统提供稳定、良好的蒸汽能源，并利用蒸汽汽化潜热大的特点，将蒸汽冷却为凝结水送回汽轮机凝结水系统；解决了现有MGGH系统将烟气温度降至80～90℃而带来的换热面过大、工程造价过高，投资回收期过长的问题。
附图说明
图1显示为本发明的组合型蒸汽烟气MGGH系统的结构示意图。
零件标号说明
1-烟气冷却器，
2-暖风器，
3-烟气再热器，
4-蒸汽加热器，
5-蒸汽辅助加热器，
6-变频循环泵组。
具体实施方式
以下通过特定的具体实例说明本发明的实施方式，本领域技术人员可由本说明书所揭露的内容轻易地了解本发明的其他优点与功效。本发明还可以通过另外不同的具体实施方式加以实施或应用，本说明书中的各项细节也可以基于不同观点与应用，在没有背离本发明的精神下进行各种修饰或改变。
实施例1
根据附图1所示，本实施例提供一种组合型蒸汽烟气MGGH系统，在锅炉空预器与除尘器之间的连接烟道上设置烟气冷却器1，在脱硫装置与烟囱之间的连接烟道上设置烟气再热器3和蒸汽加热器4，在锅炉空预器入口风道上设置暖风器2，在烟气冷却器1与烟气再热器3之间的热段循环水管道上设置蒸汽辅助加热器5，在烟气冷却器1与烟气再热器3之间设置除尘器、引风机和脱硫装置，在烟气冷却器1与烟气再热器3之间的冷段循环水管道上设置变频循环泵组6，按示意图示意的在烟气冷却器1、暖风器2、烟气再热器3、蒸汽辅助加热器5和变频循环泵组6间设置连接的循环水管道阀门调节系统，在蒸汽加热器4和蒸汽辅助加热器5上设置蒸汽和凝结水管道阀门调节系统。
在本发明组合型蒸汽烟气MGGH系统启动前，启动变频循环泵组6，并向蒸汽辅助加热器5内供应蒸汽，待循环水系统温度均达到烟气冷却器1出口循环水设计温度后锅炉点火启动，当机组负荷达到50～70％后，向蒸汽加热器4内供应蒸汽，同时停止向蒸汽辅助加热器5内供应蒸汽，调节各点温度参数后，系统启动完成。
在本发明组合型蒸汽烟气MGGH系统停运前，首先向蒸汽辅助加热器5内供应蒸汽，并逐步减少向蒸汽加热器4的蒸汽供应量，待机组停止供煤后5分钟停止向蒸汽加热器4供应蒸汽，期间锅炉引风机、一次风机、二次风继续按降低后的负荷运行10分钟后，停止向蒸汽辅助加热器5供应蒸汽，其后停止变频循环泵组6，系统停止完成。若系统停运一周以上，向各换热器内补充联氨、氨水等湿法保护药剂。
当系统正常工作的时候，蒸汽辅助加热器不工作。
实施例2
本实施例提供一种组合型蒸汽烟气MGGH系统，在锅炉空预器与除尘器之间的连接烟道上设置烟气冷却器1，在脱硫装置与烟囱之间的连接烟道上设置烟气再热器3和蒸汽加热器4，在烟气冷却器1与烟气再热器3之间的热段循环水管道上设置蒸汽辅助加热器5，在烟气冷却器1与烟气再热器3之间设置除尘器、引风机和脱硫装置，在烟气冷却器1与烟气再热器3之间的冷段循环水管道上设置变频循环泵组6，在烟气冷却器1、烟气再热器3、蒸汽辅助加热器5和变频循环泵组6间设置连接的循环水管道阀门调节系统，在蒸汽加热器4和蒸汽辅助加热器5上设置蒸汽和凝结水管道阀门调节系统。
利用本实施例组合型蒸汽烟气MGGH系统，以锅炉烟气量100×104Nm3/h、空预器排烟温度120℃为例，系统中主要设计参数如下：烟气冷却器入口烟气流量为100×104Nm3/h，烟气冷却器入口烟气温度为120℃，排至烟囱的烟气温度为80℃，烟气冷却器入口热媒水温度为70℃。
锅炉排烟通过除尘器、引风机、脱硫系统过程中产生少量漏风以及脱硫后的湿度增大，携带一定的水分，造成脱硫后烟气流量增加，锅炉烟气量100×104Nm3/h通过脱硫装置后的烟气量为108×104Nm3/h，烟气温度降低为48℃，因此本实施例烟气再热器入口烟气流量为108×104Nm3/h。烟气冷却器入口烟气温度为120℃，烟气冷却器出口烟气温度为100℃，烟气再热器入口(即脱硫装置出口)温度为48℃，烟气再热器出口温度为67.3℃，蒸汽加热器入口温度为67.3℃，蒸汽加热器出口温度为80℃，经烟囱排出。
烟气冷却器出口热媒水温度为97.7℃，烟气再热器入口热媒水温度为97.7℃，烟气再热器出口热媒水温度为70℃。蒸汽加热器入口蒸汽温度为200℃，蒸汽加热器出口蒸汽温度为100℃。
按照上述工艺，烟气冷却器热媒水流量350t/h，烟气再热器热媒水流量350t/h，循环水总流量350t/h，蒸汽加热器蒸汽流量8.5t/h。烟气冷却器总换热功率为8.3MW，烟气再热器总换热功率为8.3MW，蒸汽加热器总换热功率为5.4MW，单台机组换热总功率为13.7MW。烟气冷却器总换热面积为10614m2，烟气再热器总换热面积为10606m2，蒸汽加热器总换热面积为2700m2，单台机组换热总面积为23920m2。
对比现有的MGGH系统，同样的烟气冷却器入口烟气流量为100×104Nm3/h，烟气冷却器入口烟气温度为120℃，排至烟囱温度为80℃，烟气冷却器入口热媒水温度为70℃。
烟气再热器入口烟气流量为108×104Nm3/h。烟气冷却器入口烟气温度为120℃，烟气冷却器出口烟气温度为86.8℃，烟气再热器入口温度为48℃，烟气再热器出口温度为80℃，经烟囱排出。
烟气冷却器出口热媒水温度为97.5℃，烟气再热器入口热媒水温度为97.5℃，烟气再热器出口热媒水温度为70℃。
按照现有的MGGH系统的工艺，烟气冷却器热媒水流量424t/h，烟气再热器热媒水流量424t/h，循环水总流量424t/h。烟气冷却器总换热功率为13.7MW，烟气再热器总换热功率为13.7MW，单台机组换热总功率为13.7MW。烟气冷却器总换热面积为23387m2，烟气再热器总换热面积为23227m2，单台机组换热总面积为46614m2。
综上可得，使用本实施例的组合型蒸汽烟气MGGH系统与现有MGGH系统处理相同的烟气，同时达到排烟温度80℃，换热总功率相同的情况下，使用本实施例的组合型蒸汽烟气MGGH系统采用的热媒循环水量更少，换热总面积更少，从而成本造价更低。
实施例3
本实施例提供一种组合型蒸汽烟气MGGH系统，在锅炉空预器与除尘器之间的连接烟道上设置烟气冷却器1，在脱硫装置与烟囱之间的连接烟道上设置烟气再热器3和蒸汽加热器4，在锅炉空预器入口风道上设置暖风器2，在烟气冷却器1与烟气再热器3之间的热段循环水管道上设置蒸汽辅助加热器5，在烟气冷却器1与烟气再热器3之间设置除尘器、引风机和脱硫装置，在烟气冷却器1与烟气再热器3之间的冷段循环水管道上设置变频循环泵组6，在烟气冷却器1、暖风器2、烟气再热器3、蒸汽辅助加热器5和变频循环泵组6间设置连接的循环水管道阀门调节系统，在蒸汽加热器4和蒸汽辅助加热器5上设置蒸汽和凝结水管道阀门调节系统。
利用本实施例组合型蒸汽烟气MGGH系统，，以锅炉烟气量100×104Nm3/h、空预器排烟温度120℃为例，系统中主要设计参数如下：烟气冷却器入口烟气流量为100×104Nm3/h，一次暖风器入口空气流量为20×104Nm3/h，二次暖风器入口空气流量70×104Nm3/h，烟气冷却器入口烟气温度为135℃，排至烟囱温度为80℃，烟气冷却器入口热媒水温度为70℃。
锅炉排烟通过除尘器、引风机、脱硫系统过程中产生少量漏风以及脱硫后的湿度增大，携带一定的水分，造成脱硫后烟气流量增加，锅炉烟气量100×104Nm3/h通过脱硫装置后的烟气量为108×104Nm3/h，烟气温度降低为48℃，因此本实施例烟气再热器入口烟气流量为108×104Nm3/h。烟气冷却器入口烟气温度为135℃，烟气冷却器出口烟气温度为100℃，烟气再热器入口(即脱硫装置出口)温度为48℃，烟气再热器出口温度为64.3℃，蒸汽加热器入口温度为64.3℃，蒸汽加热器出口温度为80℃，经烟囱排出。并且一次暖风器入口温度为23℃，一次暖风器出口温度为40℃，二次暖风器入口温度为15℃，二次暖风器出口温度为40℃。
烟气冷却器出口热媒水温度为104.8℃，烟气再热器入口热媒水温度为104.8℃，烟气再热器出口热媒水温度为70℃。蒸汽加热器入口蒸汽温度为200℃，蒸汽加热器出口蒸汽温度为100℃。一次暖风器入口热媒水温度为104.8℃，一次暖风器出口热媒水温度为70℃，二次暖风器入口热媒水温度为104.8℃，二次暖风器出口热媒水温度为70℃。
按照上述工艺，烟气冷却器热媒水流量356t/h，烟气再热器热媒水流量170t/h，循环水总流量356t/h，蒸汽加热器蒸汽流量10.5t/h，一次暖风器热媒水流量30t/h，二次暖风器热媒水流量156t/h。烟气冷却器总换热功率为14.6MW，烟气再热器总换热功率为7.0MW，蒸汽加热器总换热功率为6.7MW，一次暖风器总换热功率为1.2MW，二次暖风器总换热功率为6.4MW，单台机组换热总功率为21.3MW。烟气冷却器总换热面积为16067m2，烟气再热器总换热面积为7646m2，蒸汽加热器总换热面积为3231m2，一次暖风器总换热面积为381m2，二次暖风器总换热面积为1859m2，单台机组换热总面积为29184m2。
对比现有的MGGH系统，同样的烟气冷却器入口烟气流量为100×104Nm3/h，一次暖风器入口空气流量为20×104Nm3/h，二次暖风器入口空气流量70×104Nm3/h，烟气冷却器入口烟气温度为135℃，排至烟囱温度为80℃，烟气冷却器入口热媒水温度为70℃。
烟气再热器入口烟气流量为108×104Nm3/h。烟气冷却器入口烟气温度为135℃，烟气冷却器出口烟气温度为83.7℃，烟气再热器入口温度为48℃，烟气再热器出口温度为80℃，经烟囱排出。并且一次暖风器入口温度为23℃，一次暖风器出口温度为40℃，二次暖风器入口温度为15℃，二次暖风器出口温度为40℃。
烟气冷却器出口热媒水温度为102℃，烟气再热器入口热媒水温度为102℃，烟气再热器出口热媒水温度为70℃。一次暖风器入口热媒水温度为102℃，一次暖风器出口热媒水温度为70℃，二次暖风器入口热媒水温度为102℃，二次暖风器出口热媒水温度为70℃。
按照上述工艺，烟气冷却器热媒水流量566t/h，烟气再热器热媒水流量364t/h，循环水总流量566t/h，一次暖风器热媒水流量32t/h，二次暖风器热媒水流量170t/h。烟气冷却器总换热功率为21.3MW，烟气再热器总换热功率为13.7MW，一次暖风器总换热功率为1.2MW，二次暖风器总换热功率为6.4MW，单台机组换热总功率为21.3MW。烟气冷却器总换热面积为32226m2，烟气再热器总换热面积为20761m2，一次暖风器总换热面积为396m2，二次暖风器总换热面积为1932m2，单台机组换热总面积为55315m2。
综上可得，使用本实施例的组合型蒸汽烟气MGGH系统与现有MGGH系统处理相同的烟气，同时达到排烟温度80℃，换热总功率相同的情况下，使用本实施例的组合型蒸汽烟气MGGH系统采用的热媒循环水量更少，换热总面积更少，从而成本造价更低。
上述实施例仅例示性说明本发明的原理及其功效，而非用于限制本发明。任何熟悉此技术的人士皆可在不违背本发明的精神及范畴下，对上述实施例进行修饰或改变。因此，举凡所属技术领域中具有通常知识者在未脱离本发明所揭示的精神与技术思想下所完成的一切等效修饰或改变，仍应由本发明的权利要求所涵盖。
Claims (7)
1.一种组合型蒸汽烟气MGGH系统，包括锅炉空预器，锅炉空预器连接烟气冷却器，烟气冷却器连接除尘器，除尘器连接引风机，引风机连接脱硫装置，脱硫装置连接烟气再热器，烟气再热器连接蒸汽加热器，蒸汽加热器连接烟囱，其特征在于，所述烟气再热器与烟囱之间设置蒸汽加热器，所述烟气冷却器与烟气再热器之间设置蒸汽辅助加热器，所述烟气再热器与烟气冷却器通过变频循环泵连接，所述锅炉空预器入口风道设有暖风器，所述烟气冷却器与暖风器连接，所述暖风器与烟气冷却器通过变频循环泵连接，所述烟气冷却器、暖风器、烟气再热器、蒸汽辅助加热器和变频循环泵组通过循环水管道阀门调节系统，在蒸汽加热器和蒸汽辅助加热器上设置蒸汽管道和凝结水管道阀门调节系统，所述蒸汽加热器和蒸汽辅助加热器与汽轮机低压缸抽取的低压蒸汽连接。
2.一种如权利要求1所述的MGGH系统的烟气处理工艺，其特征在于，锅炉空预器出来的烟气温度在130℃以下，进入烟气冷却器后的烟气温度设置在95～100℃，其后依次进入除尘器、引风机、脱硫装置，脱硫后的低温饱和湿烟气经烟气再热器加热至干燥状态，再进入蒸汽加热器将烟气温度提升至80～90℃，然后进入烟囱排放，所述蒸汽加热器从汽轮机低压缸抽取低压蒸汽，通过蒸汽加热器将烟气再热器出口烟气温度进一步提升；在MGGH系统启动期间，蒸汽辅助加热器从汽轮机低压缸抽取稳定的低压蒸汽，通过蒸汽辅助加热器保证烟气冷却器入口水温度为65～70℃；
锅炉烟气量100×104Nm3/h、空预器排烟温度120℃，系统中主要设计参数如下：烟气冷却器入口烟气流量为100×104Nm3/h，烟气冷却器入口烟气温度为120℃，排至烟囱的烟气温度为80℃，烟气冷却器入口热媒水温度为70℃；
锅炉排烟通过除尘器、引风机、脱硫系统过程中产生少量漏风以及脱硫后的湿度增大，携带一定的水分，造成脱硫后烟气流量增加，锅炉烟气量100×104Nm3/h通过脱硫装置后的烟气量为108×104Nm3/h，烟气温度降低为48℃，烟气再热器入口烟气流量为108×104Nm3/h，烟气冷却器入口烟气温度为120℃，烟气冷却器出口烟气温度为100℃，烟气再热器入口温度为48℃，烟气再热器出口温度为67.3℃，蒸汽加热器入口温度为67.3℃，蒸汽加热器出口温度为80℃，经烟囱排出；
烟气冷却器出口热媒水温度为97.7℃，烟气再热器入口热媒水温度为97.7℃，烟气再热器出口热媒水温度为70℃，蒸汽加热器入口蒸汽温度为200℃，蒸汽加热器出口蒸汽温度为100℃。
3.一种如权利要求1所述的MGGH系统的烟气处理工艺，其特征在于：锅炉烟气量100×104Nm3/h、空预器排烟温度120℃，系统中主要设计参数如下：烟气冷却器入口烟气流量为100×104Nm3/h，一次暖风器入口空气流量为20×104Nm3/h，二次暖风器入口空气流量70×104Nm3/h，烟气冷却器入口烟气温度为135℃，排至烟囱温度为80℃，烟气冷却器入口热媒水温度为70℃；
锅炉排烟通过除尘器、引风机、脱硫系统过程中产生少量漏风以及脱硫后的湿度增大，携带一定的水分，造成脱硫后烟气流量增加，锅炉烟气量100×104Nm3/h通过脱硫装置后的烟气量为108×104Nm3/h，烟气温度降低为48℃，烟气再热器入口烟气流量为108×104Nm3/h，烟气冷却器入口烟气温度为135℃，烟气冷却器出口烟气温度为100℃，烟气再热器入口温度为48℃，烟气再热器出口温度为64.3℃，蒸汽加热器入口温度为64.3℃，蒸汽加热器出口温度为80℃，经烟囱排出，并且一次暖风器入口温度为23℃，一次暖风器出口温度为40℃，二次暖风器入口温度为15℃，二次暖风器出口温度为40℃；
烟气冷却器出口热媒水温度为104.8℃，烟气再热器入口热媒水温度为104.8℃，烟气再热器出口热媒水温度为70℃，蒸汽加热器入口蒸汽温度为200℃，蒸汽加热器出口蒸汽温度为100℃，一次暖风器入口热媒水温度为104.8℃，一次暖风器出口热媒水温度为70℃，二次暖风器入口热媒水温度为104.8℃，二次暖风器出口热媒水温度为70℃。
4.根据权利要求2所述的烟气处理工艺，其特征在于：蒸汽在蒸汽辅助加热器和蒸汽加热器冷却后，以凝结水的方式返回汽轮机凝结水系统。
5.根据权利要求4所述的烟气处理工艺，其特征在于：汽轮机低压缸抽取的蒸汽温度高于烟气再热器出口烟气温度，温度差为t，t≤150℃。
6.根据权利要求2所述的烟气处理工艺，其特征在于：冷空气经一、二次风机升压后进入暖风器内预热，再经锅炉空预器进一步回收锅炉烟气热能后送入炉膛内参与燃烧。
7.根据权利要求2所述的烟气处理工艺，其特征在于：70℃左右的热媒水经变频循环泵组升压后进入烟气冷却器内被加热至规定温度，再分成两路，一路通过管道系统引至暖风器，将锅炉一、二次冷风加热至设定的温度，以提高锅炉空预器出口烟气温度，另一路通过管道系统引至烟气再热器，加热脱硫后的烟气，将脱硫装置出口烟气由饱和湿烟气状态变为过热干烟气状态，两路循环水再经管道系统重新接回变频循环泵组入口实现循环使用。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201510012291.0A CN104566424B (zh) | 2015-01-12 | 2015-01-12 | 一种组合型蒸汽烟气mggh系统及烟气处理工艺 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201510012291.0A CN104566424B (zh) | 2015-01-12 | 2015-01-12 | 一种组合型蒸汽烟气mggh系统及烟气处理工艺 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN104566424A CN104566424A (zh) | 2015-04-29 |
| CN104566424B true CN104566424B (zh) | 2017-11-03 |
Family
ID=53083119
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201510012291.0A Expired - Fee Related CN104566424B (zh) | 2015-01-12 | 2015-01-12 | 一种组合型蒸汽烟气mggh系统及烟气处理工艺 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN104566424B (zh) |
Families Citing this family (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104949148A (zh) * | 2015-06-24 | 2015-09-30 | 江苏海德节能科技有限公司 | 一种火电厂节能装置 |
| CN106323058A (zh) * | 2015-07-06 | 2017-01-11 | 天津华赛尔传热设备有限公司 | 一种mggh换热系统 |
| CN105240825A (zh) * | 2015-11-10 | 2016-01-13 | 上海羲蓝节能环保科技有限公司 | 一种火电厂超低排放mggh节能环保设备及方法 |
| CN106123002A (zh) * | 2016-07-06 | 2016-11-16 | 大唐(北京)能源管理有限公司 | 一种采用凝结水换热的烟气mggh系统和方法 |
| CN106090971A (zh) * | 2016-07-06 | 2016-11-09 | 大唐(北京)能源管理有限公司 | 一种组合型蒸汽烟气mggh系统和方法 |
| CN106277271A (zh) * | 2016-08-26 | 2017-01-04 | 浙江天地环保科技有限公司 | 一种管式热媒水换热系统加药装置及其控制方法 |
| CN110030861A (zh) * | 2018-01-11 | 2019-07-19 | 南京国能环保工程有限公司 | 一种新型烟气余热回收利用方法 |
| CN108151050A (zh) * | 2018-02-07 | 2018-06-12 | 无锡雪浪环境科技股份有限公司 | 一种危废焚烧湿法脱酸烟气脱白系统及其使用方法 |
| CN108722127A (zh) * | 2018-05-31 | 2018-11-02 | 中国能源建设集团广东省电力设计研究院有限公司 | 脱硫湿烟气除雾系统 |
| CN108844090A (zh) * | 2018-06-26 | 2018-11-20 | 中国能源建设集团广东省电力设计研究院有限公司 | 节能型湿烟气引风设备及方法 |
| CN111637467A (zh) * | 2020-06-19 | 2020-09-08 | 无锡雪浪环境科技股份有限公司 | 一种固废焚烧处理能量回收节能工艺及系统 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN2823956Y (zh) * | 2005-09-05 | 2006-10-04 | 上海发电设备成套设计研究所 | 一种烟气脱硫用蒸汽－烟气加热器 |
| CN102997267A (zh) * | 2012-12-19 | 2013-03-27 | 杭州国电机械设计研究院有限公司 | 一种相变换热器与净烟气加热器联合的烟气再热装置 |
| CN203052704U (zh) * | 2013-01-30 | 2013-07-10 | 中电投远达环保工程有限公司 | 热媒水式烟气-空气换热器 |
| CN103994456A (zh) * | 2014-05-06 | 2014-08-20 | 浙江天地环保工程有限公司 | 多种污染物高效协同脱除集成系统 |
| CN104048307A (zh) * | 2014-05-29 | 2014-09-17 | 舒少辛 | 一种烟气余热综合利用的装置及方法 |
| CN203963990U (zh) * | 2014-07-04 | 2014-11-26 | 西安西热锅炉环保工程有限公司 | 一种基于烟气余热回收及再热技术的锅炉节能减排系统 |
| CN204478113U (zh) * | 2015-01-12 | 2015-07-15 | 重庆中电节能技术服务有限公司 | 一种组合型蒸汽烟气mggh系统 |
-
2015
- 2015-01-12 CN CN201510012291.0A patent/CN104566424B/zh not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN2823956Y (zh) * | 2005-09-05 | 2006-10-04 | 上海发电设备成套设计研究所 | 一种烟气脱硫用蒸汽－烟气加热器 |
| CN102997267A (zh) * | 2012-12-19 | 2013-03-27 | 杭州国电机械设计研究院有限公司 | 一种相变换热器与净烟气加热器联合的烟气再热装置 |
| CN203052704U (zh) * | 2013-01-30 | 2013-07-10 | 中电投远达环保工程有限公司 | 热媒水式烟气-空气换热器 |
| CN103994456A (zh) * | 2014-05-06 | 2014-08-20 | 浙江天地环保工程有限公司 | 多种污染物高效协同脱除集成系统 |
| CN104048307A (zh) * | 2014-05-29 | 2014-09-17 | 舒少辛 | 一种烟气余热综合利用的装置及方法 |
| CN203963990U (zh) * | 2014-07-04 | 2014-11-26 | 西安西热锅炉环保工程有限公司 | 一种基于烟气余热回收及再热技术的锅炉节能减排系统 |
| CN204478113U (zh) * | 2015-01-12 | 2015-07-15 | 重庆中电节能技术服务有限公司 | 一种组合型蒸汽烟气mggh系统 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN104566424A (zh) | 2015-04-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN104566424B (zh) | 一种组合型蒸汽烟气mggh系统及烟气处理工艺 | |
| US11821637B2 (en) | Energy-saving system using electric heat pump to deeply recover flue gas waste heat from heat power plant for district heating | |
| CN106090880B (zh) | 一种机炉集合热能循环余热回用系统 | |
| CN107120714B (zh) | 一种全年化综合利用节能系统 | |
| CN101900347B (zh) | 电站锅炉排烟余热高品位回收利用系统 | |
| CN104930539A (zh) | 一种燃煤电厂烟气回热系统及节能节水超净排放方法 | |
| CN105889897B (zh) | 一种火力发电厂余热综合回收利用系统及方法 | |
| CN204478113U (zh) | 一种组合型蒸汽烟气mggh系统 | |
| CN105157010A (zh) | 基于锅炉尾部旁路烟道的火力发电系统 | |
| TW201245055A (en) | System for drying sludge by steam extracted from boiler set with thermal compensation | |
| CN206310525U (zh) | 湿法脱硫净烟气复热系统 | |
| CN106499455A (zh) | 联合循环电厂汽水回热及燃料加热集成提效系统 | |
| CN102109279A (zh) | 一种工业炉高温余热综合利用的工艺方法 | |
| CN107202318A (zh) | 一种电站锅炉排烟余热深度利用及水回收系统 | |
| CN104913295B (zh) | 热电厂烟气净化及余能利用装置以及利用该装置的方法 | |
| CN102839999B (zh) | 小汽轮机排汽冷源损失回收系统及方法 | |
| CN109798536A (zh) | 蒸汽空气预热装置和系统 | |
| CN106322427A (zh) | 循环流化床锅炉排渣余热利用系统及方法 | |
| CN206369204U (zh) | 一种燃气锅炉房烟气余热回收系统 | |
| CN105443243A (zh) | 燃气蒸汽联合循环系统 | |
| CN106523052A (zh) | 联合循环电厂汽水回热及余热综合利用提效系统 | |
| CN112856449A (zh) | 一种基于污泥掺烧电站的烟气余热回收系统 | |
| CN208534549U (zh) | 一种焚烧发电系统 | |
| CN207006112U (zh) | 一种电站锅炉排烟余热深度利用及水回收系统 | |
| CN205349442U (zh) | 燃气蒸汽联合系统 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| C53 | Correction of patent for invention or patent application | ||
| CB03 | Change of inventor or designer information |
Inventor after: Yang Lin Inventor after: Xiong Zhicheng Inventor after: Luo Xianhui Inventor before: Xiong Zhicheng Inventor before: Luo Xianhui |
|
| COR | Change of bibliographic data |
Free format text: CORRECT: INVENTOR; FROM: XIONG ZHICHENG LUO XIANHUI TO: YANG LIN XIONG ZHICHENG LUO XIANHUI |
|
| CB02 | Change of applicant information |
Address after: 401122, 10 building, 96 Jin Yu Avenue, North New District, Chongqing Applicant after: Chongqing Yuanda Energy Saving Technology Service Co Ltd Address before: 401122, 10 building, 96 Jin Yu Avenue, North New District, Beibei District, Chongqing Applicant before: CHONGQING CLP ENERGY-SAVING TECHNOLOGY SERVICE CO., LTD. |
|
| CB02 | Change of applicant information | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20171103 Termination date: 20190112 |
|
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |