CN204704836U - 用于火力发电厂的管式ggh系统 - Google Patents

Abstract

本实用新型公开了一种管式GGH系统，用于火力发电厂，该火力发电厂包括凝结水系统。该管式GGH系统包括烟气冷却器、烟气加热器、热媒水、以及凝结水热补偿器，其中，该凝结水热补偿器包括凝结水入口、凝结水出口、热媒水入口和热媒水出口，该烟气冷却器与该热媒水入口流体连通，该蒸汽加热器与该热媒水出口流体连通，热媒水在该烟气冷却器、凝结水热补偿器以及烟气加热器之间循环流动，该凝结水系统中不同温度的凝结水能够通过该凝结水入口流向该凝结水热补偿器，从而对该热媒水进行加热或冷却，然后再通过该凝结水出口流向该凝结水系统。本实用新型的管式GGH系统构造简单，投资较省，控制和调节方式简单，具有节能效果。

Description

用于火力发电厂的管式GGH系统

技术领域

本实用新型涉及火力发电领域，具体涉及一种用于火力发电厂的管式GGH系统。

背景技术

我国未来经济社会稳定持续发展，迫切要求能源供应的保障和较低成本电力的支撑。而我国一次能源的禀赋是多煤少油贫气，煤炭资源丰富，2000米以浅的预测煤炭资源量为5.6万亿吨，能源剩余可采总储量中原煤占58.8％，煤炭占我国一次能源生产总量75％，占消费总量70％，决定我国以煤炭为主的能源利用格局将长期存在。以煤电为主的能源供应持续增长，也为我国经济快速稳定发展在国际上具有竞争能力，保持合理的发展成本提供了必要条件，是我国能源资源禀赋和工业化发展的必然结果。

而燃煤电厂存在大气污染物的排放，国内大气污染已经成为重要的环境及社会问题。因此，我国的火力发电厂污染物排放标准不断提高，国家标准《火电厂大气污染物排放标准》GB13223-2011要求重点地区燃煤机组的粉尘排放低于20mg/m³，二氧化硫低于50mg/m³，氮氧化物低于100mg/m³，已经是非常严格的标准。而部分地方标准的要求更高，比如《浙江省大气污染防治行动计划》中明确规定，2017年底前，所有新建、在建火电机组必须采用烟气清洁排放技术，现有60万千瓦以上火电机组基本完成烟气清洁排放技术改造，烟尘达到5mg/m³，二氧化硫达到35mg/m³，氮氧化物达到50mg/m³的排放标准。而国家发改委、环保部、国家能源局也联合发文《煤电节能减排升级与改造行动计划》，要求“东部地区(辽宁、北京、天津、河北、山东、上海、江苏、浙江、福建、广东、海南等11省市)新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值(即在基准氧含量6％条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50毫克/立方米)”。

上述都为燃煤发电的烟气净化设施提出了新的要求。

管式GGH技术可以提高最终的排烟温度，消除湿烟囱排放的“白烟”问题(石膏雨携带)；低低温静电除尘器技术可以进一步提高除尘器的效率，上述技术的组合可以应用于许多新建电厂以及现有电厂环保改造工程中，是一种常用的技术手段。

对于低低温静电除尘器技术，要求入口烟气温度控制在85～95℃之间，才能有效的降低粉尘比电阻，从而更加有效的发挥低低温静电除尘器的优势。对于管式GGH技术，国内常用的烟气加热器采用金属材质(日本技术流派，德国技术流派采用耐酸的氟塑料，价格极高，国内应用较少)，不可避免的存在腐蚀风险，要求必须将流经烟气加热器的热媒水温度控制在70℃以上。

工程中，平均的环境温度条件下及满负荷工况时，锅炉空预器出口的烟气温度约125～130℃，经过烟气冷却器后，温度降低至85～95℃左右，温降约30℃左右；烟气经过湿法脱硫装置后，温度降低至50℃左右，经过烟气加热器加热至80左右，热媒水的温度一般控制在70～100(或110)℃区间，本身的热量基本能够平衡。但是，受到环境温度的变化以及负荷的变化，上述的温度区间难以保证。

举例来讲，在夏天工况下，环境温度可以上升至35～40℃，空预器出口的排烟温度将上升至140～150℃左右，受换热端差的影响，烟气冷却器无法将烟气温度降低至85～95℃，常规方案可以采取牺牲除尘器效率的方式，即保持系统不变，使得烟气冷却器入口的烟气温度降低至110～120℃左右。而在冬季以及低负荷工况下，尤其在机组启动条件下，空预器出口的排烟温度较低，最低可能降低至100℃以内，不能保证热媒水温度高于70℃，需要通过在系统中加入辅助蒸汽等热源补偿热量。

综上所述，管式GGH系统同低低温静电除尘器技术相结合，是一种非常实用的环保技术，但是受环境影响以及机组负荷变化因素，存在一定缺陷，需要进行补充和完善。

实用新型内容

本实用新型的目的是提供一种管式GGH系统，以完善同低低温静电除尘器技术相结合的管式GGH系统。

为实现上述目的，根据本实用新型的一个方面，提供了一种管式GGH系统，用于火力发电厂，所述火力发电厂包括凝结水系统，其特征在于，所述管式GGH系统包括烟气冷却器、烟气加热器、热媒水、以及凝结水热补偿器，其中，所述凝结水热补偿器包括凝结水入口、凝结水出口、热媒水入口和热媒水出口，所述烟气冷却器与所述热媒水入口流体连通，所述蒸汽加热器与所述热媒水出口流体连通，热媒水在所述烟气冷却器、凝结水热补偿器以及烟气加热器之间循环流动，所述凝结水系统中不同温度的凝结水能够通过所述凝结水入口流向所述凝结水热补偿器，从而对所述热媒水进行加热或冷却，然后再通过所述凝结水出口流向所述凝结水系统。

较佳地，所述管式GGH系统还包括凝结水增压泵，该凝结水增压泵位于所述凝结水系统与所述凝结水热补偿器之间。

较佳地，所述凝结水系统包括凝结水泵和多个低加热器，所述管式GGH系统与所述凝结水系统通过第一支路、第二支路、第一总路、第二总路连接，其中，从所述凝结水泵流出的凝结水的一部分经由第一支路流向第一总路再经由第一总路流向所述凝结水热补偿器，以及经过至少一个低加热器加热后的凝结水的一部分经由第二支路流向第一总路再经由第一总路流向所述凝结水热补偿器，在所述第一支路上设有第一阀门以及在所述第二支路上设有第二阀门，从所述凝结水热补偿器流出的凝结水经由第二总路流回所述凝结水系统。

较佳地，所述多个低加热器为第一、第二、第三以及第四低加热器，所述第一支路一端连接至所述凝结水泵和所述第一加热器之间的管路上，所述第二支路的一端连接至所述第三加热器和所述第四加热器之间的管路上，以及所述第二总路的一端连接至所述第二低加热器和所述第三加热器之间的管路上。

较佳地，所述火力发电厂包括锅炉、空颈器、除层器、以及吸收塔，其中，从所述空颈器流出的烟气流经所述烟气冷却器，并在该烟气冷却器中被冷却后再流向所述除尘器，从所述除层器流出的烟气流向吸收塔，从所述吸收塔流出的烟气流经所述烟气加热器并在所述烟气加热器中被加热后从烟窗排除。

较佳地，所述火力发电厂还包括引风机，该引风机位于所述除尘器和所述吸收塔之间。

较佳地，所述管式GGH系统还包括热媒水泵，该热媒水泵位于所述烟气冷却器和所述烟气加热器之间并与所述烟气冷却器和所述烟气加热器流体连通。

根据本实用新型的另一方面，提供了一种管式GGH系统，该管式GGH系统用于火力发电厂，该火力发电厂包括凝结水系统、锅炉、空颈器、除层器以及吸收塔，所述凝结水系统包括凝结水泵和多个低加热器，所述凝结水泵与所述多个低加热器流体连通，所述凝结水系统中不同温度的凝结水能够通过所述凝结水入口流向所述凝结水热补偿器，从而对所述热媒水进行加热或冷却，然后再通过所述凝结水出口流向所述凝结水系统；所述管式GGH系统包括烟气冷却器、热媒水、烟气加热器以及凝结水热补偿器，其中，热媒水在所述烟气冷却器、凝结水热补偿器以及烟气加热器之间循环流动；以及从所述空颈器流出的烟气经由所述第一烟气入口流入所述烟气冷却器并在该烟气冷却器中冷却，再经由所述第一烟气出口流出，然后流入所述除层器并在该除尘器内除尘，经过除尘后的烟气流入所述吸收塔，从所述吸收塔流出的烟气经由所述第二烟气入口流入所述烟气加热器并在该加热器内被加热。

较佳地，在所述总路上设有凝结水增压泵。

较佳地，所述管式GGH系统还包括热媒水泵，该热媒水泵位于所述烟气冷却器和所述烟气加热器之间。

本实用新型的管式GGH系统构造简单，投资较省，控制和调节方式简单，而且用凝结水(等效于品质较低的抽汽)来代替品质较高的辅助蒸汽，具有节能效果。

附图说明

图1是本实用新型管式GGH系统的应用示意图。

具体实施方式

以下将结合附图对本实用新型的较佳实施例进行详细说明，以便更清楚理解本实用新型的目的、特点和优点。应理解的是，附图所示的实施例并不是对本实用新型范围的限制，而只是为了说明本实用新型技术方案的实质精神。

术语说明：

烟气酸露点：烟气中硫酸蒸汽的凝结温度，称为烟气酸露点，也称为烟气露点温度。燃煤机组中，烟气酸露点是重要的参数，常规认为，低于烟气酸露点即会产生腐蚀，因此,一般要求烟气的设计及运行温度高于酸露点10℃以上。

管式GGH系统：GGH为gas gas heater，是烟气脱硫系统中的主要装置之一，它的作用是利用原烟气将脱硫后的净烟气进行加热，使排烟温度达到露点之上，减轻对进烟道和烟囱的腐蚀，提高污染物的扩散度，消除“白烟污染”；同时降低进入吸收塔的烟气温度，降低烟囱对防腐的工艺技术要求。由于常规的GGH为回转式，存在烟气侧泄漏，造成脱硫效率下降，不能满足更高要求的SO2排放标准，现在部分电厂用管式GGH代替，通过中间介质(热媒水)，将原烟气及净烟气换热，功能同常规的GGH，技术发源于日本及德国，也称为：“无泄漏式GGH”。管式GGH分为原烟气侧的烟气冷却器及净烟气侧的烟气加热器。

比电阻：比电阻是用来表示各种物质电阻特性的物理量。某种材料制成的长1米、横截面积1平方毫米的导线在常温下(20℃时)的电阻，叫做这种材料的比电阻。比电阻与导体的长度、横截面积等因素无关，是导体材料本身的电学性质，由导体的材料决定，且与温度有关。比电阻是影响静电除尘器效率的重要因素。

低低温静电除尘器：常规的静电除尘器烟气温度高于酸露点温度，并保留一定的裕度。日本公司将低于酸露点温度运行的静电除尘器称为低低温静电除尘器。其理论认为，在除尘器前，烟气温度低于酸露点温度，形成的硫酸会被飞灰中的碱金属包裹，不会形成腐蚀。低低温静电除尘器进口的烟气温度为85～95℃左右。低低温除尘技术是在降低飞灰比电阻前提下提出的，它可以有效防止电除尘器发生反电晕，提高除尘效率，并且由于温度的降低，使得烟气体积流量减少，提高静电除尘器的效率。低低温静电除尘器技术可以和管式GGH技术结合，将管式GGH的烟气冷却器布置在低低温静电除尘器入口处，可以降低除尘器入口的烟气温度。目前，低低温静电除尘器技术已经在国内广泛的推广。

下面结合图1描述本实用新型的管式GGH系统。

图1为本实用新型管式GGH系统的应用示意图。如图1所示，管式GGH系统包括烟气冷却器21、热媒水泵22、烟气加热器23、以及凝结水热补偿器24。其中，烟气冷却器21包括第一烟气入口211、第一烟气出口212、第一热媒水出口213和第一热媒水入口214，烟气加热器23包括第二烟气入口231、第二烟气出口232、第二热媒水出口233和第二热媒水入口234，凝结水热补偿器24包括凝结水入口241、凝结水出口242、热媒水入口243和热媒水出口244。

烟气冷却器21、热媒水泵22、以及烟气加热器23通过主路40依次连接。在主路40上设有分路41，凝结水热补偿器24位于分路41上。在本实施例中，在主路上设有阀门04，在分路上设有阀门03、05。主路40和分路41内都装有热媒水(图未示)。

如图1中的箭头42所示。当阀门4开启，阀门5、阀门3关闭时，热媒水从第一热媒水出口213流出烟气冷却器21，经由主路40流到烟气加热器23的第二热媒水入口234，在烟气加热器23中对烟气进行加热后，从第二热媒水出口233流出烟气加热器23。从烟气加热器23中流出的热媒水通过热媒水泵22，经由烟气冷却器21的第一热媒水入口214流回烟气冷却器21，完成一次循环。

当阀门4关闭，阀门5和阀门3开启时，热媒水从第一热媒水出口213流出烟气冷却器21，经由主路40流到支路41，再从热媒水入口243流入凝结水热补偿器24内，在凝结水热补偿器24内，该热媒水被加热或冷却(这取决于流入凝结水热补偿器24内的凝结水的温度，下文将详细描述)。从凝结水热补偿器24经由热媒水出口244流出的热媒水通过第二热媒水入口234流入烟气加热器23，在烟气加热器23中对烟气进行加热后，从第二热媒水出口233流出烟气加热器23。从烟气加热器23中流出的热媒水通过热媒水泵22，经由烟气冷却器21的第一热媒水入口214流回烟气冷却器21，完成一次循环。

如图1所示，从锅炉11中出来的烟气流经空颈器12后，从第一烟气入口211流入烟气冷却器21，在烟气冷却器21中冷却后，再流入除尘器13，从除尘器13中流出的烟气流经引风机(或增压风机)14后，流如吸收塔15。从吸收塔15流出的烟气经第二烟气出口232流入烟气加热器23并在烟气加热器23中被加热，然后再经由烟窗(图未示)排除。

如图1所示，凝结水系统包括发电机31、汽轮机低压缸32、凝汽器33、凝结水泵34、以及多个低加热器。在本实施例中，该多个低加热器为四个，分别为第一低加热器35、第二低加热器36、第三低加热器37、以及第四低加热器38。然而，本领域的技术人员可以理解，该多个低加热器也可以多余4个或少于4个。

从汽轮机低压缸32中流出的凝结水依次经凝汽器33、凝结水泵34、第一低加热器35、第二低加热器36、第三低加热器37、以及第四低加热器38流至给水系统(图未示)。其中，从凝结水泵34流出的凝结水的温度约为350C、从第一低加热器35流出的凝结水的温度约为610C、从第二低加热器36流出的凝结水的温度约为850C、从第三低加热器37流出的凝结水的温度约为1240C、从第四低加热器38流出的凝结水的温度约为1570C。

凝结水系统与凝结水热补偿器24之间通过第一总路50、第二总路51、第一支路52和第二支路53流体连通。第一支路52的一端连接至凝结水泵34和第一低加热器35之间的管路上，第二支路53的一端连接至第三低加热器37和第四低加热器38之间的管路上。第一支路52和第二支路53的另一端都连接至第一总路50的一端，第一总路50的另一端与凝结水热补偿器24的凝结水入口241流体连通，凝结水热补偿器24的凝结水出口242通过第二总路51连接至第二低加热器37和第三低加热器38之间的管路上。在第一支路52和第二支路53上分别设有阀门01和阀门02。

以下分别以两种工况来说明本实用新型的管式GGH系统的运行。

第一，夏季或烟气温度较高的工况

在夏季或烟气温度较高的工况下，由于环境温度过高，空预器12出口处的排烟温度将上升至140～150℃左右，此时关闭阀门02，打开阀门01，凝结水系统中的未经过低加热器26加热的凝结水通过第一支路52流入第一总路50然后再流入凝结水增压泵25，通过凝结水增压泵25增压之后流入凝结水热补偿器24，在凝结水热补偿器24中对热媒水进行降温后，再通过第二总路51流回凝结水系统。此时，凝结水热补偿器24作为降温器使用。由于凝结水热补偿器24对热媒水的降温作用，使得热媒水的温度降低，从而在热媒水的循环过程中，在烟气冷却器21内对从空颈器12中流出的烟气进行冷却，因此确保了烟气冷却器21的第一烟气出口212处的烟气温度被控制在85～95℃之间，以及离开烟气加热器23的烟气温度控制在70℃以上。

第二，机组的启动阶段，或者冬季、低负荷工况

在机组的启动阶段，或者冬季、低负荷工况，空预器12出口处的排烟温度较低，最低可能降低至100℃以内，此时关闭阀门01，将低温凝结水切断，开启阀门02，从凝结水系统引入高温凝结水。经过第三低加热器38加热后的高温凝结水通过第二支路53流入第一总路50，通过凝结水增压泵25增压之后流入凝结水热补偿器24，在凝结水热补偿器24中对热媒水进行加热后，再通过第二总路51流回凝结水系统，此时凝结水热量补偿器24作为加热器使用。在凝结水热补偿器24中被加热的热媒水从热媒水出口244流出，经由分路41流回主路42，再进一步经由第二热媒水入口234流入烟气加热器23。由于热媒水在凝结水热补偿器24内被加热，因此，热媒水在烟气加热器23中能够将经由第二烟气入口232流入流入烟气加热器23的烟气加热到70℃以上。

应理解的是，虽然在上述实施例中，第一支路52的一端连接至凝结水泵34和第一低加热器35之间的管路上，第二支路53的一端连接至第三低加热器37和第四低加热器38之间的管路上。凝结水热补偿器24的凝结水出口242通过第二总路51连接至第二低加热器37和第三低加热器38之间的管路上，然而也可以为以下连接方式，即第一支路的一端连接至第一低加热器与第二低加热器之间的管路上，第二支路的一端连接至第三低加热器和第四低加热器之间的管路上；或第一支路的一端连接至第一低加热器与第二低加热器之间的管路上，第二支路的一端连接至第四低加热器下游的管路上。

由于凝结水同热媒水之间存在较大的温差，本实用新型中凝结水采用部分流量，可以通过控制流入凝结水热量补偿器中的凝结水流量，控制同管式GGH系统的热交换量，达到控制烟气冷却器出口烟气温度和流经烟气加热器热媒水温度的效果。

本系统中设置的凝结水增压泵25，可以减少对凝结水系统的影响。由于采用的是水－水换热器，仅需要考虑一定的端差即可，可以双向的换热。在本实用新型中，凝结水系统同管式GGH系统相分离，对凝结水系统的影响较小。同时，由于凝结水系统加热采用抽汽品质要低于辅助蒸汽，相比现有的辅汽加热，可以更好的利用机组的热量。本系统仅采用凝结水即实现了加热和冷却双重作用，系统相对比较简单，投资较省，控制简单。

以上已详细描述了本实用新型的较佳实施例，但应理解到，在阅读了本实用新型的上述讲授内容之后，本领域技术人员可以对本实用新型作各种改动或修改。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。

Claims (10)

1.一种管式GGH系统，用于火力发电厂，所述火力发电厂包括凝结水系统，其特征在于，所述管式GGH系统包括烟气冷却器、烟气加热器、热媒水、以及凝结水热补偿器，其中，所述凝结水热补偿器包括凝结水入口、凝结水出口、热媒水入口和热媒水出口，所述烟气冷却器与所述热媒水入口流体连通，所述烟气加热器与所述热媒水出口流体连通，热媒水在所述烟气冷却器、凝结水热补偿器以及烟气加热器之间循环流动，所述凝结水系统中不同温度的凝结水能够通过所述凝结水入口流向所述凝结水热补偿器，从而对所述热媒水进行加热或冷却，然后再通过所述凝结水出口流向所述凝结水系统。

2.根据权利要求1所述的管式GGH系统，其特征在于，所述管式GGH系统还包括凝结水增压泵，该凝结水增压泵位于所述凝结水系统与所述凝结水热补偿器之间。

3.根据权利要求1所述的管式GGH系统，其特征在于，所述凝结水系统包括凝结水泵和多个低加热器，所述管式GGH系统与所述凝结水系统通过第一支路、第二支路、第一总路和第二总路连接，其中，从所述凝结水泵流出的凝结水的一部分经由第一支路流向第一总路再经由第一总路流向所述凝结水热补偿器，以及经过至少一个低加热器加热后的凝结水的一部分经由第二支路流向第一总路再经由第一总路流向所述凝结水热补偿器，在所述第一支路上设有第一阀门以及在所述第二支路上设有第二阀门，从所述凝结水热补偿器流出的凝结水经由第二总路流回所述凝结水系统。

4.根据权利要求3所述的管式GGH系统，其特征在于，所述多个低加热器为第一、第二、第三以及第四低加热器，所述第一支路一端连接至所述凝结水泵和所述第一低加热器之间的管路上，所述第二支路的一端连接至所述第三低加热器和所述第四低加热器之间的管路上，以及所述第二总路的一端连接至所述第二低加热器和所述第三低加热器之间的管路上。

5.根据权利要求1所述的管式GGH系统，其特征在于，所述火力发电厂包括锅炉、空颈器、除尘器、以及吸收塔，其中，从所述空颈器流出的烟气流经所述烟气冷却器，并在该烟气冷却器中被冷却后再流向所述除尘器，从所述 除尘器流出的烟气流向吸收塔，从所述吸收塔流出的烟气流经所述烟气加热器并在所述烟气加热器中被加热后从烟窗排除。

6.根据权利要求5所述的管式GGH系统，其特征在于，所述火力发电厂还包括引风机，该引风机位于所述除尘器和所述吸收塔之间。

7.根据权利要求1所述的管式GGH系统，其特征在于，所述管式GGH系统还包括热媒水泵，该热媒水泵位于所述烟气冷却器和所述烟气加热器之间并与所述烟气冷却器和所述烟气加热器流体连通。

8.一种管式GGH系统，该管式GGH系统用于火力发电厂，该火力发电厂包括凝结水系统、锅炉、空颈器、除尘器以及吸收塔，其特征在于：

所述管式GGH系统包括烟气冷却器、热媒水、烟气加热器以及凝结水热补偿器，其中，热媒水在所述烟气冷却器、凝结水热补偿器以及烟气加热器之间循环流动；

所述凝结水系统包括凝结水泵和多个低加热器，所述凝结水泵与所述多个低加热器流体连通，所述凝结水系统中不同温度的凝结水能够通过所述凝结水入口流向所述凝结水热补偿器，从而对所述热媒水进行加热或冷却，然后再通过所述凝结水出口流向所述凝结水系统；以及

所述烟气冷却器包括第一烟气入口、第一烟气出口、第二烟气入口以及第二烟气出口，从所述空颈器流出的烟气经由所述第一烟气入口流入所述烟气冷却器并在该烟气冷却器中冷却，再经由所述第一烟气出口流出，然后流入所述除尘器并在该除尘器内除尘，经过除尘后的烟气流入所述吸收塔，从所述吸收塔流出的烟气经由所述第二烟气入口流入所述烟气加热器并在该加热器内被加热。

9.根据权利要求8所述的管式GGH系统，其特征在于，还包括凝结水增压泵，该凝结水增压泵位于所述凝结水系统与所述凝结水热补偿器之间。

10.根据权利要求8所述的管式GGH系统，其特征在于，所述管式GGH系统还包括热媒水泵，该热媒水泵位于所述烟气冷却器和所述烟气加热器之间。