CN204739609U - 火力发电厂及其管式ggh系统 - Google Patents

Abstract

本实用新型公开了一种火力发电厂及其管式GGH系统。该管式GGH系统包括烟气冷却器、烟气加热器、第一总路、第二总路、第三总路、第一支路、第二支路、第三支路、设于第一支路上的第一阀门、设于第二支路上的第二阀门以及设于第三支路上的第三阀门。其中第一支路的入口与第二支路的入口分别连接到经过不同低压加热器加热的凝结水，第一支路的出口与第二支路的出口分别连接到第一总路的入口。第一总路的出口连接到烟气加热器。本实用新型的管式GGH系统构造简单，投资节省，控制和调节方式简单，同时具有节能效果。

Description

火力发电厂及其管式GGH系统

技术领域

本实用新型涉及火力发电领域，具体涉及一种火力发电厂及其管式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，所述凝结水系统包括多个低压加热器，所述管式GGH系统包括烟气冷却器、烟气加热器、第一总路、第二总路、第三总路、第一支路、第二支路、第三支路、设于第一支路上的第一阀门、设于第二支路上的第二阀门以及设于第三支路上的第三阀门；其中所述第一支路的入口与所述第二支路的入口分别连接到经过不同低压加热器加热的凝结水，所述第一支路的出口与所述第二支路的出口分别连接到所述第一总路的入口；所述第一总路的出口连接到所述烟气加热器，所述烟气加热器与所述烟气冷却器通过所述第二总路流体连通；所述第三总路的入口连接到所述烟气冷却器，所述第三总路的出口连接到所述凝结水系统；以及所述第三支路的入口连接到所述第二总路，所述第三支路的出口连接到所述第三总路。

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第一总路上。

较佳地，所述凝结水系统还包括凝结水泵，所述凝结水泵和所述多个低压加热器通过管路连接。

较佳地，所述多个低压加热器为第一级低压加热器、第二级低压加热器、第三级低压加热器以及第四级低压加热器，所述第一支路的入口连接至所述第二级低压加热器和所述第三级低压加热器之间的管路上，所述第二支路的入口连接至所述第三级低压加热器和所述第四级低压加热器之间的管路上。

较佳地，所述多个低压加热器为第一级低压加热器、第二级低压加热器、第三级低压加热器以及第四级低压加热器，所述第一支路的入口连接至所述第一级低压加热器和所述第二级低压加热器之间的管路上，所述第二支路的入口连接至所述第二级低压加热器和所述第三级低压加热器之间的管路上。

较佳地，所述多个低压加热器为第一级低压加热器、第二级低压加热器、第三级低压加热器以及第四级低压加热器，所述第一支路的入口连接至所述第一级低压加热器和所述第二级低压加热器之间的管路上，所述第二支路的入口连接至所述第三级低压加热器和所述第四级低压加热器之间的管路上。

较佳地，从所述凝结水泵流出的凝结水的水温位于30℃-40℃之间，从所述第一级低压加热器流出的凝结水的水温位于56℃-66℃之间，从所述第二级低压加热器流出的凝结水的水温位于80℃-90℃之间，从所述第三级低压加热器流出的凝结水的水温位于119℃-129℃之间，以及从所述第四级低压加热器流出的凝结水的水温位于152℃-162℃之间。

较佳地，所述火力发电厂包括锅炉、空预器、除尘器、以及吸收塔，其中，从所述空预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。

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。

根据本实用新型的另一个发面，还提供了一种火力发电厂，所述火力发电厂包括凝结水系统、锅炉、空预器、除尘器、吸收塔，以及如上述所有实施例所述的管式GGH系统。

本实用新型的管式GGH系统构造简单，投资节省，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是本实用新型管式GGH系统的应用示意图。如图1所示，火力发电厂包括凝结水系统、管式GGH系统、以及锅炉11、空预器12、除尘器13、引风机14、以及吸收塔15。其中，管式GGH系统设置于图1所示的中部，凝结水系统设置于图1所示的上部。

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、以及多个低压加热器。在本实施例中，该多个低压加热器为4个，分别为第一级低压加热器35、第二级低压加热器36、第三级低压加热器37、以及第四级低压加热器38。然而，本领域的技术人员可以理解，该多个低压加热器也可以多于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、第一级低压加热器35、第二级低压加热器36、第三级低压加热器37、以及第四级低压加热器38流至给水系统(图未示)。

其中，从凝结水泵34流出的凝结水的水温位于30℃-40℃之间，从第一级低压加热器35流出的凝结水的水温位于56℃-66℃之间，从第二级低压加热器36流出的凝结水的水温位于80℃-90℃之间，从第三级低压加热器37流出的凝结水的水温位于119℃-129℃之间，以及从第四级低压加热器38流出的凝结水的水温位于152℃-162℃之间。

较佳地，从凝结水泵34流出的凝结水的水温为35℃、从第一级低压加热器35流出的凝结水的水温为61℃、从第二级低压加热器36流出的凝结水的水温为85℃、从第三级低压加热器37流出的凝结水的水温为124℃、从第四级低压加热器38流出的凝结水的水温为157℃。

管式GGH系统包括烟气冷却器21、凝结水增压泵22、烟气加热器23、第一总路24、第二总路25、第三总路26、第一支路27、第二支路28、第三支路29、设于第一支路上的第一阀门271、设于第二支路上的第二阀门281以及设于第三支路上的第三阀门291。其中，烟气冷却器21包括第一烟气入口211、第一烟气出口212、第一凝结水出口213和第一凝结水入口214。烟气加热器23包括第二烟气入口231、第二烟气出口232、第二凝结水出口233和第二凝结水入口234。

第一支路27的入口与第二支路28的入口分别连接到经过不同低压加热器加热的凝结水，第一支路的出口与第二支路的出口分别连接到第一总路24的入口。第一总路24的出口连接到烟气加热器23，烟气加热器23与烟气冷却器21通过第二总路25流体连通。第三总路26的入口连接到烟气冷却器21，第三总路26的出口连接到凝结水系统，而第三支路29的入口连接到第二总路25，第三支路25的出口连接到第三总路26。

如图1所述，具体为第一总路24的出口连接至烟气加热器23的第二凝结水入口234，第二总路25的入口连接至烟气加热器23的第二凝结水出口233。

在图1所示的实施例中，第一支路27的入口连接至第二级低压加热器36和第三级低压加热器37之间的管路上，第二支路28的入口连接至第三级低压加热器37和第四级低压加热器38之间的管路上。

在另一个实施例中(图未示)，第一支路27的入口连接至第一级低压加热器35和第二级低压加热器36之间的管路上，第二支路28的入口连接至第二级低压加热器36和第三级低压加热器37之间的管路上。

在再一个实施例中(图未示)，第一支路27的入口连接至第一级低压加热器35和第二级低压加热器36之间的管路上，第二支路28的入口连接至第三级低压加热器37和第四级低压加热器38之间的管路上。

如图1中的箭头所示，当第一支路27的阀门271开启，第二支路28的阀门281关闭时，从第二级低压加热器流出的凝结水经第一支路27流入第一总路24，在通过第一总路24经由烟气加热器23的第二凝结水入口234流入烟气烟气加热器23，在烟气加热器23中对烟气进行加热后，再经由烟气加热器23的第二凝结水出口流出，然后通过第二总路25经由烟气冷却器21的第一凝结水入口214流入烟气冷却器21，在烟气冷却器21中对烟气进行降温后，再经由第一凝结水出口213流出烟气冷却器21，并通过第三总路26流入凝结水系统，在本实施例中，具体为流入第二级低压加热器36和第三级低压加热器37之间的管路内。

如图1中的箭头所示，当第一支路27的阀门271关闭，第二支路28的阀门281开启时，从第三级低压加热器37流出的凝结水经第二支路28流入第一总路24，在通过第一总路24经由烟气加热器23的第二凝结水入口234流入烟气烟气加热器23，在烟气加热器23中对烟气进行加热后，再经由烟气加热器23的第二凝结水出口流出，然后通过第二总路25经由烟气冷却器21的第一凝结水入口214流入烟气冷却器21，在烟气冷却器21中对烟气进行降温后，再经由第一凝结水出口213流出烟气冷却器21，并通过第三总路26流入凝结水系统，在本实施例中，具体为流入第二级低压加热器36和第三级低压加热器37之间的管路内。

如图1所示，从锅炉11中出来的烟气流经空预器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中被冷却后，从第一烟气出口212流出，然后流入除尘器13，从除尘器13中流出的烟气流经引风机(或增压风机)14后，流入吸收塔15。从吸收塔15流出的烟气经第二烟气入口232流入烟气加热器23并在烟气加热器23中被加热，再从第二烟气出口231中流向烟窗(图未示)，最后经由烟窗(图未示)排除。

在实际使用过程中，根据不同的工况调节阀门271和阀门281的开度，从而控制流入第一总路的凝结水的温度，进而将离开烟气加热器23的烟气的烟气温度控制在70℃以上。

以下分别以两种工况来说明本实用新型的管式GGH系统如何工作。

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，此时关闭或调小第三支路29上的阀门291，从烟气加热器23中流出的凝结水全部或大部分流入烟气冷却器21，在烟气冷却器21中对烟气进行降温，使得从烟气冷却器21中流出的烟气的烟气温度位于85℃-95℃之间。

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，此时打开阀门291或调节阀门291的开度，使得从烟气加热器23中流出的凝结水大部分通过第三支路29直接流回凝结水系统，小部分经由第二总路25流入烟气冷却器对烟气进行冷却，从而确保从烟气冷却器21流出的烟气的温度控制在85℃-95℃之间。

本系统中设置的凝结水增压泵22，可以减少对凝结水系统的影响。

在于本实用新型将机组现有的凝结水系统同管式GGH系统充分结合，可以解决管式GGH系统由于环境温度、负荷等变化带来的热量补偿问题。同时本系统仅采用凝结水即实现了加热和冷却双重作用，系统简单，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，所述凝结水系统包括多个低压加热器，其特征在于：

所述管式GGH系统包括烟气冷却器、烟气加热器、第一总路、第二总路、第三总路、第一支路、第二支路、第三支路、设于第一支路上的第一阀门、设于第二支路上的第二阀门以及设于第三支路上的第三阀门；其中

所述第一支路的入口与所述第二支路的入口分别连接到经过不同低压加热器加热的凝结水，所述第一支路的出口与所述第二支路的出口分别连接到所述第一总路的入口；

所述第一总路的出口连接到所述烟气加热器，所述烟气加热器与所述烟气冷却器通过所述第二总路流体连通；

所述第三总路的入口连接到所述烟气冷却器，所述第三总路的出口连接到所述凝结水系统；以及

所述第三支路的入口连接到所述第二总路，所述第三支路的出口连接到所述第三总路。

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第一总路上。

3.根据权利要求1所述的管式GGH系统，其特征在于，所述凝结水系统还包括凝结水泵，所述凝结水泵和所述多个低压加热器通过管路连接。

4.根据权利要求3所述的管式GGH系统，其特征在于，所述多个低压加热器为第一级低压加热器、第二级低压加热器、第三级低压加热器以及第四级低压加热器，所述第一支路的入口连接至所述第二级低压加热器和所述第三级低压加热器之间的管路上，所述第二支路的入口连接至所述第三级低压加热器和所述第四级低压加热器之间的管路上。

5.根据权利要求3所述的管式GGH系统，其特征在于，所述多个低压加热器为第一级低压加热器、第二级低压加热器、第三级低压加热器以及第四级低压加热器，所述第一支路的入口连接至所述第一级低压加热器和所述第二级低压加热器之间的管路上，所述第二支路的入口连接至所述第二级低压加热器 和所述第三级低压加热器之间的管路上。

6.根据权利要求3所述的管式GGH系统，其特征在于，所述多个低压加热器为第一级低压加热器、第二级低压加热器、第三级低压加热器以及第四级低压加热器，所述第一支路的入口连接至所述第一级低压加热器和所述第二级低压加热器之间的管路上，所述第二支路的入口连接至所述第三级低压加热器和所述第四级低压加热器之间的管路上。

7.根据权利要求4-6任一项所述的管式GGH系统，其特征在于，从所述凝结水泵流出的凝结水的水温位于30℃-40℃之间，从所述第一级低压加热器流出的凝结水的水温位于56℃-66℃之间，从所述第二级低压加热器流出的凝结水的水温位于80℃-90℃之间，从所述第三级低压加热器流出的凝结水的水温位于119℃-129℃之间，以及从所述第四级低压加热器流出的凝结水的水温位于152℃-162℃之间。

8.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、空预器、静电除尘器、以及吸收塔，其中，从所述空预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，从所述静电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囱排出。

9.根据权利要求8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，该引风机位于所述静电除尘器和所述吸收塔之间。

10.一种火力发电厂，包括凝结水系统、锅炉、空预器、除尘器、吸收塔，其特征在于，所述火力发电厂还包括如权利要求1～9任一项所述的管式GGH系统。