超低排放项目管式GGH烟气冷却器布置位置分析

2016-12-19徐承亮葛春亮邓芙蓉郑俊杰

资源节约与环保 2016年11期

关键词：电除尘吸收塔冷却器

张威徐承亮葛春亮邓芙蓉孙科郑俊杰

（浙江天地环保科技有限公司浙江杭州310003）

超低排放项目管式GGH烟气冷却器布置位置分析

张威徐承亮葛春亮邓芙蓉孙科郑俊杰

（浙江天地环保科技有限公司浙江杭州310003）

我国燃煤电厂已迈入超低排放时代，超低排放改造中，管式换热器烟气冷却器的加装位置有干式电除尘入口和吸收塔入口两种选择。前者具有提高电除尘效率、协同脱除SO3等优势；后者具有投资费用少、运行费用低、积灰和磨损风险小、充分利用烟气余热等优势。本文通过分析已投运超低排放机组烟气冷却器实际运行情况，认为烟气冷却器的两种布置方案均可行，应结合具体工程的除尘效率需求、烟气冷却器可布置空间、脱除SO3需求等具体情况，综合分析两种方案的技术可行性与经济性。针对嘉兴电厂#1、#2机组（2×330MW）超低排放改造工程的具体情况，对烟气冷却器布置方案进行技术经济分析，得出方案二除尘效率低于方案一，但仍能满足超低排放要求；方案二投资费用和年运行费用分别比方案一低1817.99万元和470.16万元。

超低排放；烟气冷却器；低温省煤器；低低温电除尘

2014年，国家发展改革委、环境保护部和国家能源局联合发布《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》，推动燃煤机组烟气超低排放技术改造。京津冀、长三角等国家大气污染防治重点控制区域省份及浙江能源集团等发电集团已逐步实施燃煤机组烟气超低排放行动计划，改造后大气污染物排放指标达到GB13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》天然气燃气轮机组排放限值，即烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于5mg/Nm3（标态，干基，6%O2，下同）、35mg/Nm3和50mg/Nm3。

未经超低排放改造的燃煤机组，脱硫吸收塔前设置回转式烟气-烟气换热器（GGH）。由于回转式GGH的径向和轴向密封存在着动静间隙，原烟气侧总是向净烟气侧泄漏[1]，为保证脱硫效率，目前超低排放改造普遍采用管式GGH来替代回转式GGH的技术路线[2]。

1 烟气冷却器布置位置选择

烟气冷却器回收的热量有两种利用途径，一是加热烟气排放温度；二是加热汽轮机凝结水，此时烟气冷却器也称为低温省煤器[3]。根据目前电厂加装烟气冷却器的情况，设备一般布置在两个位置：干式电除尘入口、脱硫吸收塔入口。

1.1 布置在干式电除尘入口的技术特点

烟气冷却器布置在干式电除尘入口烟道，即低低温电除尘技术。国外如欧美日等国均有低低温电除尘技术的应用先例，日本在90年代就开始推广低低温电除尘技术。国内电除尘厂家从2010年开始逐步加大探索和尝试，目前在国内也有一定的投运业绩。浙能集团第一批实施超低排放改造的项目，基本应用了低低温电除尘技术，该技术具有以下技术特点。

1.1.1 提高除尘效率

烟气冷却器将进入电除尘器的烟气降低到酸露点以下[4]，由于烟气温度的降低，烟气量和烟气流速减小，有利于粉尘的捕集；同时，结露的硫酸雾被烟尘吸附、中和，烟尘比电阻降低[5]，避免反电晕发生，提高除尘效率。

1.1.2 协同去除SO3

烟气温度的降低，烟气中的SO3结露成硫酸微液滴并随烟尘在电除尘器中一起被去除[6]，从而降低下游烟气露点，减轻后续设备的低温腐蚀。

1.1.3 设备磨损问题

电除尘器前烟尘含量较高，烟气冷却器支撑杆、膨胀节及换热管磨损较严重，可通过设置防磨角钢和防磨假管解决。

1.1.4 需对电除尘器本体改造

由于烟气温度降低后灰的流动性变差，需对顶部绝缘子设置热风吹扫装置，避免产生结露爬电；原灰斗电加热改为蒸汽加热，避免发生腐蚀现象。电除尘器本体改造增加了投资费用与运行费用。

1.1.5 布置数量多

空预器至电除尘器烟道连接通常设置4通道，相应的烟气冷却器也需设置4台，投资费用增加。

1.1.6 易引起气流分布不均

空预器出口至电除尘器入口的空间较小，烟气冷却器布置及钢结构支撑难度较大，可能出现电除尘器入口气流分布不均现象，影响除尘效率。可通过流场模拟、合理设置导流板等方法解决。

1.2 布置在吸收塔入口的技术特点

烟气冷却器布置在引风机出口至脱硫吸收塔入口烟道，该布置具有以下技术特点。

1.2.1 降低积灰和磨损风险

由于布置于电除尘器后，烟气冷却器入口的烟尘含量低，对换热管的磨损较小；通过合理布置吹灰器，基本没有积灰问题。

1.2.2 充分利用烟气余热

烟气经过引风机后有明显的温升，烟气冷却器布置于吸收塔入口处，可以充分利用这部分烟气余热[7]。

1.2.3 布置数量少

烟气冷却器布置于吸收塔入口，仅需设置1台，可降低投资费用。

1.2.4 除尘效率不影响

与低温电除尘技术相比，烟气冷却器布置在吸收塔入口处对电除尘器的除尘效率无提高作用。

2 已投运机组运行情况简介

2.1 布置在吸收塔入口的烟气冷却器运行情况

六横电厂#1、#2机组（2×1000MW）和凤台电厂#3、#4机组（2×660MW）自2014年投运至今，低温省煤器均布置在吸收塔入口，回收热量用于加热汽轮机凝结水。

六横电厂#1、#2机组低温省煤器水平布置，采用蒸汽吹灰，换热管和鳍片的材质为ND钢。运行情况良好，至今未出现腐蚀、明显积灰等问题。凤台电厂#3、#4机组低温省煤器竖直布置，采用蒸气吹灰，材质采用ND钢。运行情况良好，未出现腐蚀问题，仅在锅炉低负荷状态下，出口由于流速较低而有少量积灰，不影响系统正常运行。如图1和图2所示。

图1 低温省煤器少量积灰图一

图2 低温省煤器少量积灰图二

2.2 布置在干式电除尘入口的烟气冷却器运行情况

嘉华电厂#7、#8机组（2×1000MW）、#3~#6机组（2×660MW）、乐清电厂#1、#2机组（2×660MW）均已完成烟气超低排放改造，烟气冷却器加装在干式电除尘入口，采用低低温电除尘技术。

2.2.1 低低温电除尘运行情况

部分机组低低温电除尘改造前后性能测试结果。如表1所示。

表1 低低温电除尘改造前后除尘效率

从测试数据可以看出：嘉华电厂#7机组在经过低低温电除尘改造之后，除尘效率从99.78%提升至99.94%，基本达到了设计保证的效率；嘉华电厂#4机组改造前已达到99.91%的除尘效率，未进行低低温电除尘的性能测试；乐清电厂#1机组在经过低低温电除尘改造之后，除尘效率从99.855%提升至99.92%。

2.2.2 烟气冷却器运行情况

嘉华电厂#3~#8机组烟气冷却器采用蒸气吹灰，运行差压均在性能保证范围内，无明显堵灰、磨损情况出现。

乐清电厂#1机组冷却器底部模块及空预器出口烟道无明显积灰；冷却器出口烟道向上弯头处有少量积灰，不影响系统正常运行。

3 嘉兴电厂#1、#2机组超低排放改造烟气冷却器布置方案比选

3.1 项目概况

嘉兴电厂#1、#2机组装机容量2×330MW，设计煤种含硫量、含灰量分别为0.7%、18%，空预器出口烟气温度128℃，烟尘浓度23.33g/Nm3。每台机组设置两台双室四电场干式电除尘，已高频电源改造，设计除尘效率≥99.875%。一炉一塔布置，引风机出口烟气温度132℃，吸收塔入口设置回转式GGH。

3.2 除尘改造方案

根据烟气冷却器加装位置的不同，嘉兴电厂#1、#2机组烟气超低排放改造可采用的除尘技术方案有：

方案一：拆除回转式GGH，烟气冷却器布置在干式电除尘前，对干式电除尘进行低低温改造，并在吸收塔出口安装湿式电除尘、烟道除雾器和烟气加热器。工艺流程如图3所示。

方案二：拆除回转式GGH，烟气冷却器布置在吸收塔入口，并在吸收塔出口安装湿式电除尘、烟道除雾器和烟气加热器。工艺流程如图4所示。