超净排放中烟冷器出口烟温控制优化措施

陈 涛，刘礼祯

(上海外高桥第二发电有限责任公司，上海 200137)

超净排放中烟冷器出口烟温控制优化措施

陈 涛，刘礼祯

(上海外高桥第二发电有限责任公司，上海 200137)

分析了超净排放设施投用后烟冷器和烟热器运行情况，同时结合空预器后烟气酸露点试验数据，分析了烟热器后降烟温运行的可能性。通过实际降烟温运行，验证了新运行方式下的设备安全性和机组经济性，最终实现满足超净排放要求的同时实现机组低能耗超净运行。

超净；烟热器；烟冷器；酸露点

为满足电厂环保排放要求，上海外高桥第二发电有限公司6号机组于2015年11月25日完成超净排放改造并投入运行。为了消除烟囱排放中的白色水汽，尾部烟道增加了烟冷器和烟热器，运行中控制烟冷器后的烟气温度既关系到烟冷器和相关设备的安全运行又事关锅炉的经济运行。

1 烟冷器和烟热器情况分析

1.1 烟冷器和烟热器的布置和作用

上海外高桥第二发电有限公司超净排放尾部烟道受热面布置如图1所示。无泄漏式GGH由烟冷器和烟热器两部分组成，其中烟冷器用来冷却GAH(空预器)后的烟气，烟热器用来加热脱硫吸收塔后的烟气，使烟气温度提升到80℃以上来消除烟囱出口的白色水雾。GGH中的工质为除盐水，当烟冷器从烟气中取得的热量不足以将吸收塔后的烟气加热到80℃以上时需要投用烟热器蒸汽加热。

图1 超净排放尾部烟道受热面布置图

1.2 烟冷器材质设计

根据上海外高桥第二发电有限公司烟冷器的设计，所有与烟气接触的设备及部件均充分考虑防磨、防腐措施，烟气流经的前半段50%面积为碳钢材料，后半段50%面积为ND钢材质。

2 空气预热器后烟气酸露点试验数据和分析

进行空预器出口烟气酸露点试验目的是统计归纳出在常用燃煤范围内，锅炉烟气酸露点与燃煤主要影响成分之间的变化量及其关联性，用以随时掌握锅炉尾部排烟在后续设备和烟道中可能产生结露凝酸的趋向。同时，亦可作为对烟气余热回收利用改造工作的指导依据，做到既达到烟气余热回收效益最大化，又不至于对设备造成低温腐蚀而影响安全生产。

2.1 空预热器后烟气酸露点试验数据

根据不同的入炉煤掺烧情况，分别做了煤工业分析和元素分析，入炉加权硫份含量从0.33%～0.72%之间。

通过测量掺烧不同煤种不同负荷情况下的酸露点温度，取得了大量数据。图2所示为某天实测酸露点温度分布。

图2 酸露点温度分布图

通过全部的统计曲线可知，在数据采样期间，烟气开始结露的温度范围50～70℃，大量结露的温度则是在30～40℃范围。

2.2 空预热器后烟气酸露点理论计算

分别采用比较常用的前苏联1973年锅炉热力计算标准方法中的烟气酸露点公式为

(1)

以及Haase·R & Borgmann·H·W 的经验公式为

tDP=255+27.6 lgPSO3+18.7lgPH2O

(2)

对相同数据进行计算，计算结果烟气酸露点在80～105℃范围。

2.3 试验数据分析

通过计算数据比较，在全部采样测量时段内，式(1)的烟气酸露点计算温度基本在100℃附近，式(2)则要偏低10℃左右。对照所用燃煤的成分数据，该温度数据基本是在目前行业的认可范围之内。

而由采样点所测得的烟气结露温度在50～70℃之间，远低于理论计算温度，更接近烟气中的水露点理论计算温度。对于如此的差别，唯一合理的解释就是锅炉烟气在流经空气预热器的换热降温过程中，在低温的换热元件表面或附近产生了烟气结露，并吸收了烟气中的SO3成为酸露，从而降低了烟气中SO3的浓度，使得其后的露点测量温度偏低。

根据现有运行和测量数据来看，尽管空气预热器的出口烟温在高负荷时还高于通常认为的酸露点温度，但实际上空气预热器冷端及之后烟气已处于低SO3露点状态，进而推测烟气已在空气预热器中产生结露凝酸，减少了烟气中的SO3浓度，从而降低了后续烟气的露点温度。由此表明锅炉空气预热器后的静电除尘系统已处于类似低低温运行状态。

3 烟冷器后烟温控制优化

3.1 烟冷器原设计和运行规范

按照设计要求烟冷器后半段50%面积为ND钢材，并控制烟冷器出口烟温不低于90℃，防止烟冷器在烟气低温段产生酸腐蚀。在机组满负荷900 MW工况下，空预器出口烟温120℃时，烟冷器段烟气温降为30℃；吸收无泄漏式GGH能维持热量平衡。因此，为满足烟冷器出口烟温不低于90℃，在非满负荷工况下，空预器后排烟温度低于120℃时需要投用烟热器加热蒸汽，排烟温度越低则耗用蒸汽量越大。

3.2 烟冷器运行优化

3.2.1 降低烟冷器后烟温运行安全性分析

从酸露点试验数据可知空预器后烟气开始结露的温度范围在50～70℃之间，大量结露的温度则是在30～40℃范围。实际运行中，空预器出口烟温控制不低于90℃长期运行已近两年，预器冷端换热元件、电除尘元件、烟道未现明显酸腐蚀验证了酸露点试验数据的正确性，因此从理论上分析控制烟冷器出口烟温不低于70℃是可以安全运行的。

3.2.2 降低烟冷器后运行实际情况和分析

由于脱硫吸收塔出口烟温相对较为稳定，其温度随吸收塔入口烟气含水率变化而上下波动，其波动范围在47～53℃之间，而吸收塔入口烟气含水率取决于入炉煤的含水率，入口烟气含水率越高则吸收塔出口烟气温度越高，反之亦然。烟热器出口烟温目前根据设计要求控制在80℃，烟气经过烟热器后有约30℃的温升，所以当烟冷器后烟温控制为不低于80℃后，当空预器出口烟温大于110℃时就无需使用烟热器加热蒸汽。

从2016年4月开始，6号机组烟冷器后烟温控制从不低于90℃降低至不低于80℃运行。2016年6月和9月分别利用机组调停机会对烟冷器受热面进行了检查，其情况如图3、图4所示。将近半年的降温运行，烟冷器进出口管子表面有

轻微腐蚀，呈麻点状、浅表腐蚀且密度均匀；鳍片则没有腐蚀现象光亮如新。通过现场观察和事后分析，判断管子表面状况为酸腐蚀和灰磨损共同作用的结果，而且9月的管子腐蚀情况和6月的管子腐蚀情况比较没有明显发展，对烟冷器来说可以做到长期安全运行。

图3 6月烟冷器

3.2.3 降低烟冷器后烟温运行经济性分析

从热平衡角度分析烟冷器有30℃温降就无需投用烟热器的蒸汽加热系统，降低烟冷器出口烟温控制，就可以减少烟热器蒸汽使用量。为此请西安热工院在对比降烟温前后蒸汽使用量的基

图4 9月烟冷器

础上，建立了降烟热器后烟温对煤耗影响的数学计算模型，计算结果如表1所示。根据计算结果可知，降低10℃烟温节能效果明显，平均超过1 g/kWh。

表1 烟热器后烟温降10℃对机组煤耗影响

4 结语

为满足电厂环保排放要求，超净排放设备的投用已十分普遍，超净设备的运行会增加电厂能耗。降低烟冷器后的烟温能有效降低超净运行能耗，公司将烟冷器后烟温控制从不低于90℃降低至不低于80℃是优化运行的第一步，通过实际运行证明了能保证设备安全，同时又有良好的经济性。烟冷器后烟温仍有降低的空间和手段，将在总结经验基础上进一步优化运行，争取做到零能耗超净运行。

(本文编辑：严 加)

Smoke Temperature Control Optimization for Smoke Cooler Outlet in Ultraclean Discharge

CHEN Tao, LIU Lizhen

(Shanghai Waigaoqiao Second Power Generation Co., Ltd., Shanghai 200137, China)

This paper analyzes the operation state of smoke cooler and heater with the ultraclean discharge facilities put in service, and combining with the flue gas acid dew point test data for the air preheater, it also analyzes the possibility of reducing smoke temperature of smoke heater. The actual smoke temperature reducing operation has validated the equipment security and efficiency under the new operation mode for the purpose of realizing ultraclean discharge and achieving the unit low-power ultraclean operation.

ultraclean; smoke heater; smoke cooler; acid dew point

10.11973/dlyny201702018

陈 涛(1973—)，男，硕士，工程师，主要从事火力发电厂生产技术管理。

TM621；X773

文章编号：2095-1256(2017)02-0176-03

2017-03-25