湿烟羽治理在火电厂中的应用及性能评价

2020-02-10赵蒙张燕飞史西银李学军马强河北衡丰发电有限责任公司

节能与环保 2020年3期

文_赵蒙张燕飞史西银李学军马强河北衡丰发电有限责任公司

1 工程应用概况

我厂烟羽治理采用“MGGH+浆液冷凝”技术路线，冷凝加热设计温度要求如下：在机组正常工况下，冷凝后烟气的排烟温度和含湿量应达到以下控制要求：非采暖季（4～10月）冷凝后烟气温度达到45℃以下，烟气含湿量9.5%以下；采暖季（11月～至次年3月）冷凝后烟温达到43℃以下，烟气含湿量8.5%以下；在机组正常运行工况下，烟气经加热后排放烟温必须持续稳定达到58℃以上。

我厂MGGH和浆液冷却器布置方式为：烟气冷却器布置于干式除尘器4个水平烟道前，每个烟道布置1台，1台机组布置4台；再热器布置于湿除后烟囱前烟道，每台机组布置1台。脱硫浆液冷却方案采用原有循环冷却塔冷却系统的循环水作为冷源冷却脱硫塔循环浆液，将二级脱硫吸收塔顶层喷淋层做为低温喷淋层，利用降温后的循环浆液对饱和烟气进行降温除湿。换热器循环水取厂区循环水母管，换热升温后送至循环冷却塔系统，完成冷却水循环。

2 与国内外同类研究、技术的综合比较

我公司采用MGGH系统，实现了集原烟气降温、净烟气升温、烟气余热替代蒸汽暖风、低温省煤器于一体的综合系统。各分系统均设有全流量旁路，可以灵活解列和投运，增强看系统的可实用性。冬季工况，烟气余热大部分热量用于加热送风，替代了暖风器原有用汽，多余热量可用于加热凝水；夏季工况，部分余热用于加热送风，保证空气预热器综合冷端温度，绝大多数余热可用于加热凝结水，排挤回热系统抽汽，增加发电量，提升系统经济性，此项工程设计属于国内首例。

3 烟气冷凝降温、升温主要技术参数

烟气冷却器布置于干式除尘器4个水平烟道前，每个烟道布置1台，一台机组布置4台；再热器布置于湿除后烟囱前烟道，每台机组布置1台。水侧由7、8号低加引出经烟气冷凝器、烟气加热器、暖风器后进入6号低加，除盐水温度由70℃升至90℃。烟气测排烟温度经烟气冷凝器由169℃降为95℃，进烟囱烟温经再热器升至58℃，暖风器烟温由由20℃提升至50℃。各加热系统均设有旁路系统，各换热单元均可单独隔离至系统外。本工程降温段管束最低壁温控制在高于水酸露点25℃以上，以“有限腐蚀”作为设计原则，低温省煤器换热管材质全部采用ND钢，烟气再热器换热管材质为采用2205可有效避免露点腐蚀，整个系统阻力小于900Pa，设计使用寿命10a。

我厂脱硫运行方式为双塔双循环，脱硫浆液冷却方案采用原有循环冷却塔冷却系统的循环水作为冷源冷却脱硫塔循环浆液，将二级脱硫吸收塔顶层喷淋层做为低温喷淋层，利用降温后的循环浆液对饱和烟气进行降温除湿。换热器循环水取厂区循环水母管，换热升温后送至循环冷却塔系统，完成冷却水循环。冷凝器布置在最高层浆液循环泵出口母管10m处，换热板材质为2205，阻力小于10Pa，浆液温度由50℃降至48℃。

4 实施应用分析

本工程MGGH中烟气冷凝器换热器管材采用防腐、防磨材料。换热器采用金属材质，换热器管材和翅片全部采用能够耐受低温酸露腐蚀的ND钢，换热管壁厚度为4mm，翅片厚度为2mm，高温段迎烟气设置三排假管防止管道磨损。烟气冷却器壳体采用考登钢材料，壁厚为6mm，并设置横向及纵向支承杆，内撑杆的防磨角钢采用16Mn。入口烟气量按1088640Nm3/h设计，换热面积余量不低于10%，电除尘器入口烟气冷却器阻力≤600pa。

烟气再热器管材采用金属材质烟气再热器的换热管及翅片，材质为2205不锈钢。换热管壁厚为4mm。烟气再热器壳体厚度为5mm。烟气再热器入口段和出口段烟道采用钢板防腐处理，烟道厚度为6mm。所有新增烟道进行防腐处理，在烟气再热器壳体下部加装排污水装置以便于排出污水，排水装置材料采用2205，烟气再热器阻力≤300Pa。

本工程烟冷器分为A、B侧，每侧烟道又分为两路分别为A1、A2、B1、B2，系统投运后烟冷器和再热器阻力随着负荷的增大而增大，再热器后的烟温能稳定达到58℃。根据环境温度的不同供暖季冷凝后的温度控制在45℃以内，非供暖季控制在48℃以内，根据实际工况冷凝泵投自动调整水温达到环保要求，冷凝后随着温度的增加，烟气含湿量6.9%（对应温度为41℃）逐渐增加至10.59%（对应温度为48℃）。

该技术在我厂自投运以来烟气冷凝器阻力、烟气再热器阻力、再热器烟温、烟气湿度等技术参数控制均能达到设计要求，且效果良好。

5 节能分析

本工程采用MGGH方案，采用凝结水作为系统换热媒介，既可以起到降低排烟温度的冷源作用，又可以用于系统换热的媒介。系统吸收尾部余热，用于加热送风，起到暖风器作用，可将空气预热器冷端综合温度提升至105℃，消除了硫酸氢氨在空气预热器冷端板结问题。空气预热器堵塞问题得以解决，大幅提升了机组运行经济性和安全性，同时提高了机组的带负荷能力。其次，在降低空气预热器阻力的同时，换热器可将引风机入口烟温降至95℃，大大降低了风机入口烟气容积，引风机电耗得到明显降低。再次，烟气冷却器布置在电除尘前端可以明显降低烟气中SO3的含量，降幅达60%左右。采用脱硫入口烟气降温+浆液冷却的方式，在冬季工况下可以将脱硫出口烟气温度降至41～43℃，可以增加节水量和降低污染物排放量。采用余热加热空气预热器入口送风温度，可以一定程度上提高入炉一次风温和二次风温，提高制粉系统干燥能力，增强炉内燃烧，提高锅炉效率。系统采用凝结水作为冷源，烟气余热用于加热净烟气和送风，替代了机组原有的辅汽用量，在满足暖风器及烟气再热器余热利用之余，其余热量用于加热凝结水，排挤回热系统抽汽量，增加系统发电量，降低了机组发电煤耗。系统采用了全流量旁路设计，各换热器均可以单独解列或投运，可以实现环保指标和节能运行间的灵活切换、调整。

冬季工况时若不投入烟气再热器，2#机组主蒸汽流量在1000t/h（大负荷工况）左右，MGGH烟冷器及暖风器的应用使得机组热耗74.345～85.385kJ/kWh，节约供电煤耗2.963～3.401g/kWh，加上因锅炉效率提高而节约的供电煤耗，总计使机组供电煤耗降低3.123～3.511g/kWh。综合本次改造厂用电率增加，辅机电耗增加供电煤耗约0.559g/kWh，再热器增加供电煤耗0.731g/kWh。因此在冬季工况，机组主蒸汽流量在1000t/h（大负荷工况）左右时，本次消除烟羽工程使机组供电煤耗减少约1.833～2.221g/kWh，平均值为2.027g/kWh。按平均负荷每天240MW，标煤单价600元/t，120d计算，可节约标准煤1436t，产生经济效益约86万元。

夏季工况，机组主蒸汽流量为1046 t/h时，消烟羽工程使得机组能耗升高约0.997g/kWh，按照夏季负荷300MW，供电小时数3500h，标煤单价600元/t计算，增加标煤约837t，产生经济损失约50万元。

综上所述采用本工程技术方案，一方面脱硫入口烟温降低，导致蒸发水耗降低；另一方面，脱硫出口烟温降低，回收烟气的中气态水。若按全年5100h计：其中满负荷按3000h折算，50%负荷按2100h折算，年节水量为102000t；全年节水效益约为32.6万元（单台机组）。综合全年的能耗水平来看，产生经济效益约为68.6万元。

6 社会效益和间接经济效益

本工程实施后，机组在正常工况下，冷凝后烟气的排烟温度和含湿量达到工程设计要求，在非采暖季（4～10月）冷凝后烟气温度达到45℃以下，烟气含湿量9.5%以下；采暖季（11月～至次年3月）冷凝后烟温达到43℃以下，烟气含湿量8.5%以下；烟气经加热后排放烟温必须持续稳定达到58℃；烟气冷却器后烟气温度降至95℃以下，一、二次风加热后温升不低于30℃（环境温度20℃时，暖风器后温度不低于50℃），经深度处理后三氧化硫排放浓度可低于5mg/Nm3，较未进行改造机组降幅达60%以上。

同时工程改造后，对大气排放的粉尘、SO2、SO3、Hg等污染物用的总排放量也有不同程度的减轻。排放温度的升高可以进一步降低周边污染物浓度，提高周边环境质量。