1 000 MW 燃煤电厂超低排放改造MGGH 性能试验分析

2023-11-16苏朋元宇鹏李德波陈拓

能源与环境 2023年5期

苏朋元宇鹏李德波陈拓

（1 广东粤电大南海智慧能源有限公司广东揭阳 515223 2 南方电网电力科技股份有限公司广东广州 510080）

0 引言

石灰石—石膏湿法烟气脱硫技术因具有可靠性高、脱硫效率高等特点，目前已经成为火电厂常用的脱硫技术。在湿法脱硫工艺中，经吸收塔洗涤后的烟气温度较低（45～55 ℃），水分基本处于饱和状态，而未经湿法烟气脱硫装置处理的烟气温度一般在120 ℃以上。排烟温度的降低会造成烟气抬升高度下降，出现烟囱冒白烟的现象，不利于烟气扩散。比较普遍的解决办法是在脱硫装置后设置烟气换热器（Gas Gas Heater，GGH），将烟气加热到80 ℃以上排放，以防止烟囱腐蚀。但传统的回转式烟气换热器（GGH）由于本身结构的原因不可避免会产生烟气泄漏，导致SO2排放达不到环保要求值35 mg／m3。国内研究者开展了相关的研究，通过加装热媒水烟气再热换热器（MGGH）系统实现消白烟。蒋建伟等［1］进行了600 MW 机组MGGH 烟道振动原因分析及对策的研究，通过对MGGH 进行振动测量，发现当烟气流过换热面形成的卡门旋涡是烟道振动的关键原因。伍豪等［2］进行了600 MW 燃煤机组MGGH烟道系统优化设计的研究，采用ANSYS Fluent 对MGGH 系统进行了数值模拟，通过加装导流板保证MGGH 入口速度均匀性。朱雪平等［3］进行了MGGH 泄漏原因分析。彭钰君等［4］进行了600 MW 机组烟冷器堵灰原因分析。

2017 年某电厂3、4 号机组进行了超低排放改造，加装了烟气换热系统MGGH。本文针对改造后1 000 MW 机组开展了MGGH 有关性能参数的测量研究，为准确评估MGGH 系统性能提供基础数据。

1 设备概况

该电厂4 号机组1 000 MW 超临界燃煤发电机组，为满足环保超低排放要求，对脱硫系统GGH 改造如下，系统见图1所示。

图1 MGGH 系统流程示意图

4 号机组原回转式GGH 改造为无烟气泄漏的管式MGGH。MGGH 烟气换热器装置系统共设有两级MGGH 烟气换热器，空预器出口与电除尘入口之间设有第一级MGGH 烟气换热器，烟气冷却后进入除尘脱硫系统，脱硫后的净烟气进入第二级MGGH 烟气换热器升温后排入烟囱。烟气进入第一级MGGH 烟气换热器后温度降到85～90 ℃后进入除尘系统，热媒水吸热后温度升高到110 ℃进入第二级MGGH 烟气换热器；脱硫出口净烟气进入第二级MGGH 烟气换热器中与热媒水进行换热，净烟气吸热后温度升高到80 ℃（任何工况下均不能＜80 ℃）后进入烟囱排放，热媒水放热降温后通过热媒增压泵增压后再进入第一级MGGH 烟气换热器，热媒水形成闭式循环。在锅炉低负荷时，采用蒸汽对热媒水进行加热。图2 为MGGH 二级换热器设备图。

图2 二级换热器设备图

本工程改造后，在燃用锅炉设计及校核煤质范围内的燃煤时，性能保证如下：

（1）烟温。各种工况下，一级MGGH 烟气换热器出口烟温≤90 ℃，二级MGGH 烟气换热器出口烟气温度任何工况下≥80 ℃。

（2）烟气侧阻力。各种工况下，一、二级MGGH 烟气换热器烟气侧压降≤1 000 Pa。

2 试验目的

通过对50%、75%和100%负荷下一、二级MGGH 系统进出口静压和烟温进行测量，得到一、二级MGGH 系统烟气阻力及进出口烟气温度情况；对满负荷运行期间MGGH 系统电耗及稳压水箱水位进行统计，得到系统电耗和水耗情况。

通过对以上试验数据进行比对分析，验证MGGH 系统运行的各项性能指标，以确定其是否满足设计保证要求。

3 试验内容及测试方法

3.1 试验内容及过程

现场试验测试内容包括：一、二级MGGH 系统进、出口烟温和静压。测试工况见表1。

表1 试验工况

3.2 测点布置

依据试验项目，本次测试分2 部分进行，首先对涉及的表盘参数进行标定，再进行正式的性能试验。根据现场实际情况，MGGH 性能试验的主要测点位置见图3。

图3 MGGH 性能试验测点示意图

3.3 试验方法

（1）一级MGGH 换热器进、出口烟气静压、温度：在一级MGGH 换热器的进口和出口采用网格法逐点测量静压、温度。测量仪器为靠背管、微压计、E 型热电偶。

（2）二级MGGH 换热器进、出口烟气静压、温度：在二级MGGH 换热器的进口和出口采用网格法逐点测量静压、温度。测量仪器为靠背管、微压计、E 型热电偶。根据测试结果得到MGGH 系统的烟气阻力、进出口烟气温度。

（3）水耗和电耗。统计稳压水箱液位变化，计算获得MGGH 系统的水耗。记录统计热媒水泵的电流功率，计算获得MGGH 系统的电耗。

3.4 试验采用的仪器

本试验所需的主要仪器设备如表2 所示。

表2 仪器清单列表

4 试验结果及分析

4.1 烟气温度

2018 年3 月20 日9∶00—11∶00，机组负荷稳定在750 MW，对MGGH 系统各烟气温度进行了全面测量，并与运行数据比较。测量结果见表3 所列。

表3 MGGH 烟气系统温度测量数据单位：℃

从温度测试数据来看，一级换热器出口2、4、5 烟道出口测点表盘值偏低，差值分别为3.8、2.2、2.6 ℃，其余实测值与运行画面显示值基本吻合，可以认为运行画面显示值基本反映了实际情况。

4.1.1 一级MGGH 换热器烟温

对1 000 MW 工况稳定运行期间的历史数据进行统计，得到高负荷下MGGH 各烟气温度数据，如表4 所列，MGGH 的蒸汽加热均未投入。可见二级MGGH 入口烟温与设计值有所偏差，需要进行修正。另外，为了保证电除尘输灰顺畅，一级MGGH 出口烟温控制＞90 ℃，试验期间一级MGGH 旁路门有8.9%的开度，进入一级MGGH 换热器的热媒水流量减少，也需要进行修正。

表4 1 000 MW 负荷下MGGH 各烟气温度单位：℃

图4 为综合考虑了运行数据偏差和旁路门开度的修正曲线。可知，当二级MGGH 进口烟温为48.5 ℃，一级MGGH 旁路调门开度8.9%时，一级MGGH 出口烟温约为92.7 ℃（根据性能曲线修正后），此时一级MGGH 的降温幅度为37.6 ℃，而实际运行过程中，一级MGGH 的进口烟温为130.3 ℃时，一级MGGH 的出口烟温为92.5 ℃，实际降温幅度为37.8 ℃，略高于设计值。

图4 MGGH 烟温修正曲线

因此根据上述分析，实际运行过程一级MGGH 换热器的实际降温幅度高于设计值，若修正至设计状态，一级MGGH 换热器出口烟温＜90 ℃，约为89.8 ℃，满足设计保证≤90 ℃的要求。修正至设计状态后，一级MGGH 换热器的换热能力合格。

4.1.2 二级MGGH 换热器烟温

从表4 可知，满负荷运行工况时，二级MGGH 换热器入口48.5 ℃，出口为81.5 ℃。由前述分析可知，由于一级MGGH 旁路调门打开，水侧在一级MGGH 换热器的吸热量下降，使得二级MGGH 换热器的供热量下降。在这一运行条件下，二级MGGH 换热器出口烟温仍能达到81.5 ℃，高于设计保证值80 ℃。

对试验负荷稳定运行期间的历史数据进行统计得到中低负荷MGGH 各烟气温度，见表5。

表5 中低负荷下MGGH 各烟气温度单位：℃

可见在500 MW 负荷时加热蒸汽未投运的情况下，二级MGGH 换热器出口烟温达87.1 ℃，＞80 ℃。从表5 中还可得到二级MGGH 换热器出口烟温在750 MW 负荷工况不投辅助加热时均不低于80 ℃。综合实际运行效果，可得在500～1 000 MW负荷下，二级MGGH 换热器出口烟温在不投辅助加热时全部不低于80 ℃，满足并超过了设计要求。从电厂4 号MGGH 投运后近3 个月的实际运行效果来看，MGGH 系统的烟气加热效果已达到了设计要求，其性能是优良的。

4.2 MGGH 压力损失

4.2.1 1 000 MW 负荷阻力试验

2018 年3 月22 日下午，机组负荷稳定1 000 MW，对整个MGGH 系统阻力进行了测量，测试结果见表6 所列。

表6 MGGH 系统烟气阻力测量数据单位：Pa

由于1 号和6 号烟道出口测孔在电除尘入口，与换热器本体之间的烟道有2 个90°弯角，设计阻力为50 Pa，减去这一部分阻力后，1 号和6 号烟道的阻力为875/825 Pa。因此，6 条烟道的平均阻力为754 Pa。MGGH 二级换热器1/2 的平均压差分别为492/485 Pa，平均为489 Pa。

试验时实测烟气量为3 094 427 Nm3/h（数据引自引风机性能试验），高于设计值2 807 082 Nm3/h，烟气量变化对阻力有较大的影响，因此需要进行修正。MGGH 系统阻力修正曲线见图5。由图5 曲线可知，实测烟气量与设计烟气量比值为3094427/2807082≈1.102，对应阻力比值约为1.20。修正后，一级换热器阻力为：754/1.2≈628 Pa；二级换热器阻力为489/1.2≈407 Pa。