應(yīng)用蒸汽相變技術(shù)與氟塑料換熱器，設(shè)計(jì)了協(xié)同顆粒物脫除和水分回收的電站鍋爐煙氣余熱利用系統(tǒng)。系統(tǒng)在脫硫塔進(jìn)、出口設(shè)置兩級間接傳熱式煙氣冷卻器，氟塑料換熱器吸收的排煙余熱通過閉式循環(huán)水和板式換熱器傳遞給凝結(jié)水。一級煙氣冷卻器降低脫硫塔入口煙溫以減小脫硫水耗，二級煙氣冷卻器冷凝煙氣中的水蒸氣并脫除煙氣中的顆粒物。將系統(tǒng)應(yīng)用于某330MW燃煤機(jī)組，在額定負(fù)荷可降低發(fā)電煤耗率為3.09g/(kW·h)，回收冷凝水為6.4t/h，降低顆粒物濃度至8.08mg/m3；連續(xù)運(yùn)行9個(gè)月，可節(jié)約77%的脫硫系統(tǒng)用水。
0 引 言
自2015年12月國家發(fā)布《全面實(shí)施燃煤電廠超低排放和節(jié)能改造工作方案》(簡稱“方案”) 以來，許多煤電機(jī)組進(jìn)行了煙氣超低排放改造，以達(dá)到方案要求的在基準(zhǔn)含氧量6%條件下，PM、SO2和NOx排放濃度分別≤10，35，50mg/m3的指標(biāo)。
超低排放改造時(shí)，在脫硝方面主要采用低氮燃燒技術(shù)(LNB)和選擇性催化還原技術(shù)(SCR)相結(jié)合，并對SCR增加催化劑的方法。針對濕法脫硫系統(tǒng)，主要采用單塔雙循環(huán)技術(shù)、雙塔雙循環(huán)技術(shù)、雙托盤脫硫技術(shù)、雙吸收塔串聯(lián)技術(shù)、單塔多噴淋技術(shù)等。顆粒物脫除方面主要采用低低溫電除塵技術(shù)和濕式電除塵技術(shù)，并逐漸形成了以這兩種技術(shù)為核心的超低排放技術(shù)路線。據(jù)不完全統(tǒng)計(jì)，截至2015底，我國采用低低溫電除塵器技術(shù)已改造機(jī)組70臺，總裝機(jī)容量超40000MW；采用濕式電除塵器技術(shù)改造180臺，總裝機(jī)容量超90000MW。低低溫電除塵器技術(shù)可較好地脫除SO3等可凝結(jié)污染物，濕式電除塵器對聯(lián)合脫除氣體污染物和微量金屬元素有利，但造價(jià)相對較高。
采用低溫省煤器技術(shù)的鍋爐煙氣余熱利用系統(tǒng)在電廠已得到廣泛應(yīng)用。脫硝、脫硫、除塵和余熱利用系統(tǒng)在工作時(shí)會相互影響，每個(gè)系統(tǒng)在完成其主要任務(wù)時(shí)需為下游裝置創(chuàng)造有利條件。受低溫腐蝕限制，目前低溫省煤器多布置在脫硫塔前的引風(fēng)機(jī)與脫硫塔之間，或空氣預(yù)熱器與電除塵之間，可將脫硫塔入口煙溫降低到80～90℃。從水分回收的角度來看，脫硫塔入口煙溫降低減少了噴淋水的消耗量，未回收煙氣中的水分。從余熱利用角度分析，系統(tǒng)主要回收的是煙氣余熱中的顯熱，而煙氣中水蒸氣攜帶的大量汽化潛熱則隨著煙氣排入了大氣，既造成了水分的浪費(fèi)又造成了熱量的損失，同時(shí)易導(dǎo)致煙囪的腐蝕并形成“石膏雨”。
近年來快速發(fā)展的氟塑料換熱器技術(shù)，為煙氣余熱的深度回收和污染物的協(xié)同脫除創(chuàng)造了條件。本文采用氟塑料換熱器，充分利用其優(yōu)越的抗酸腐蝕性能，并結(jié)合蒸汽相變脫除顆粒物技術(shù)，針對某330MW供熱燃煤機(jī)組設(shè)計(jì)了協(xié)同顆粒物脫除和水分回收的電站鍋爐煙氣余熱利用系統(tǒng)。通過對實(shí)際應(yīng)用后的數(shù)據(jù)分析，證明采用傳統(tǒng)的冷凝法余熱利用及水分回收技術(shù)，可以實(shí)現(xiàn)煙氣顆粒物的協(xié)同脫除。
1 系統(tǒng)設(shè)計(jì)方案
協(xié)同顆粒物脫除和水分回收的電站鍋爐煙氣余熱利用系統(tǒng)設(shè)計(jì)方案如圖1所示。
圖1 協(xié)同顆粒物脫除和水分回收的電站鍋爐煙氣余熱利用系統(tǒng)
系統(tǒng)由布置在引風(fēng)機(jī)和脫硫塔之間的煙氣冷卻器(FGC1)和布置在脫硫塔出口與煙囪之間的煙氣冷卻器(FGC2)構(gòu)成。引風(fēng)機(jī)中煙氣依次流經(jīng)FGC1、脫硫塔、FGC2后從煙囪排入大氣。圖1中，H1～H3代表1～3號高壓加熱器，H5～H8代表5～8號低壓加熱器。全部凝結(jié)水進(jìn)入FGC2加熱后，一部分凝結(jié)水經(jīng)FGC1進(jìn)一步加熱后引入6號低壓加熱器入口，另一部分凝結(jié)水直接進(jìn)入8號低壓加熱器，經(jīng)8號、7號低壓加熱器加熱后，與從FGC1來的凝結(jié)水混合進(jìn)入6號低壓加熱器。
煙氣冷卻器采用間接傳熱方式。兩級煙氣冷卻器分別由布置在煙氣側(cè)的氟塑料換熱器(FGC1-H、FGC2-H)和凝結(jié)水側(cè)的金屬板式換熱器 (FGC1-C、FGC2-C)組成。氟塑料換熱器與板式換熱器之間通過閉式循環(huán)水管路連接，閉式循環(huán)水在泵的驅(qū)動(dòng)下在各換熱器之間循環(huán)流動(dòng)。閉式循環(huán)水流過氟塑料換熱器(FGC1-H、FGC2-H)時(shí)吸收煙氣熱量，并通過板式換熱器(FGC1-C、FGC2-C)將從煙氣吸收的熱量傳遞給凝結(jié)水。氟塑料換熱器FGC2-H下部設(shè)置了水分回收管路，將回收的水引入冷卻塔底部的儲水池或脫硫塔中循環(huán)利用。
1.1 煙氣余熱利用原理
凝結(jié)水流過FGC2時(shí)吸收了煙氣余熱，凝結(jié)水溫度升高。隨后，一部分凝結(jié)水進(jìn)入8號低壓加熱器，凝結(jié)水溫度升高且流量減小，使8號、7號低壓加熱器的汽輪機(jī)抽汽量減小。另一部分凝結(jié)水在FGC1進(jìn)一步吸熱后與7號低壓加熱器出口的凝結(jié)水混合進(jìn)入6號低壓加熱器，由于6號低壓加熱器進(jìn)口水溫升高，其抽汽量減小。凝結(jié)水吸收了煙氣余熱，減少了汽輪機(jī)的抽汽量，汽輪機(jī)的做功能力增加。
1.2 水分回收及節(jié)水原理
電站鍋爐的設(shè)計(jì)排煙溫度一般在120℃左右，但實(shí)際運(yùn)行時(shí)往往高于這個(gè)數(shù)值。在圖1所示的煙氣流程中，鍋爐的排煙經(jīng)脫硫塔噴淋脫硫、除霧脫水后溫度約為50℃，從脫硫塔排出。脫硫塔內(nèi)消耗的水量可根據(jù)脫硫塔內(nèi)煙氣的能量平衡計(jì)算，見式(1)：
由式(1)可知：煙氣流量越大、脫硫塔入口煙溫越高，消耗的水量越多。在本方案中，利用煙氣冷卻器FGC1將脫硫塔入口煙溫降低到90℃左右，可有效降低脫硫水的消耗，達(dá)到節(jié)水目的。
煙氣進(jìn)入脫硫塔后，石灰石漿液中的水吸收煙氣熱量蒸發(fā)成水蒸氣，脫硫塔內(nèi)部的煙氣處于飽和狀態(tài)。在脫硫塔出口布置氟塑料換熱器可將脫硫塔出口50℃左右的煙氣進(jìn)一步冷卻，煙氣中的水蒸氣將凝結(jié)成水。本系統(tǒng)在氟塑料換熱器FGC2-H下部設(shè)置了煙氣回收水管路，將回收的水送入冷卻塔底部的儲水池或脫硫塔中進(jìn)行循環(huán)利用，可進(jìn)一步減少電廠水耗。
1.3 冷凝脫除顆粒物原理
系統(tǒng)通過脫硫塔出口的氟塑料換熱器FGC2-H，利用蒸汽相變機(jī)理實(shí)現(xiàn)煙氣中顆粒物的脫除。燃煤鍋爐煙氣中含有12%～16%的水蒸氣，當(dāng)煙氣進(jìn)入脫硫塔后，與石灰石漿液接觸，煙氣被石灰石漿液中的水冷卻，同時(shí)大量的水蒸發(fā)成水蒸氣，使煙氣處于飽和狀態(tài)。脫硫塔在脫除SO2的同時(shí)，還脫除了一部分顆粒物。處于飽和狀態(tài)的煙氣離開脫硫塔時(shí)，夾帶了未脫除的顆粒物及細(xì)小的石灰石、石膏顆粒。煙氣流過FGC2-H氟塑料換熱器時(shí)冷凝，在該過程中，水蒸氣在細(xì)顆粒表面核化凝結(jié)，使顆粒粒度增大，質(zhì)量增加。當(dāng)煙氣流經(jīng)氟塑料管束時(shí)，顆粒與管束發(fā)生慣性撞擊，從煙氣中分離，并隨凝結(jié)的水一同沿氟塑料管流下。由于氟塑料管剛性較弱，在工作過程中受煙氣的沖刷產(chǎn)生微弱震動(dòng)，促進(jìn)了顆粒物的脫除。此外，部分SO2在冷凝過程中被凝結(jié)液吸收脫除。
2 系統(tǒng)的工程應(yīng)用及效果分析
采用協(xié)同顆粒物脫除和水分回收的鍋爐煙氣余熱利用系統(tǒng)對北方某330MW燃煤供熱機(jī)組進(jìn)行改造。該機(jī)組鍋爐為亞臨界、一次再熱、自然循環(huán)鍋爐，采用平衡通風(fēng)、四角切圓燃燒方式，設(shè)計(jì)燃料為煙煤，煤質(zhì)分析如表1所示。鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量為1102t/h，燃燒設(shè)計(jì)煤種時(shí)的煤耗量為158t/h。汽輪機(jī)為C330/262-16.7/0.3/538/538型，采用8段抽氣，熱力系統(tǒng)見圖1。該廠投產(chǎn)后，排煙溫度一直偏高，采暖期為130℃，非采暖期為150℃，嚴(yán)重影響了鍋爐效率，同時(shí)，脫硫塔的水耗也較高。
表1 煤質(zhì)分析
2.1 系統(tǒng)設(shè)計(jì)參數(shù)
系統(tǒng)設(shè)計(jì)參數(shù)如表2所示。煙氣流經(jīng)第一級煙氣冷卻器FGC1后，煙溫由150℃降至92℃。脫硫塔出口為50℃的飽和煙氣經(jīng)煙氣冷卻器FGC2后被冷卻至49.2℃。全部的凝結(jié)水以772t/h的流量流入FGC2板式換熱器后，溫度由40℃升至49.2℃，隨后凝結(jié)水分為兩路，凝結(jié)水以324t/h進(jìn)入FGC1的板式換熱器加熱至106℃進(jìn)入6號低壓加熱器，其余的直接進(jìn)入8號低壓加熱器。煙氣冷卻器FGC1和FGC2的閉式循環(huán)水流量分別為340，772t/h。系統(tǒng)設(shè)計(jì)的回收水量為5.7t/h。
表2 系統(tǒng)設(shè)計(jì)參數(shù)
為了便于煙氣冷卻器的安裝，氟塑料換熱器采用模塊化設(shè)計(jì)，其結(jié)構(gòu)參數(shù)見表3。
表3 氟塑料換熱器結(jié)構(gòu)參數(shù)
氟塑料換熱器FGC1-H包含8個(gè)換熱模塊，布置在脫硫塔進(jìn)口的兩個(gè)水平煙道內(nèi)，氟塑料管外徑為7mm，壁厚為0.6mm。氟塑料換熱器FGC2-H安裝在脫硫塔出口水平煙道內(nèi)，由7個(gè)模塊組成，氟塑料管外徑為5mm，壁厚為0.4mm。由于采用小管徑、薄壁厚的氟塑料管，導(dǎo)熱系數(shù)較小但并未影響傳熱效果。每個(gè)換熱模塊均配備了沖洗水系統(tǒng)以防止積灰(見圖2)。
圖2 脫硫塔出口氟塑料換熱器
2.2 應(yīng)用效果分析
系統(tǒng)投運(yùn)后，由電科院科研人員對機(jī)組進(jìn)行了性能試驗(yàn)，通過系統(tǒng)投運(yùn)前后9個(gè)月的監(jiān)測數(shù)據(jù)對比，考察了系統(tǒng)節(jié)水、節(jié)能以及顆粒物脫除的效果。
2.2.1 系統(tǒng)回收水量及節(jié)水量
在330MW額定工況時(shí)，F(xiàn)GC2回收水量為6.4t/h，比設(shè)計(jì)值(5.7t/h)高出0.7t/h?；厥账吭黾拥脑蚴橇鬟^FGC2的閉式循環(huán)水溫度低于設(shè)計(jì)值，對煙氣的冷卻效果較好。由此推斷在冬季凝結(jié)水溫度較低時(shí)，F(xiàn)GC2將回收更多的冷凝水。
依據(jù)脫硫塔水耗數(shù)據(jù)，系統(tǒng)投運(yùn)的前9個(gè)月，兩臺機(jī)組脫硫塔耗水累計(jì)為520879t；系統(tǒng)投運(yùn)后的9個(gè)月，2臺機(jī)組脫硫塔耗水量累計(jì)為346747t。兩臺機(jī)組同比節(jié)約脫硫水耗量174132t。
該廠有兩臺相同的機(jī)組，由于只對其中的2號機(jī)組進(jìn)行了改造，假設(shè)兩臺機(jī)組同期脫硫水耗相同，1號、2號機(jī)組脫硫塔在系統(tǒng)投運(yùn)前9個(gè)月水耗均為260439.5t，2號機(jī)組脫硫塔在系統(tǒng)投運(yùn)后9個(gè)月水耗比同期減少174132t，同時(shí)FGC2回收冷凝水量累計(jì)為26400t。據(jù)此計(jì)算，該脫硫系統(tǒng)節(jié)約用水約為77%，大大降低了脫硫系統(tǒng)的水耗。
2.2.2 系統(tǒng)節(jié)能效果
在330MW工況下分別在系統(tǒng)投入和停止的情況下，對機(jī)組進(jìn)行了性能試驗(yàn)，主要數(shù)據(jù)見表4。
表4 330MW負(fù)荷發(fā)電煤耗率對比
從表4可以看出：系統(tǒng)投入可降低機(jī)組熱耗率為83.287kJ/(kW·h)，降低發(fā)電煤耗率為3.09g/(kW·h)。為了防止氟塑料管子堵塞，在閉式循環(huán)水管路臨時(shí)增加了濾網(wǎng)，系統(tǒng)管路阻力增加，導(dǎo)致閉式循環(huán)水流量減少。在保證水質(zhì)的情況下，若拆除臨時(shí)濾網(wǎng)，可減少系統(tǒng)管路阻力，使循環(huán)水流量增大，系統(tǒng)回收的煙氣余熱同時(shí)會增加，機(jī)組熱耗率和發(fā)電煤耗率可進(jìn)一步降低。
2.2.3 顆粒物脫除能力
在系統(tǒng)投入的情況下，對脫硫塔出口的氟塑料換熱器FGC2-H的進(jìn)、出口顆粒物濃度進(jìn)行測量，結(jié)果見表5。FGC2-H入口固體顆粒物濃度為11.31mg/m3，出口為8.08mg/m3，達(dá)到了超低排放(10mg/m3)的標(biāo)準(zhǔn)。據(jù)表中的數(shù)據(jù)計(jì)算，氟塑料換熱器對固體顆粒物的脫除效率為28.6%。由此可見，系統(tǒng)在能回收煙氣余熱和水分的同時(shí)，實(shí)現(xiàn)了顆粒物的協(xié)同脫除。
表5 脫硫塔出口煙氣冷卻器前后煙塵含量
3 結(jié) 論
1) 利用具有良好抗酸腐蝕性能的氟塑料換熱器和蒸汽相變機(jī)理，設(shè)計(jì)了協(xié)同顆粒物脫除和水分回收的電站鍋爐煙氣余熱利用系統(tǒng)。該系統(tǒng)包括兩級間接傳熱式煙氣冷卻器，分別布置在脫硫塔進(jìn)口和出口，將煙氣冷卻器回收的熱量用于加熱凝結(jié)水。煙氣冷卻器由吸收煙氣熱量的氟塑料換熱器和向凝結(jié)水傳熱的板式換熱器構(gòu)成，氟塑料換熱器和板式換熱器通過閉式循環(huán)水管路連接，并將回收的煙氣熱量傳遞給凝結(jié)水。
2) 該系統(tǒng)成功地應(yīng)用于某330MW供熱燃煤機(jī)組，通過9個(gè)月的數(shù)據(jù)分析和機(jī)組性能對比，該系統(tǒng)累計(jì)回收煙氣冷凝水量26400t，節(jié)約脫硫系統(tǒng)用水77%。在330MW額定工況下，系統(tǒng)可回收煙氣中的水分為6.4t/h，降低發(fā)電煤耗為3.09g/(kW·h)，脫硫塔出口固體顆粒物濃度為8.08mg/m3，達(dá)到了超低排放(10mg/m3)的標(biāo)準(zhǔn)。
3) 氟塑料換熱器可有效防止低溫腐蝕，脫硫塔出口的氟塑料換熱器使煙氣中的水蒸氣凝結(jié)，并實(shí)現(xiàn)顆粒物的協(xié)同脫除。系統(tǒng)實(shí)際運(yùn)行情況表明，通過優(yōu)化系統(tǒng)參數(shù)，可進(jìn)一步提高系統(tǒng)的節(jié)能、節(jié)水和顆粒物脫除效果。
注：作者系李斌 王金平 安連鎖
原標(biāo)題：【技術(shù)匯】協(xié)同顆粒物脫除和水分回收的電站鍋爐煙氣余熱利用系統(tǒng)