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【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)

分類:環(huán)聯(lián)生態(tài) > 技術(shù)創(chuàng)新    發(fā)布時(shí)間:2018年12月14日 9:26    作者:    文章來(lái)源:環(huán)保在線

  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(jí)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(jí)煙氣冷卻器降低脫硫塔入口煙溫以減小脫硫水耗,二級(jí)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(guó)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(jiǎn)稱“方案”) 以來(lái),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(duì)SCR增加催化劑的方法。針對(duì)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(guó)采用低低溫電除塵器技術(shù)已改造機(jī)組70臺(tái),總裝機(jī)容量超40000MW;采用濕式電除塵器技術(shù)改造180臺(tái),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(duì)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(duì)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(huì)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(lái)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(lái)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(duì)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(duì)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(hào)高壓加熱器,H5~H8代表5~8號(hào)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(hào)低壓加熱器入口,另一部分凝結(jié)水直接進(jìn)入8號(hào)低壓加熱器,經(jīng)8號(hào)、7號(hào)低壓加熱器加熱后,與從FGC1來(lái)的凝結(jié)水混合進(jìn)入6號(hào)低壓加熱器。
 
  煙氣冷卻器采用間接傳熱方式。兩級(jí)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(chǔ)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(hào)低壓加熱器,凝結(jié)水溫度升高且流量減小,使8號(hào)、7號(hào)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(hào)低壓加熱器出口的凝結(jié)水混合進(jìn)入6號(hào)低壓加熱器,由于6號(hào)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(chǔ)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(duì)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(jí)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(hào)低壓加熱器,其余的直接進(jìn)入8號(hào)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(duì)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(cè)數(shù)據(jù)對(duì)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(duì)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(tái)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(tái)機(jī)組脫硫塔耗水量累計(jì)為346747t。兩臺(tái)機(jī)組同比節(jié)約脫硫水耗量174132t。
 
  該廠有兩臺(tái)相同的機(jī)組,由于只對(duì)其中的2號(hào)機(jī)組進(jìn)行了改造,假設(shè)兩臺(tái)機(jī)組同期脫硫水耗相同,1號(hào)、2號(hào)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(hào)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(duì)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(duì)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(huì)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(duì)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(cè)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(duì)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(jí)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(duì)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)

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