應用蒸汽相變技術與氟塑料換熱器，設計了協(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、出口設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)應用于某330MW燃煤機組，在額定負荷可降低發(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)運行9個月，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，許多煤電機組進行了煙氣超低排放改造，以達到方案要求的在基準含氧量6%條件下，PM、SO2和NOx排放濃度分別≤10，35，50mg/m3的指標。
超低排放改造時，在脫硝方面主要采用低氮燃燒技術(LNB)和選擇性催化還原技術(SCR)相結合，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、雙塔雙循環(huán)技術、雙托盤脫硫技術、雙吸收塔串聯(lián)技術、單塔多噴淋技術等。顆粒物脫除方面主要采用低低溫電除塵技術和濕式電除塵技術，并逐漸形成了以這兩種技術為核心的超低排放技術路線。據不完全統(tǒng)計，截至2015底，我國采用低低溫電除塵器技術已改造機組70臺，總裝機容量超40000MW；采用濕式電除塵器技術改造180臺，總裝機容量超90000MW。低低溫電除塵器技術可較好地脫除SO3等可凝結污染物，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，但造價相對較高。
采用低溫省煤器技術的鍋爐煙氣余熱利用系統(tǒng)在電廠已得到廣泛應用。脫硝、脫硫、除塵和余熱利用系統(tǒng)在工作時會相互影響，每個系統(tǒng)在完成其主要任務時需為下游裝置創(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機與脫硫塔之間，或空氣預熱器與電除塵之間，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又造成了熱量的損失，同時易導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，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，并結合蒸汽相變脫除顆粒物技術，針對某330MW供熱燃煤機組設計了協(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)。通過對實際應用后的數(shù)據分析，證明采用傳統(tǒng)的冷凝法余熱利用及水分回收技術，可以實現(xiàn)煙氣顆粒物的協(xié)同脫除。
1 系統(tǒng)設計方案
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)設計方案如圖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)由布置在引風機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)構成。引風機中煙氣依次流經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。全部凝結水進入FGC2加熱后，一部分凝結水經FGC1進一步加熱后引入6號低壓加熱器入口，另一部分凝結水直接進入8號低壓加熱器，經8號、7號低壓加熱器加熱后，與從FGC1來的凝結水混合進入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的氟塑料換熱器(FGC1-H、FGC2-H)和凝結水側的金屬板式換熱器 (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)水在泵的驅動下在各換熱器之間循環(huán)流動。閉式循環(huán)水流過氟塑料換熱器(FGC1-H、FGC2-H)時吸收煙氣熱量，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水。氟塑料換熱器FGC2-H下部設置了水分回收管路，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
凝結水流過FGC2時吸收了煙氣余熱，凝結水溫度升高。隨后，一部分凝結水進入8號低壓加熱器，凝結水溫度升高且流量減小，使8號、7號低壓加熱器的汽輪機抽汽量減小。另一部分凝結水在FGC1進一步吸熱后與7號低壓加熱器出口的凝結水混合進入6號低壓加熱器，由于6號低壓加熱器進口水溫升高，其抽汽量減小。凝結水吸收了煙氣余熱，減少了汽輪機的抽汽量，汽輪機的做功能力增加。
1.2 水分回收及節(jié)水原理
電站鍋爐的設計排煙溫度一般在120℃左右，但實際運行時往往高于這個數(shù)值。在圖1所示的煙氣流程中，鍋爐的排煙經脫硫塔噴淋脫硫、除霧脫水后溫度約為50℃，從脫硫塔排出。脫硫塔內消耗的水量可根據脫硫塔內煙氣的能量平衡計算，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，達到節(jié)水目的。
煙氣進入脫硫塔后，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℃左右的煙氣進一步冷卻，煙氣中的水蒸氣將凝結成水。本系統(tǒng)在氟塑料換熱器FGC2-H下部設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行循環(huán)利用，可進一步減少電廠水耗。
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，利用蒸汽相變機理實現(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，當煙氣進入脫硫塔后，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，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，夾帶了未脫除的顆粒物及細小的石灰石、石膏顆粒。煙氣流過FGC2-H氟塑料換熱器時冷凝，在該過程中，水蒸氣在細顆粒表面核化凝結，使顆粒粒度增大，質量增加。當煙氣流經氟塑料管束時，顆粒與管束發(fā)生慣性撞擊，從煙氣中分離，并隨凝結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生微弱震動，促進了顆粒物的脫除。此外，部分SO2在冷凝過程中被凝結液吸收脫除。
2 系統(tǒng)的工程應用及效果分析
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燃煤供熱機組進行改造。該機組鍋爐為亞臨界、一次再熱、自然循環(huán)鍋爐，采用平衡通風、四角切圓燃燒方式，設計燃料為煙煤，煤質分析如表1所示。鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量為1102t/h，燃燒設計煤種時的煤耗量為158t/h。汽輪機為C330/262-16.7/0.3/538/538型，采用8段抽氣，熱力系統(tǒng)見圖1。該廠投產后，排煙溫度一直偏高，采暖期為130℃，非采暖期為150℃，嚴重影響了鍋爐效率，同時，脫硫塔的水耗也較高。
表1 煤質分析
2.1 系統(tǒng)設計參數(shù)
系統(tǒng)設計參數(shù)如表2所示。煙氣流經第一級煙氣冷卻器FGC1后，煙溫由150℃降至92℃。脫硫塔出口為50℃的飽和煙氣經煙氣冷卻器FGC2后被冷卻至49.2℃。全部的凝結水以772t/h的流量流入FGC2板式換熱器后，溫度由40℃升至49.2℃，隨后凝結水分為兩路，凝結水以324t/h進入FGC1的板式換熱器加熱至106℃進入6號低壓加熱器，其余的直接進入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)設計的回收水量為5.7t/h。
表2 系統(tǒng)設計參數(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計，其結構參數(shù)見表3。
表3 氟塑料換熱器結構參數(shù)
氟塑料換熱器FGC1-H包含8個換熱模塊，布置在脫硫塔進口的兩個水平煙道內，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，由7個模塊組成，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，導熱系數(shù)較小但并未影響傳熱效果。每個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 應用效果分析
系統(tǒng)投運后，由電科院科研人員對機組進行了性能試驗，通過系統(tǒng)投運前后9個月的監(jiān)測數(shù)據對比，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，F(xiàn)GC2回收水量為6.4t/h，比設計值(5.7t/h)高出0.7t/h。回收水量增加的原因是流過FGC2的閉式循環(huán)水溫度低于設計值，對煙氣的冷卻效果較好。由此推斷在冬季凝結水溫度較低時，F(xiàn)GC2將回收更多的冷凝水。
依據脫硫塔水耗數(shù)據，系統(tǒng)投運的前9個月，兩臺機組脫硫塔耗水累計為520879t；系統(tǒng)投運后的9個月，2臺機組脫硫塔耗水量累計為346747t。兩臺機組同比節(jié)約脫硫水耗量174132t。
該廠有兩臺相同的機組，由于只對其中的2號機組進行了改造，假設兩臺機組同期脫硫水耗相同，1號、2號機組脫硫塔在系統(tǒng)投運前9個月水耗均為260439.5t，2號機組脫硫塔在系統(tǒng)投運后9個月水耗比同期減少174132t，同時FGC2回收冷凝水量累計為26400t。據此計算，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，對機組進行了性能試驗，主要數(shù)據見表4。
表4 330MW負荷發(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)水管路臨時增加了濾網，系統(tǒng)管路阻力增加，導致閉式循環(huán)水流量減少。在保證水質的情況下，若拆除臨時濾網，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會增加，機組熱耗率和發(fā)電煤耗率可進一步降低。
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、出口顆粒物濃度進行測量，結果見表5。FGC2-H入口固體顆粒物濃度為11.31mg/m3，出口為8.08mg/m3，達到了超低排放(10mg/m3)的標準。據表中的數(shù)據計算，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，實現(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 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理，設計了協(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口和出口，將煙氣冷卻器回收的熱量用于加熱凝結水。煙氣冷卻器由吸收煙氣熱量的氟塑料換熱器和向凝結水傳熱的板式換熱器構成，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水。
2) 該系統(tǒng)成功地應用于某330MW供熱燃煤機組，通過9個月的數(shù)據分析和機組性能對比，該系統(tǒng)累計回收煙氣冷凝水量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，達到了超低排放(10mg/m3)的標準。
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，并實現(xiàn)顆粒物的協(xié)同脫除。系統(tǒng)實際運行情況表明，通過優(yōu)化系統(tǒng)參數(shù)，可進一步提高系統(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
原標題：【技術匯】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)