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利用石灰石/石膏湿法脱硫已广泛应用于我国大型电站煤粉锅炉上[1]。但是,由于经湿法脱硫处理的烟气温度均较低,温度过低的烟气从烟囱排出时,浮升高度下降,同时烟气的排出速度也相应下降,即烟囱相对有效高度降低,导致从烟囱排出的残余有害物质不能充分地扩散,周围大气受到严重污染。脱硫装置设置换热器可将脱硫吸收塔出口烟温提高到80℃左右,既提高烟气抬升高度,同时可减少脱硫设备后的烟道、烟囱结露腐蚀[2,3]。目前国内一些大型电站机组的脱硫系统多采用蒸汽-烟气换热器(SGH)或者回转式GGH来提高净烟气排烟温度,但该类换热器能耗偏高、易泄漏、可靠性差,因此已经成为影响机组正常运行的因素之一。本文以九龙发电公司1台200 MW机组燃煤锅炉的脱硫装置为对象,对原SGH进行改造,并对具体实施过程及其运行性能、经济效益进行了详细分析。
九龙发电公司200 MW机组燃煤锅炉的脱硫装置为引进日本三菱公司的石灰石/石膏湿法脱硫工艺,日处理烟气量为88×104m3/h(标态,湿基,实际O2)或82×104m3/h(标态,干基,实际O2)。由锅炉引风机排出的烟气经轴流式增压风机增压后直接进入吸收塔进行脱硫处理,脱硫后的净烟气在SGH中被汽轮机引出的蒸汽加热到一定温度后经烟囱排出。改造前该脱硫装置已累计运行约17 000 h。由于燃煤含硫率逐年升高(2006年平均含硫率已达4.17%,超出脱硫装置设计含硫率25%以上),脱硫装置长期超负荷运行,SGH被严重腐蚀,必须进行SGH改造。
1 改造方案比较
根据目前国内外脱硫装置中换热器的使用情况,可采用以下改造方案:
(1)取消换热器,实行烟气直排;
(2)在现有SGH基础上进行材料升级及结构优化;
(3)采用热媒强制循环式加热器替代原SGH;
(4)改造为GGH,减少蒸汽消耗,达到节能减排效果。
鉴于当地气候条件的限制,取消换热器,会降低排烟温度和抬升高度、提高污染物落地浓度、加重对环境的污染。此外,会加大工艺水的蒸发量并降低脱硫效率,加大吸收塔的防腐难度,还需对烟道、烟囱进行重防腐处理,投资成本很高,所以方案(1)不可取;对于方案(2),即使将原SGH的ND钢换热管改为316L材质的换热管,可以延长SGH的使用寿命,但仍不能解决SGH的固有缺点和经济性问题[4];方案(3)中的热媒强制循环式加热器是一种借助热媒水介质循环吸热与加热的热交换器,其工作原理是高温未进行脱硫的烟气经加热器加热热媒水,水温度升高后进行强制循环,以加热脱硫后的低温烟气。该型加热器对温度变化区间较敏感,需特别注意锅炉排烟温度变化范围,运行费用和工程造价很高;方案(4)采用先进的强化换热技术设计的新型管式GGH,不仅能够满足烟气的换热要求,而且能够减轻脱硫装置后的设备腐蚀,提高运行的可靠性。
2 新型管式GGH设计
由重庆恒际科技发展有限公司采用先进的强化换热技术设计的三维内肋管GGH,不仅可避免泄漏问题,而且具有结构简单、可靠性高、维护方便、经济性能好等优点。三维内肋管及其加工工艺是一项先进的强化换热管设计、制造技术,这种换热管的传热能力可数倍于同样管径光管的传热能力,而且能根据换热要求调整换热强度[5~10],即通过合理的传热设计(调整三维肋片的数量、高度等)来适当提高处于低温区域金属表面的温度,以降低对该区域金属材料的酸腐蚀。三维肋管包括三维外肋管、三维内肋管和三维内外肋管3种形式。为避免出现原SGH管子外部沉积石膏的问题,改造选用三维内肋管(管子外表面为光管)。在现有SGH位置安装新型管式GGH,净烟道不变,对原烟道进行适当改造。在保证43.5%换热富裕量的前提下,将管式GGH内部的三维内肋管设计为30排、80列立式排列,原烟气自上而下经过2 399根三维内肋管(d=102 mm×2 mm,L≈6 m),与管外的净烟气进行热交换后直接进入吸收塔。净烟气水平进入GGH的壳侧,横向掠过换热管束,吸收原烟气放出的热量,温度由50.6℃升高到≥77℃,然后排入大气。
在管式GGH改造设计中,30排换热管被分成3组,前后组分别为9排,中间组为12排,纵、横向节距均为150 mm。由于经过脱硫吸收塔后的烟气含有一定浓度的SO2、SO3、HCl、HF等腐蚀性物质及石膏灰粒,因此将靠近吸收塔出口的第1组换热管前2排换热管错列布置,可俘获大部分进入换热本体的雾滴,使后续换热管排少受沾污和腐蚀。其余换热管采用顺列布置,在靠近GGH净烟气入口处与第1组换热管之间、第1组与第2组之间、第2组与第3组换热管之间设置宽为450 mm的检修通道,检修通道下设置相应的漏灰斗,用以存储灰尘和适时清除石膏垢。高压水管龙头设在GGH清灰通道的人孔外,并接上软管以备冲洗石膏垢。
为了延长管式GGH的使用寿命,在GGH与原、净烟气接触且处于较低温度区域的管子表面涂敷了防磨防腐耐高温涂料。GGH的换热管采用现场安装方式,即在GGH管箱就位后,将三维内肋管从上管板插入直至下管板,三维内肋管与下管板采用2形圈密封,管子可以自由膨胀(膨胀端);三维内肋管上部焊接有法兰,用螺钉将管子与上管板固定(固定端),并采用2形圈密封,以方便检修时换管。GGH换热管采用的三维内肋强化换热技术,减少了换热器的体积和重量,改造后GGH总重约为85 000 kg,比原SGH设备重量减少约70 000 kg,因此仍采用原有立柱支撑。GGH的技术规范和参数见表1。
3 改造后脱硫系统流程及性能分析
3.1 脱硫系统流程
采用GGH的烟气脱硫系统如图1所示。从除尘器出来的烟气经增压风机升压后从C点送入GGH,换热降温后由D点进入脱硫装置,在吸收塔内进行脱硫处理后从F点回到GGH,升高温度后经G、H点排入烟囱。
图1中A~H点为测量烟气静压和温度等参数的测点,H点测量净烟气量、温度、压力等参数,C、F、G点可测量GGH漏风率。每个测点均采用网格法进行测量,每个测孔测取5个或6个点,测量结果取其平均值。温度由NiCr-Ni热电偶测量,压力由微压计或U型管测量,同时测量各点的标高和大气压。烟气流量由水蒸气吸收管、湿式烟气流量计等仪器测量。
3.2 脱硫系统性能分析
3.2.1 运行性能
图2为改造后石灰石-石膏湿法烟气脱硫(FGD)系统在不同负荷工况条件下主要部件及整套系统的压力损失。由图2可见,随着负荷的增大,系统压力损失显著增加。改造前原FGD系统的总压损设计值为5 200 Pa,按脱硫进口原烟气参数(901 750 m3/h(标准状态)、154℃)核算,脱硫增压风机的轴功率为1 800kW即可满足要求,而实际采用的增压风机电机功率为3 200 kW。改造后脱硫系统在满负荷情况下压损未超过总压损设计值5 200 Pa,因此无需更换增压风机。
图3为改造后管式GGH中管、壳两侧烟气在不同负荷工况下的温度变化。试验条件下,100%、90%、75%和55%负荷工况时,净烟气侧出口的平均烟气温度分别为76.9、74.9、71.9、70.9℃。由图3可见,随着负荷的增大,净烟气的出口温度稍有增大,温度约为75℃,基本满足排烟温度要求,可有效降低污染物落地浓度,减少烟囱冒白烟现象。试验测得的GGH原烟气侧出口温度,即吸收塔进口温度(图1中D点)低于原SGH的原烟气侧出口温度。温度较低的原烟气进入吸收塔,烟气体积小,烟速低,停留时间长,相对反应时间长,且温度低导致烟气的水蒸发量少,因此改造后具有更高的脱硫效率。
图3不同负荷工况下GGH烟气进、出口温度原SGH管侧为加热蒸汽,一旦泄漏不仅SGH凝结水不能回收,而且会加速管子腐蚀,影响脱硫装置安全运行。改造后GGH管侧为未经脱硫的原烟气,与壳侧经过脱硫的净烟气的压差非常小(<3 467 Pa),即使在最恶劣的工况下(有7 100个d为2 mm的穿孔),GGH出口处净烟气SO2含量为409.88 mg/m3(标准状态、干基、O26%,下同)<410 mg/m3,SO3含量为5.32 mg/m3<10 mg/m3,其脱硫效率仍在95%以上。因此,换热管的少量穿孔不会对系统运行和脱硫效率产生大的影响,设备可靠性高。
3.2.2 经济性
原SGH热源来自汽轮机5段抽汽,加热蒸汽(压力0.27 MPa,温度300℃)消耗量约为13 t/h,蒸汽放热后成为凝结水排入凝结水箱回用,但若管道泄漏污染凝结水,则无法回用。管式GGH改造后:(1)无需蒸汽加热,所节省的燃煤费用按平均负荷200 MW计算,不使用5段抽汽加热后,可降低发电煤耗约6.7 g/(kW·h);(2)节省除盐水费用(凝结水不能回收时)为130元/h;(3)因进入脱硫吸收塔烟气温度降低,蒸发水量减少,经测算每小时可节约20 t工艺水,实现收益60元/h。
GGH改造后因烟气系统总的阻力增加导致增压风机电耗增加约40 A,折合耗电量332 kW,按0.348元/(kW·h)(不含税)计算,增加的成本为116元/h。上述损益相抵后,按年运行时间5 500 h计算,年收益可达332万元(凝结水不能回收时)或260万元(凝结水回收时)。因此,将原SGH改造为新型管式GGH,不仅具有更好的系统性能,而且会获得良好的经济效益。
4 结 论
九龙发电公司200 MW机组燃煤锅炉的脱硫装置原为SGH装置,将其改造为管式GGH后,经过1年的运行各项性能良好。
(1)在不同工况条件下,脱硫系统的排烟温度约在75℃左右,不仅能够满足烟气的换热要求,提高脱硫效率,而且能够减轻设备腐蚀,有效降低污染物落地浓度,减少烟囱冒白烟现象。
(2)GGH基本解决了原SGH管子表面石膏残留物堆积现象,经1年的运行,换热管和管板无明显腐蚀,管内轻微积灰容易清洗,维修方便安全。
(3)对改造后的脱硫系统进行试验时发现,随着负荷降低,GGH压差和整套脱硫装置的压力损失降低,原系统中的增压风机完全可以满足改造后FGD系统的总压降要求,无需额外的成本投入。
(4)预计GGH改造后电厂的实际年收益约332万元(凝结水不能回收时)或260万元(凝结水回收时)。由于受场地限制,改造后脱硫厂用电率有所增加,但发电煤耗可降低约6.7 g/(kW·h)。
(5)GGH管子外表面几乎没有石膏堆积,可以考虑采用传热效果最好的三维内外肋管。
[参 考 文 献]
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作者简介: 王键(1963-),男,本科,高级工程师,重庆九龙电力股份有限公司九龙发电分公司总经理,从事火电厂生产、管理工作。
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