張 威 徐承亮 葛春亮 鄧芙蓉 孫 科 鄭俊杰

（浙江天地環(huán)?？萍加邢薰菊憬贾?10003）

超低排放項目管式GGH煙氣冷卻器布置位置分析

張 威 徐承亮 葛春亮 鄧芙蓉 孫 科 鄭俊杰

（浙江天地環(huán)?？萍加邢薰菊憬贾?10003）

我國燃煤電廠已邁入超低排放時代，超低排放改造中，管式換熱器煙氣冷卻器的加裝位置有干式電除塵入口和吸收塔入口兩種選擇。前者具有提高電除塵效率、協(xié)同脫除SO3等優(yōu)勢；后者具有投資費用少、運行費用低、積灰和磨損風險小、充分利用煙氣余熱等優(yōu)勢。本文通過分析已投運超低排放機組煙氣冷卻器實際運行情況，認為煙氣冷卻器的兩種布置方案均可行，應(yīng)結(jié)合具體工程的除塵效率需求、煙氣冷卻器可布置空間、脫除SO3需求等具體情況，綜合分析兩種方案的技術(shù)可行性與經(jīng)濟性。針對嘉興電廠#1、#2機組（2×330MW）超低排放改造工程的具體情況，對煙氣冷卻器布置方案進行技術(shù)經(jīng)濟分析，得出方案二除塵效率低于方案一，但仍能滿足超低排放要求；方案二投資費用和年運行費用分別比方案一低1817.99萬元和470.16萬元。

超低排放；煙氣冷卻器；低溫省煤器；低低溫電除塵

2014年，國家發(fā)展改革委、環(huán)境保護部和國家能源局聯(lián)合發(fā)布《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃（2014-2020年）》，推動燃煤機組煙氣超低排放技術(shù)改造。京津冀、長三角等國家大氣污染防治重點控制區(qū)域省份及浙江能源集團等發(fā)電集團已逐步實施燃煤機組煙氣超低排放行動計劃，改造后大氣污染物排放指標達到GB13223-2011《火電廠大氣污染物排放標準》天然氣燃氣輪機組排放限值，即煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度分別不高于5mg/Nm3（標態(tài)，干基，6%O2，下同）、35mg/Nm3和50mg/Nm3。

未經(jīng)超低排放改造的燃煤機組，脫硫吸收塔前設(shè)置回轉(zhuǎn)式煙氣-煙氣換熱器（GGH）。由于回轉(zhuǎn)式GGH的徑向和軸向密封存在著動靜間隙，原煙氣側(cè)總是向凈煙氣側(cè)泄漏[1]，為保證脫硫效率，目前超低排放改造普遍采用管式GGH來替代回轉(zhuǎn)式GGH的技術(shù)路線[2]。

1 煙氣冷卻器布置位置選擇

煙氣冷卻器回收的熱量有兩種利用途徑，一是加熱煙氣排放溫度；二是加熱汽輪機凝結(jié)水，此時煙氣冷卻器也稱為低溫省煤器[3]。根據(jù)目前電廠加裝煙氣冷卻器的情況，設(shè)備一般布置在兩個位置：干式電除塵入口、脫硫吸收塔入口。

1.1 布置在干式電除塵入口的技術(shù)特點

煙氣冷卻器布置在干式電除塵入口煙道，即低低溫電除塵技術(shù)。國外如歐美日等國均有低低溫電除塵技術(shù)的應(yīng)用先例，日本在90年代就開始推廣低低溫電除塵技術(shù)。國內(nèi)電除塵廠家從2010年開始逐步加大探索和嘗試，目前在國內(nèi)也有一定的投運業(yè)績。浙能集團第一批實施超低排放改造的項目，基本應(yīng)用了低低溫電除塵技術(shù)，該技術(shù)具有以下技術(shù)特點。

1.1.1 提高除塵效率

煙氣冷卻器將進入電除塵器的煙氣降低到酸露點以下[4]，由于煙氣溫度的降低，煙氣量和煙氣流速減小，有利于粉塵的捕集；同時，結(jié)露的硫酸霧被煙塵吸附、中和，煙塵比電阻降低[5]，避免反電暈發(fā)生，提高除塵效率。

1.1.2 協(xié)同去除SO3

煙氣溫度的降低，煙氣中的SO3結(jié)露成硫酸微液滴并隨煙塵在電除塵器中一起被去除[6]，從而降低下游煙氣露點，減輕后續(xù)設(shè)備的低溫腐蝕。

1.1.3 設(shè)備磨損問題

電除塵器前煙塵含量較高，煙氣冷卻器支撐桿、膨脹節(jié)及換熱管磨損較嚴重，可通過設(shè)置防磨角鋼和防磨假管解決。

1.1.4 需對電除塵器本體改造

由于煙氣溫度降低后灰的流動性變差，需對頂部絕緣子設(shè)置熱風吹掃裝置，避免產(chǎn)生結(jié)露爬電；原灰斗電加熱改為蒸汽加熱，避免發(fā)生腐蝕現(xiàn)象。電除塵器本體改造增加了投資費用與運行費用。

1.1.5 布置數(shù)量多

空預(yù)器至電除塵器煙道連接通常設(shè)置4通道，相應(yīng)的煙氣冷卻器也需設(shè)置4臺，投資費用增加。

1.1.6 易引起氣流分布不均

空預(yù)器出口至電除塵器入口的空間較小，煙氣冷卻器布置及鋼結(jié)構(gòu)支撐難度較大，可能出現(xiàn)電除塵器入口氣流分布不均現(xiàn)象，影響除塵效率?？赏ㄟ^流場模擬、合理設(shè)置導(dǎo)流板等方法解決。

1.2 布置在吸收塔入口的技術(shù)特點

煙氣冷卻器布置在引風機出口至脫硫吸收塔入口煙道，該布置具有以下技術(shù)特點。

1.2.1 降低積灰和磨損風險

由于布置于電除塵器后，煙氣冷卻器入口的煙塵含量低，對換熱管的磨損較小；通過合理布置吹灰器，基本沒有積灰問題。

1.2.2 充分利用煙氣余熱

煙氣經(jīng)過引風機后有明顯的溫升，煙氣冷卻器布置于吸收塔入口處，可以充分利用這部分煙氣余熱[7]。

1.2.3 布置數(shù)量少

煙氣冷卻器布置于吸收塔入口，僅需設(shè)置1臺，可降低投資費用。

1.2.4 除塵效率不影響

與低溫電除塵技術(shù)相比，煙氣冷卻器布置在吸收塔入口處對電除塵器的除塵效率無提高作用。

2 已投運機組運行情況簡介

2.1 布置在吸收塔入口的煙氣冷卻器運行情況

六橫電廠#1、#2機組（2×1000MW）和鳳臺電廠#3、#4機組（2×660MW）自2014年投運至今，低溫省煤器均布置在吸收塔入口，回收熱量用于加熱汽輪機凝結(jié)水。

六橫電廠#1、#2機組低溫省煤器水平布置，采用蒸汽吹灰，換熱管和鰭片的材質(zhì)為ND鋼。運行情況良好，至今未出現(xiàn)腐蝕、明顯積灰等問題。鳳臺電廠#3、#4機組低溫省煤器豎直布置，采用蒸氣吹灰，材質(zhì)采用ND鋼。運行情況良好，未出現(xiàn)腐蝕問題，僅在鍋爐低負荷狀態(tài)下，出口由于流速較低而有少量積灰，不影響系統(tǒng)正常運行。如圖1和圖2所示。

圖1 低溫省煤器少量積灰圖一

圖2 低溫省煤器少量積灰圖二

2.2 布置在干式電除塵入口的煙氣冷卻器運行情況

嘉華電廠#7、#8機組（2×1000MW）、#3~#6機組（2×660MW）、樂清電廠#1、#2機組（2×660MW）均已完成煙氣超低排放改造，煙氣冷卻器加裝在干式電除塵入口，采用低低溫電除塵技術(shù)。

2.2.1 低低溫電除塵運行情況

部分機組低低溫電除塵改造前后性能測試結(jié)果。如表1所示。

表1 低低溫電除塵改造前后除塵效率

從測試數(shù)據(jù)可以看出：嘉華電廠#7機組在經(jīng)過低低溫電除塵改造之后，除塵效率從99.78%提升至99.94%，基本達到了設(shè)計保證的效率；嘉華電廠#4機組改造前已達到99.91%的除塵效率，未進行低低溫電除塵的性能測試；樂清電廠#1機組在經(jīng)過低低溫電除塵改造之后，除塵效率從99.855%提升至99.92%。

2.2.2 煙氣冷卻器運行情況

嘉華電廠#3~#8機組煙氣冷卻器采用蒸氣吹灰，運行差壓均在性能保證范圍內(nèi)，無明顯堵灰、磨損情況出現(xiàn)。

樂清電廠#1機組冷卻器底部模塊及空預(yù)器出口煙道無明顯積灰；冷卻器出口煙道向上彎頭處有少量積灰，不影響系統(tǒng)正常運行。

3 嘉興電廠#1、#2機組超低排放改造煙氣冷卻器布置方案比選

3.1 項目概況

嘉興電廠#1、#2機組裝機容量2×330MW，設(shè)計煤種含硫量、含灰量分別為0.7%、18%，空預(yù)器出口煙氣溫度128℃，煙塵濃度23.33g/Nm3。每臺機組設(shè)置兩臺雙室四電場干式電除塵，已高頻電源改造，設(shè)計除塵效率≥99.875%。一爐一塔布置，引風機出口煙氣溫度132℃，吸收塔入口設(shè)置回轉(zhuǎn)式GGH。

3.2 除塵改造方案

根據(jù)煙氣冷卻器加裝位置的不同，嘉興電廠#1、#2機組煙氣超低排放改造可采用的除塵技術(shù)方案有：

方案一：拆除回轉(zhuǎn)式GGH，煙氣冷卻器布置在干式電除塵前，對干式電除塵進行低低溫改造，并在吸收塔出口安裝濕式電除塵、煙道除霧器和煙氣加熱器。工藝流程如圖3所示。

方案二：拆除回轉(zhuǎn)式GGH，煙氣冷卻器布置在吸收塔入口，并在吸收塔出口安裝濕式電除塵、煙道除霧器和煙氣加熱器。工藝流程如圖4所示。

圖3 方案一工藝流程圖

圖4 方案二工藝流程圖

3.3 改造方案比選

3.3.1 技術(shù)參數(shù)比較

嘉興電廠#1、#2機組在設(shè)計工況下（燃煤含灰量18%，除塵系統(tǒng)入口煙塵濃度23.33g/Nm3），兩個方案的主要參數(shù)如表2所示。

表2 主要技術(shù)參數(shù)對比表（單臺機組）

方案二干式電除塵效率低于方案一，兩種方案經(jīng)后續(xù)吸收塔和濕電除塵后，煙塵排放濃度均能滿足超低排放要求。

3.3.2 投資費用比較

兩方案除塵部分投資費用如表3所示。