文_梁成武 深圳能源集團(tuán)股份有限公司

為貫徹落實(shí)國(guó)家發(fā)展改革委、環(huán)境保護(hù)部、國(guó)家能源局《關(guān)于印發(fā)<煤電節(jié)能減排升級(jí)與改造行動(dòng)計(jì)劃(2014-2020年)>的通知》（發(fā)改能源[2014]2093號(hào)）文件要求，近年來國(guó)內(nèi)燃煤電廠實(shí)施了大范圍的煙氣超低排放改造，并針對(duì)滿足超低排放控制標(biāo)準(zhǔn)的各種工藝路線進(jìn)行了廣泛研究。其中在煙塵治理問題上，大多數(shù)現(xiàn)役機(jī)組改造都應(yīng)用了低低溫電除塵的技術(shù)原理，即通過鍋爐尾部煙道設(shè)置低溫省煤器或中間熱媒體煙氣換熱器（MGGH）來提升除塵性能，但不同技術(shù)方案在投資成本、節(jié)能效果與實(shí)際運(yùn)行控制等方面差異較大。以河源某電廠一期2×600MW超超臨界機(jī)組煙氣超低排放技改工程為例，通過對(duì)典型的煙氣余熱利用設(shè)計(jì)方案論證比較，提出適合本工程的MGGH與凝結(jié)水加熱器耦合節(jié)能技術(shù)方案，實(shí)現(xiàn)余熱深度利用及超低排放的節(jié)能環(huán)保雙重效益最大化。

1 改造目標(biāo)與基本情況

河源某電廠超低排放改造的主要性能指標(biāo)是參照廣東省環(huán)保改造示范項(xiàng)目確定，即NOx≤50mg/m3、SO2≤35mg/m3、Dust≤5mg/m3，同時(shí)最大程度實(shí)現(xiàn)煙氣SO3、PM2.5及重金屬等協(xié)同脫除，整體能耗不增加。

電廠現(xiàn)有2×600MW鍋爐是由哈鍋公司引進(jìn)三菱技術(shù)制造，超超臨界參數(shù)，一次中間再熱Π型直流鍋爐，其設(shè)計(jì)煤種是淮南煤，但實(shí)際燃用煤質(zhì)變化較大。其中1#機(jī)組在本次環(huán)保升級(jí)改造前已于2013年實(shí)施了低溫省煤器改造，600MW工況下除塵器入口煙溫由原設(shè)計(jì)值140℃降低至115℃。

2 國(guó)內(nèi)常規(guī)的煙氣余熱利用技術(shù)方案

MGGH工藝是國(guó)內(nèi)燃煤電廠超低排放改造時(shí)，為實(shí)現(xiàn)煙氣余熱利用及提高除塵性能的主流選擇工藝。其技術(shù)原理就是設(shè)置兩級(jí)換熱器（煙氣降溫段、煙氣升溫段），利用熱媒水作為中間介質(zhì)，將從煙氣降溫段吸收的煙氣余熱用來加熱脫硫塔或濕式電除塵出口的低溫?zé)煔?。針?duì)煙氣余熱利用，國(guó)內(nèi)各電廠根據(jù)實(shí)際情況不同，可選的常規(guī)技術(shù)方案主要有兩種，即：低溫省煤器+常規(guī)回轉(zhuǎn)式GGH，同時(shí)設(shè)置低溫省煤器與MGGH，文中將其簡(jiǎn)稱為“方案一”和“方案二”。

2.1 低溫省煤器+常規(guī)回轉(zhuǎn)式GGH（方案一）

少數(shù)電廠在確定煙氣超低排放技改路線時(shí)，保留原有脫硫回轉(zhuǎn)式GGH。楊群發(fā)等對(duì)某電廠600MW機(jī)組超低排放改造進(jìn)行了方案研究，提出通過實(shí)施GGH密封改造，增加軸向密封，目標(biāo)是將GGH漏風(fēng)率控制在0.5%以下，并配合脫硫系統(tǒng)提效改造以實(shí)現(xiàn)SO2的超低排放。該方案優(yōu)勢(shì)是節(jié)約工程初投資，但風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)在于脫硫系統(tǒng)長(zhǎng)期運(yùn)行后GGH漏風(fēng)率的升高會(huì)影響凈煙氣SO2排放值，另外沒有實(shí)現(xiàn)煙氣余熱的深度回收利用，影響改造后機(jī)組的整體能耗指標(biāo)。

2.2 同時(shí)設(shè)置低溫省煤器與MGGH（方案二）

國(guó)內(nèi)部分電廠在實(shí)施超低排放改造前已設(shè)置有低溫省煤器，可考慮將原低溫省煤器作為獨(dú)立系統(tǒng)，在此基礎(chǔ)上增設(shè)MGGH系統(tǒng)。以河源某電廠1#機(jī)組為例，如果同時(shí)應(yīng)用2套煙氣余熱利用系統(tǒng)，其中低溫省煤器將鍋爐排煙溫度從140℃降低到115℃，而MGGH煙氣降溫段則將煙溫從115℃降低到85℃，滿足低低溫電除塵入口煙溫要求。MGGH煙氣升溫段則通過吸熱后的熱媒水將濕式電除塵出口低溫?zé)煔庥?6℃加熱到72℃，滿足干煙氣排放及煙囪運(yùn)行溫度要求。

此方案的技術(shù)優(yōu)勢(shì)在于最大限度利用原有系統(tǒng)，改造工程量較小。但是由于低溫省煤器與MGGH煙氣降溫段在電除塵前分開布置，導(dǎo)致各自受熱面的換熱溫差較?。吹蜏厥∶浩鳠焸?cè)從140℃降至115℃，凝結(jié)水側(cè)從96℃升至111.5℃；MGGH煙氣降溫段煙側(cè)從115℃降至85℃，熱媒水側(cè)從70℃升至105℃），從而總體換熱面積過大使得煙風(fēng)系統(tǒng)阻力及設(shè)備初投資增加較多。此外系統(tǒng)運(yùn)行控制難度加大，MGGH煙氣升溫段的熱量保證依賴于煙氣降溫段的吸熱，而煙氣降溫段的吸熱在機(jī)組中低負(fù)荷時(shí)受制于低溫省煤器的精確調(diào)節(jié)，甚至需將低溫省煤器停運(yùn)干燒，影響系統(tǒng)可靠性。

3 推薦方案——MGGH與凝結(jié)水加熱器耦合節(jié)能方案

為了規(guī)避以上兩種常規(guī)方案的技術(shù)風(fēng)險(xiǎn)，兼顧環(huán)保性能與節(jié)能指標(biāo)，筆者提出一種可供超低排放改造參考的煙氣余熱深度利用優(yōu)化系統(tǒng)，即MGGH與凝結(jié)水加熱器耦合節(jié)能技術(shù)方案，該優(yōu)化系統(tǒng)的工藝流程如圖1所示。

圖1 推薦方案的工藝技術(shù)原理

以河源某電廠1#機(jī)組為例，通過利用原低溫省煤器本體，并增加部分換熱面積，以整體作為MGGH煙氣降溫段使用。這樣相當(dāng)于在除塵器前只設(shè)置一級(jí)換熱器，將鍋爐排煙溫度從140℃直接降到85℃，然后MGGH煙氣升溫段將煙囪入口煙氣由46℃加熱到72℃。由于煙氣降溫段吸取的熱量遠(yuǎn)超過煙氣升溫段的熱量需求，熱媒水剩余熱量則通過布置在煙氣升溫段后部的凝結(jié)水加熱器，以水水換熱型式將多余熱量回收到凝結(jié)水。

本方案首先保障MGGH煙氣升溫段的熱量需求，以保證換熱器及煙囪的安全運(yùn)行。此外系統(tǒng)運(yùn)行控制簡(jiǎn)單，通過調(diào)節(jié)進(jìn)入凝結(jié)水加熱器的凝結(jié)水流量即可控制好MGGH煙氣降溫段的入口水溫，煙氣側(cè)及水側(cè)溫度要求容易實(shí)現(xiàn)，系統(tǒng)可靠性高。

4 MGGH耦合節(jié)能方案的節(jié)能效果

4.1 關(guān)于余熱回收量計(jì)算

MGGH與凝結(jié)水加熱器耦合節(jié)能優(yōu)化系統(tǒng)，在滿足系統(tǒng)可靠性的基礎(chǔ)上，最大程度實(shí)現(xiàn)系統(tǒng)節(jié)能。通過對(duì)機(jī)組改造后的運(yùn)行參數(shù)分析計(jì)算，600MW工況下凝結(jié)水加熱器的余熱回收量約為11500kW。

4.2 關(guān)于引風(fēng)機(jī)能耗下降的評(píng)估

與方案一相比，本方案新增的MGGH系統(tǒng)經(jīng)過優(yōu)化前后煙氣流場(chǎng)分布，及對(duì)換熱元件裝置的鰭片間距、管排型式等進(jìn)行優(yōu)化調(diào)整后，最終不增加煙風(fēng)阻力。與方案二相比，本方案由于煙氣降溫段總的換熱面積減小了，從而減小系統(tǒng)煙風(fēng)阻力。

經(jīng)測(cè)算，MGGH煙氣降溫段將電除塵器入口煙溫從140℃降低到85～90℃，那么引風(fēng)機(jī)入口處的煙氣實(shí)際流量則由原來的3162km3/h降低為2714km3/h（600MW工況），煙氣流量相對(duì)于改造前減少約14%，即因煙風(fēng)系統(tǒng)溫度降低而節(jié)約的引風(fēng)機(jī)電耗功率接近600kW。

5 MGGH耦合節(jié)能方案的設(shè)計(jì)關(guān)鍵點(diǎn)

5.1 合理選取換熱器材質(zhì)、管束排數(shù)

換熱元件材質(zhì)關(guān)乎MGGH設(shè)備運(yùn)行安全。鮑聽等曾提出氟塑料MGGH應(yīng)用于超低排放燃煤機(jī)組是可行的，但鑒于氟塑料換熱器在大型燃煤電站應(yīng)用業(yè)績(jī)有限，本方案確定選用成熟不銹鋼管式GGH。其中煙氣升溫段材質(zhì)沿?zé)煔饬飨蚍謩e選用SMO254雙相不銹鋼、316L與ND鋼，其中低溫段SMO254裸管6排，已預(yù)留1排余量，能將煙氣提升至水露點(diǎn)以上，而中溫段管排要求能將煙溫提升至60℃以上，中溫段與高溫段材料比例各占50%。通過合理的材質(zhì)選擇，控制系統(tǒng)腐蝕速率，以確保運(yùn)行安全。

5.2 科學(xué)確定系統(tǒng)水溫、煙溫參數(shù)

根據(jù)國(guó)內(nèi)對(duì)受熱面硫酸腐蝕機(jī)理的相關(guān)研究，同時(shí)考慮受熱面最低允許壁溫與煤質(zhì)硫含量的關(guān)系對(duì)受熱面積灰的影響，需將MGGH煙氣降溫段末幾排的金屬壁溫控制在高于水露點(diǎn)溫度25℃以上（該機(jī)組對(duì)應(yīng)水露點(diǎn)溫度為42℃左右），以控制換熱管的低溫腐蝕速率＜0.2mm/年及最大程度減緩低溫粘結(jié)灰的影響，因此本方案確定煙氣降溫段熱媒水進(jìn)口水溫為不低于70℃。另外，為提升低低溫電除塵的協(xié)同提效性能，本技術(shù)方案MGGH煙冷器出口煙溫需控制在85～90℃范圍，在燃用日常煤種情況下均能將電除塵入口煙溫降低到酸露點(diǎn)以下。根據(jù)前蘇聯(lián)73版標(biāo)準(zhǔn)《鍋爐機(jī)組熱力計(jì)算標(biāo)準(zhǔn)方法》經(jīng)驗(yàn)估算公式，對(duì)本次超低排放技改設(shè)計(jì)煤種及電廠日常燃用煤種的酸露點(diǎn)測(cè)算結(jié)果，具體如表1所示。

表1 超低排放技改設(shè)計(jì)煤種及日常煤種對(duì)應(yīng)的酸露點(diǎn)測(cè)算值

通過合理的材質(zhì)選型及科學(xué)確定運(yùn)行參數(shù)，在系統(tǒng)投運(yùn)1年后停機(jī)檢查，NGGH系統(tǒng)煙氣降溫段與升溫段均未發(fā)現(xiàn)腐蝕問題。

6 結(jié)語

相對(duì)于國(guó)內(nèi)常規(guī)的MGGH系統(tǒng)設(shè)計(jì)， MGGH與凝結(jié)水加熱器耦合節(jié)能系統(tǒng)方案，根據(jù)河源某電廠煙囪內(nèi)部泡沫玻璃磚良好的防腐特性及以往運(yùn)行實(shí)踐，將煙囪排煙加熱溫度確定為72℃，在保證系統(tǒng)安全前提下通過靈活的運(yùn)行調(diào)節(jié)將多余熱量回收至凝結(jié)水加熱系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)了余熱充分的梯級(jí)利用。此外，推薦方案通過系統(tǒng)布置優(yōu)化，減小了干式電除塵前降溫段的整體換熱面積，控制了煙風(fēng)系統(tǒng)的阻力增加，從而綜合減小了引風(fēng)機(jī)的能耗，因此兼顧了優(yōu)越的環(huán)保性能及系統(tǒng)深度節(jié)能。通過優(yōu)化MGGH設(shè)備材質(zhì)選型及運(yùn)行控制參數(shù)，確保了MGGH與凝結(jié)水加熱器耦合節(jié)能系統(tǒng)方案的安全性及可靠性，能為同類型電廠改造提供一定借鑒參考。