电力范文:新型水媒烟气-烟气换热WGGH系统

       为响应国家节能减排的严格要求，国内诸多燃煤电厂锅炉的尾部烟气排放系统正面临更新改造。但从运行实际效果看，无论是烟气-烟气换热器（GGH）、蒸汽-烟气换热器（SGH）还是热媒烟气-烟气换热器（MGGH）等很少能够真正有效防止低温烟气端的酸露腐蚀现象，因而不得不采用昂贵的耐腐蚀合金材料作为换热元件，增加了电厂的经济负担，影响烟气洁净排放技术的推广。而我公司研发的新型水媒烟气-烟气换热WGGH系统则有效的解决了这些问题。
       1.系统简介。
       我公司研发的新型水媒烟气-烟气换热WGGH系统见图1。该系统主要由原烟气放热器、净烟气再热器、热媒水补热系统以及相应的管道、阀门、水泵等组成。

图1：新型水媒烟气-烟气换热WGGH系统图

       2.技术原理。
       （1）原烟气放热器回收烟气余热。
       众所周知，锅炉空气预热器出来的烟气温度普遍较高。很多电厂的空预器出口烟温高于120℃（BMCR工况），这其中有很大的余热回收的潜力。经过计算研究，我们决定采用加装原烟气放热器的方式，可以将烟气温度由120℃以上降低到90℃左右，回收的热量用来加热闭式循环水，将水温由70℃加热到100℃左右。原烟气放热器布置在锅炉引风机出口、脱硫塔进口之间烟道上。有些电厂选择将原烟气放热器安装在电除尘前的烟道上。
       （2）净烟气再热器将烟气升温。
       从湿式电除尘出口出来的净烟气温度比较低，只有40-50℃（BMCR工况），如果直接经烟囱排放，会容易对烟囱造成腐蚀，同时烟气排放指标肯定无法达到国家标准的要求。所以我们采用在湿式电除尘出口与烟囱之间的烟道上加装净烟气再热器，利用在原烟气放热器中被加热过的闭式循环水来将湿式电除尘出口的烟气加热升温，使烟温升高到-78℃以上。这样就通过闭式循环水为媒介，将原烟气的热量传递给了净烟气。
       （3）锅炉低负荷工况进行系统补热。
       锅炉出口烟气温度随着机组负荷变化，也随着外界环境温度变化，当冬季机组负荷低于70%时，有可能锅炉出口烟气温度低于100℃，此时原烟气放热器回收的烟气热量不足以将脱硫后的净烟气加热到78℃以上，为了保证将脱硫后的净烟气加热到78℃以上，同时保证WGGH不会发生烟气低温腐蚀，就需要设计补热系统。
       3.使用效果。
       从已投运的实际情况来看，本系统应用于电厂后主要会产生以下积极的效果：
       （1）提高烟囱净烟气的排放温度，使其由40-50℃提高到～78℃，消除石膏雨及烟囱冒白烟现象。
       （2）同利用蒸汽加热脱硫后的净烟气达到78℃以上的技术方案比较，本WGGH系统能降低机组煤耗1.2克/千瓦时以上（以图中的参数为例）。一台1000兆瓦机组每年节约锅炉燃煤6000吨标煤以上，节煤经济效益超过每年400万元。具有明显的节能效益。
       （3）明显降低脱硫水耗。因为湿法脱硫的最佳烟气温度为～50℃左右。如果没有加装WGGH，烟气直接从空气预热器出来的温度为120℃-130℃，然后进入脱硫塔，而加装WGGH后烟气以80℃-90℃的温度进入脱硫塔，很明显这要比烟气以120℃-130℃的温度进入脱硫塔少喷很多水即可实现将烟气温度降低到～50℃左右。经计算，对于1000兆瓦锅炉机组来说，加装WGGH后可以减少脱硫水耗40-50吨/小时，节水效果显著，尤其是对于北方干旱缺水地区更显重要。
       （4）实现了气气换热过程的烟气零泄漏，提高脱硫效率。而传统的GGH工艺中的烟气，由原烟气侧向净烟气侧泄漏，会降低系统的脱硫效率。
       （5）提高烟气排放温度，减轻烟囱钛合金材料腐蚀，减少维修费用，延长烟囱的使用寿命。
       二、关键技术
       1.防止低温腐蚀的关键技术研究。
       （1）WGGH原烟气放热器最低出口烟气温度研究。
       WGGH原烟气放热器类似于低温省煤器，低温腐蚀的关键是控制烟气结露。只要传热管金属壁温高于烟气结露温度，就不会发生烟气结露现象，当然就不会出现烟气低温腐蚀。经我们研究发现，烟气结露温度与煤种含硫量、含水量关系最为密切，后面阐明的现场试验和烟气露点温度计算方法详细说明这一关系，本节仅仅说明原烟气放热器的最低烟气出口温度取值结论。
       对于含硫量低于1%的烟煤，原烟气放热器的最低烟气出口温度取值可以到80℃，运行安全可靠，设备造价也不是很大，技术经济性都可以接受。上海某电厂1000兆瓦机组的运行DCS截图见图2。

图2：上海某电厂1000兆瓦机组低温省煤器运行参数（左图）及600兆瓦机组低温省煤器运行DCS截图（右图）

       图2可见，上海某电厂1000兆瓦机组低温省煤器在部分负荷烟气出口温度达到83℃，运行5年没有出现低温腐蚀。上海某电厂600兆瓦机组低温省煤器在额定负荷烟气进口温度139℃，出口烟气温度降低到83℃，运行1年没有出现低温腐蚀。
       烟气低温腐蚀的关键是控制传热管最低金属壁温，对于含硫量低于1%的烟煤，传热管最低金属壁温要求控制在70℃以上，设计10℃的传热端差，所以原烟气放热器的最低烟气出口温度取值可以到80℃。
       （2）烟气露点温度计算公式。
       烟气露点温度的计算和煤种关系密切，表1列出了3种典型煤种资料以及相应的烟气露点温度计算结果。

表1：煤种资料

       锅炉热力计算标准中列出的烟气露点温度计算公式有下面2 种存在争议的表达公式:
       
       
       式中：
       tld：烟气露点温度，℃；tsld：烟气水露点温度，℃；S∏：燃料的折算硫分，%；A∏：燃料的折算灰分，%；αfh：飞灰占总灰的份额，%。
       公式1分母呈现乘积的形式,称为乘积型公式;公式2分母呈现指数的形式,称为指数型公式。
       这2个计算公式都有学者认可和应用。可能这2个公式适合于锅炉设计，但不适合于本可行性研究中的低温省煤器，因为本可行性研究中的低温省煤器位于电气除尘器之后，烟气中的灰分被除去了99%，再用锅炉煤种中的灰分含量计算，不符合实际情况。但用实际烟气中的灰分含量，计算出的烟气露点温度会高达1000℃以上，显然不准确，所以公式（1）和公式（2）都不适合于本可行性研究中的低温省煤器。
       汇总2007年所做的锅炉烟气低温腐蚀模拟试验和2011年所做的锅炉烟气低温腐蚀现场试验，以及十多年来的锅炉低温受热面烟气低温腐蚀研究和实践经验，总结出了适合于本可行性研究中的低温省煤器的烟气露点温度计算的经验公式：
       t1d=tsld+10+38-Ah(A∏)0.6  （1）
       其中：t1d：烟气露点温度，℃；tsld：烟气水露点温度，℃；S∏:燃料的折算硫分，%；A∏：燃料的折算灰分，%；Ah：管壁积灰系数,除尘器前取值3,除尘器后取值1。
       （3）WGGH净烟气再热器低温腐蚀研究。
       净烟气再热器（WGGHH）的低温腐蚀在烟气进口的低温段最为危险，尤其是进入净烟气再热器（WGGHH）的烟气含湿量比较大时，这些烟气中的水分就相当于烟气结露，可能造成严重的低温腐蚀。
       解决净烟气再热器（WGGHH）低温腐蚀的研究思路是：尽管烟气中含有水分，但当这些水分碰撞在传热管上时，马上蒸发变为蒸汽，使得传热管上不会有水滴黏附，同时后续传热面上不会发生烟气结露造成低温腐蚀问题。
       所以净烟气再热器（WGGHH）的低温腐蚀从上述两个方面考虑。
       1）低温段烟气中的水分蒸发。
       由于烟气中的水露点温度为48℃，当低温段传热管金属壁温高于75℃时，烟气中的水分碰撞到传热管金属表面后，会马上蒸发变为蒸汽。也就是说当传热管壁温低于58℃，烟气中的水蒸气会凝结结露到管壁上；当传热管壁温高于75℃，烟气中的水分会在碰撞到管壁上的瞬间蒸发。
       设计净烟气再热器（WGGHH）的低温段进水温度为105℃，出水温度为101℃，净烟气进口温度48℃，净烟气出口温度52℃。
       净烟气再热器（WGGHH）低温段的传热温差为103℃-50℃=53℃；
       净烟气再热器（WGGHH）低温段的传热系数为2000～40w/m2℃（在水分蒸发传热的工况、传热系数为-2000w/m2℃；在水分蒸发完成后的干烟气传热的工况、传热系数为～40w/m2℃）。
       所以当净烟气中的水分含量符合设计给出的70毫克/标立方米时,水分完全蒸发后净烟气温度再升高3℃,净烟气吸热量：
       当净烟气中的水分含量超出设计给出的70毫克/标立方米达到500毫克/标立方米时, 水分蒸发后烟气温度可以升高～3.5℃，水分蒸发吸热量和烟气升温吸热量：500×10-6×600×4.1868+0.33×3×4.1868=5.4 kJ/Nm3( 计算中的前一项代表水蒸发吸热量，后一项代表烟气升温吸热量)；
       由于在烟气中的水分蒸发传热的工况、传热系数为～2000w/m2℃，在水分蒸发完成后的干烟气传热的工况、传热系数为～40w/m2℃。而实际运行中的低温段，这两个传热过程交织在一起，可能水分在烟气中的不均匀性会对传热起很大作用，使得计算难以准确进行。但可以肯定的是：只要有水分，蒸发过程非常快速，所以保证净烟气中的水分完全蒸发难度不大，但要准确计算低温段出口烟气温度比较困难。
       通过上述分析计算可以看出，按照水分完全蒸发后净烟气温度再升高3℃设计低温段，能保证在净烟气中的水分含量达到500毫克/标立方米时完全蒸发。
       由于低温段毕竟在烟气中含有水分，类似于烟气已经结露，所以设计保证低温段完成烟气中的水分完全蒸发，给后续传热面积提供稳定的设计工况，同时低温段采用高一档的254smo不锈钢材质。
       综合起来，低温段设计控制低温腐蚀的措施为：
       第一：控制传热管金属壁温高于75℃；
       第二：采用254smo耐腐蚀不锈钢。
       2）中温段和高温段的烟气低温腐蚀。
       中温段和高温段的烟气已经变为干烟气，考虑低温腐蚀的控制措施类似于原烟气放热器，同样考虑到没有经验和把握，设计中采用提高材料档次的方法解决低温腐蚀问题。
       对于传热管壁温高于85℃的高温段，采用ND耐酸腐蚀特种钢传热管；
       对于传热管壁温在75～85℃之间的中温段，采用316L不锈钢传热管。
       2.WGGH防积灰技术研究。
       WGGH的积灰主要发生在原烟气放热器侧，而净烟气再热器侧由于流经的是相对干净的烟气，可以忽略其积灰。所以此处讨论的方积灰技术主要是指针对原烟气放热器侧的。
       锅炉受热面的积灰是难免的，关键是要控制积灰的量，判断积灰是否严重的的标准是：
       第一：不影响传热性能，能达到预期的传热效果；
       第二：烟气阻力没有超出设计值，不影响风机运行。
       经过研究分析，防积灰措施有以下几点：
       1）选取合理烟气流速，保证具有一定的自清灰功能。查阅相关资料并结合实际经验，我们认为将烟气流速设计值控制在9-11米/秒比较合适，流速太低容易积灰，流速太高会导致烟气阻力太大并容易磨损设备内部构件。
       2）采用换热管顺排布置，有利用清灰。传热管顺列布置的方式要比错列布置更容易使烟气通过。
       3）选择合适的吹灰器型式，并在模块之间优化布置吹灰器，确保吹到全部传热管束，避免吹灰死角。目前可以用于WGGH吹灰的设备主要有蒸汽吹灰器、声波吹灰器、燃气激波吹灰器等。经过到不同的生产厂家以及电厂走访调研，总结出不同类型的吹灰器优缺点见表2。

表2：不同类型的吹灰器的优缺点

       综合考虑上述三种吹灰器的优缺点并结合我们的经验以及考虑安全因素，我们认为选用蒸汽吹灰器效果更好。为了保证吹灰效果，我们将蒸汽吹灰器布置在原烟气放热器的传热管束中间与传热管长度方向平行。由于烟道尺寸较大，所以必须选用可伸缩的旋转式蒸汽吹灰器。
       3.WGGH最佳补热技术研究。
       WGGH的烟囱入口烟气温度仅仅是保证烟气有效扩散，保护环境。从烟气有效扩散的角度出发，一般烟气温度在78～80℃之间，就能有效扩散，结合当地一些要求，确定适当的最低WGGH出口烟气温度即可。例如浙能六横电厂WGGH出口烟气温度高于78℃即可。
       确定了 WGGH出口最低烟气温度后，就要通过计算确定如何达到此最低出口烟气温度。
       众所周知，锅炉出口烟气温度随着机组负荷变化，也随着外界环境温度变化，当冬季机组负荷低于70%时，有可能锅炉出口烟气温度低于100℃，此时原烟气放热器回收的烟气热量不足以将脱硫后的净烟气加热到78℃以上，为了保证将脱硫后的净烟气加热到78℃以上，同时保证WGGH不会发生烟气低温腐蚀，就需要设计补热系统。
       三、推广应用情况及前景
       1.应用情况。
       截止2015年6月，我公司研发的该系统已成功供货应用于浙能六横电厂2×1000兆瓦机组、江阴苏龙电厂2×300兆瓦机组、华能上安电厂1×600兆瓦机组，南海京能电厂2×330兆瓦机组，运行至今能够满足设计排烟温度，无低温腐蚀现象发生，正常工况下烟囱排放无白烟。
       2.推广应用前景。
       自从我公司研发的WGGH系统率先在浙能六横电厂投运后，浙能集团在下属很多电厂推广该设备，目前已经有浙能集团下属的嘉兴电厂、乐清电厂、温四电厂等投运或准备投运该设备。其他兄弟单位也在大力推广应用该设备，例如仅华能集团在2014年就有金陵电厂、上安电厂等多个电厂招标该设备，几大电力集团都认识到了加装该设备的优越性以及其带来的良好经济效益和社会效益。应用前景必将十分广阔。
       四、使用照片

图3：WGGH原烟气放热器图（左图）及WGGH净烟气再热器（右图）

图4：WGGH管道系统

图5：WGGH净烟气再热器换热管无腐蚀、积灰及磨损（左图）及WGGH原烟气放热器换热管无腐蚀、积灰及磨损（右图）

（主创人员：赵之军、籍文豪、胡兴胜、殷国强、万  鹏、李  褀、熊  巍、雷承勇、李  健）