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协同颗粒物脱除和水分回收的电站锅炉烟气余热利用系统

2019-1-15 13:09| 发布者: 余热网| 查看: 132| 评论: 0|来自: 电力行业节能环保公众服务平台

摘要: 应用蒸汽相变技术与氟塑料换热器,设计了协同颗粒物脱除和水分回收的电站锅炉烟气余热利用系统。系统在脱硫塔进、出口设置两级间接传热式烟气冷却器,氟塑料换热器吸收的排烟余热通过闭式循环水和板式换热器传递给凝 ...
应用蒸汽相变技术与氟塑料换热器,设计了协同颗粒物脱除和水分回收的电站锅炉烟气余热利用系统。系统在脱硫塔进、出口设置两级间接传热式烟气冷却器,氟塑料换热器吸收的排烟余热通过闭式循环水和板式换热器传递给凝结水。一级烟气冷却器降低脱硫塔入口烟温以减小脱硫水耗,二级烟气冷却器冷凝烟气中的水蒸气并脱除烟气中的颗粒物。将系统应用于某330MW燃煤机组,在额定负荷可降低发电煤耗率为3.09g/(kW·h),回收冷凝水为6.4t/h,降低颗粒物浓度至8.08mg/m3;连续运行9个月,可节约77%的脱硫系统用水。
 
  0 引 言
 
  自2015年12月国家发布《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》(简称“方案”) 以来,许多煤电机组进行了烟气超低排放改造,以达到方案要求的在基准含氧量6%条件下,PM、SO2和NOx排放浓度分别≤10,35,50mg/m3的指标。
 
  超低排放改造时,在脱硝方面主要采用低氮燃烧技术(LNB)和选择性催化还原技术(SCR)相结合,并对SCR增加催化剂的方法。针对湿法脱硫系统,主要采用单塔双循环技术、双塔双循环技术、双托盘脱硫技术、双吸收塔串联技术、单塔多喷淋技术等。颗粒物脱除方面主要采用低低温电除尘技术和湿式电除尘技术,并逐渐形成了以这两种技术为核心的超低排放技术路线。据不完全统计,截至2015底,我国采用低低温电除尘器技术已改造机组70台,总装机容量超40000MW;采用湿式电除尘器技术改造180台,总装机容量超90000MW。低低温电除尘器技术可较好地脱除SO3等可凝结污染物,湿式电除尘器对联合脱除气体污染物和微量金属元素有利,但造价相对较高。
 
  采用低温省煤器技术的锅炉烟气余热利用系统在电厂已得到广泛应用。脱硝、脱硫、除尘和余热利用系统在工作时会相互影响,每个系统在完成其主要任务时需为下游装置创造有利条件。受低温腐蚀限制,目前低温省煤器多布置在脱硫塔前的引风机与脱硫塔之间,或空气预热器与电除尘之间,可将脱硫塔入口烟温降低到80~90℃。从水分回收的角度来看,脱硫塔入口烟温降低减少了喷淋水的消耗量,未回收烟气中的水分。从余热利用角度分析,系统主要回收的是烟气余热中的显热,而烟气中水蒸气携带的大量汽化潜热则随着烟气排入了大气,既造成了水分的浪费又造成了热量的损失,同时易导致烟囱的腐蚀并形成“石膏雨”。
 
  近年来快速发展的氟塑料换热器技术,为烟气余热的深度回收和污染物的协同脱除创造了条件。本文采用氟塑料换热器,充分利用其优越的抗酸腐蚀性能,并结合蒸汽相变脱除颗粒物技术,针对某330MW供热燃煤机组设计了协同颗粒物脱除和水分回收的电站锅炉烟气余热利用系统。通过对实际应用后的数据分析,证明采用传统的冷凝法余热利用及水分回收技术,可以实现烟气颗粒物的协同脱除。
 
  1 系统设计方案
 
  协同颗粒物脱除和水分回收的电站锅炉烟气余热利用系统设计方案如图1所示。
 

图1 协同颗粒物脱除和水分回收的电站锅炉烟气余热利用系统
 
  系统由布置在引风机和脱硫塔之间的烟气冷却器(FGC1)和布置在脱硫塔出口与烟囱之间的烟气冷却器(FGC2)构成。引风机中烟气依次流经FGC1、脱硫塔、FGC2后从烟囱排入大气。图1中,H1~H3代表1~3号高压加热器,H5~H8代表5~8号低压加热器。全部凝结水进入FGC2加热后,一部分凝结水经FGC1进一步加热后引入6号低压加热器入口,另一部分凝结水直接进入8号低压加热器,经8号、7号低压加热器加热后,与从FGC1来的凝结水混合进入6号低压加热器。
 
  烟气冷却器采用间接传热方式。两级烟气冷却器分别由布置在烟气侧的氟塑料换热器(FGC1-H、FGC2-H)和凝结水侧的金属板式换热器 (FGC1-C、FGC2-C)组成。氟塑料换热器与板式换热器之间通过闭式循环水管路连接,闭式循环水在泵的驱动下在各换热器之间循环流动。闭式循环水流过氟塑料换热器(FGC1-H、FGC2-H)时吸收烟气热量,并通过板式换热器(FGC1-C、FGC2-C)将从烟气吸收的热量传递给凝结水。氟塑料换热器FGC2-H下部设置了水分回收管路,将回收的水引入冷却塔底部的储水池或脱硫塔中循环利用。
 
  1.1 烟气余热利用原理
 
  凝结水流过FGC2时吸收了烟气余热,凝结水温度升高。随后,一部分凝结水进入8号低压加热器,凝结水温度升高且流量减小,使8号、7号低压加热器的汽轮机抽汽量减小。另一部分凝结水在FGC1进一步吸热后与7号低压加热器出口的凝结水混合进入6号低压加热器,由于6号低压加热器进口水温升高,其抽汽量减小。凝结水吸收了烟气余热,减少了汽轮机的抽汽量,汽轮机的做功能力增加。
 
  1.2 水分回收及节水原理
 
  电站锅炉的设计排烟温度一般在120℃左右,但实际运行时往往高于这个数值。在图1所示的烟气流程中,锅炉的排烟经脱硫塔喷淋脱硫、除雾脱水后温度约为50℃,从脱硫塔排出。脱硫塔内消耗的水量可根据脱硫塔内烟气的能量平衡计算,见式(1):

  由式(1)可知:烟气流量越大、脱硫塔入口烟温越高,消耗的水量越多。在本方案中,利用烟气冷却器FGC1将脱硫塔入口烟温降低到90℃左右,可有效降低脱硫水的消耗,达到节水目的。
 
  烟气进入脱硫塔后,石灰石浆液中的水吸收烟气热量蒸发成水蒸气,脱硫塔内部的烟气处于饱和状态。在脱硫塔出口布置氟塑料换热器可将脱硫塔出口50℃左右的烟气进一步冷却,烟气中的水蒸气将凝结成水。本系统在氟塑料换热器FGC2-H下部设置了烟气回收水管路,将回收的水送入冷却塔底部的储水池或脱硫塔中进行循环利用,可进一步减少电厂水耗。
 
  1.3 冷凝脱除颗粒物原理
 
  系统通过脱硫塔出口的氟塑料换热器FGC2-H,利用蒸汽相变机理实现烟气中颗粒物的脱除。燃煤锅炉烟气中含有12%~16%的水蒸气,当烟气进入脱硫塔后,与石灰石浆液接触,烟气被石灰石浆液中的水冷却,同时大量的水蒸发成水蒸气,使烟气处于饱和状态。脱硫塔在脱除SO2的同时,还脱除了一部分颗粒物。处于饱和状态的烟气离开脱硫塔时,夹带了未脱除的颗粒物及细小的石灰石、石膏颗粒。烟气流过FGC2-H氟塑料换热器时冷凝,在该过程中,水蒸气在细颗粒表面核化凝结,使颗粒粒度增大,质量增加。当烟气流经氟塑料管束时,颗粒与管束发生惯性撞击,从烟气中分离,并随凝结的水一同沿氟塑料管流下。由于氟塑料管刚性较弱,在工作过程中受烟气的冲刷产生微弱震动,促进了颗粒物的脱除。此外,部分SO2在冷凝过程中被凝结液吸收脱除。
 
  2 系统的工程应用及效果分析
 
  采用协同颗粒物脱除和水分回收的锅炉烟气余热利用系统对北方某330MW燃煤供热机组进行改造。该机组锅炉为亚临界、一次再热、自然循环锅炉,采用平衡通风、四角切圆燃烧方式,设计燃料为烟煤,煤质分析如表1所示。锅炉最大连续蒸发量为1102t/h,燃烧设计煤种时的煤耗量为158t/h。汽轮机为C330/262-16.7/0.3/538/538型,采用8段抽气,热力系统见图1。该厂投产后,排烟温度一直偏高,采暖期为130℃,非采暖期为150℃,严重影响了锅炉效率,同时,脱硫塔的水耗也较高。
 
  表1 煤质分析

  2.1 系统设计参数

  系统设计参数如表2所示。烟气流经第一级烟气冷却器FGC1后,烟温由150℃降至92℃。脱硫塔出口为50℃的饱和烟气经烟气冷却器FGC2后被冷却至49.2℃。全部的凝结水以772t/h的流量流入FGC2板式换热器后,温度由40℃升至49.2℃,随后凝结水分为两路,凝结水以324t/h进入FGC1的板式换热器加热至106℃进入6号低压加热器,其余的直接进入8号低压加热器。烟气冷却器FGC1和FGC2的闭式循环水流量分别为340,772t/h。系统设计的回收水量为5.7t/h。
 
  表2 系统设计参数

  为了便于烟气冷却器的安装,氟塑料换热器采用模块化设计,其结构参数见表3。
 
  表3 氟塑料换热器结构参数
 
  氟塑料换热器FGC1-H包含8个换热模块,布置在脱硫塔进口的两个水平烟道内,氟塑料管外径为7mm,壁厚为0.6mm。氟塑料换热器FGC2-H安装在脱硫塔出口水平烟道内,由7个模块组成,氟塑料管外径为5mm,壁厚为0.4mm。由于采用小管径、薄壁厚的氟塑料管,导热系数较小但并未影响传热效果。每个换热模块均配备了冲洗水系统以防止积灰(见图2)。

图2 脱硫塔出口氟塑料换热器
 
  2.2 应用效果分析
 
  系统投运后,由电科院科研人员对机组进行了性能试验,通过系统投运前后9个月的监测数据对比,考察了系统节水、节能以及颗粒物脱除的效果。
 
  2.2.1 系统回收水量及节水量
 
  在330MW额定工况时,FGC2回收水量为6.4t/h,比设计值(5.7t/h)高出0.7t/h。回收水量增加的原因是流过FGC2的闭式循环水温度低于设计值,对烟气的冷却效果较好。由此推断在冬季凝结水温度较低时,FGC2将回收更多的冷凝水。
 
  依据脱硫塔水耗数据,系统投运的前9个月,两台机组脱硫塔耗水累计为520879t;系统投运后的9个月,2台机组脱硫塔耗水量累计为346747t。两台机组同比节约脱硫水耗量174132t。
 
  该厂有两台相同的机组,由于只对其中的2号机组进行了改造,假设两台机组同期脱硫水耗相同,1号、2号机组脱硫塔在系统投运前9个月水耗均为260439.5t,2号机组脱硫塔在系统投运后9个月水耗比同期减少174132t,同时FGC2回收冷凝水量累计为26400t。据此计算,该脱硫系统节约用水约为77%,大大降低了脱硫系统的水耗。
 
  2.2.2 系统节能效果
 
  在330MW工况下分别在系统投入和停止的情况下,对机组进行了性能试验,主要数据见表4。
 
  表4 330MW负荷发电煤耗率对比

  从表4可以看出:系统投入可降低机组热耗率为83.287kJ/(kW·h),降低发电煤耗率为3.09g/(kW·h)。为了防止氟塑料管子堵塞,在闭式循环水管路临时增加了滤网,系统管路阻力增加,导致闭式循环水流量减少。在保证水质的情况下,若拆除临时滤网,可减少系统管路阻力,使循环水流量增大,系统回收的烟气余热同时会增加,机组热耗率和发电煤耗率可进一步降低。
 
  2.2.3 颗粒物脱除能力
 
  在系统投入的情况下,对脱硫塔出口的氟塑料换热器FGC2-H的进、出口颗粒物浓度进行测量,结果见表5。FGC2-H入口固体颗粒物浓度为11.31mg/m3,出口为8.08mg/m3,达到了超低排放(10mg/m3)的标准。据表中的数据计算,氟塑料换热器对固体颗粒物的脱除效率为28.6%。由此可见,系统在能回收烟气余热和水分的同时,实现了颗粒物的协同脱除。
 
  表5 脱硫塔出口烟气冷却器前后烟尘含量

  3 结 论
 
  1) 利用具有良好抗酸腐蚀性能的氟塑料换热器和蒸汽相变机理,设计了协同颗粒物脱除和水分回收的电站锅炉烟气余热利用系统。该系统包括两级间接传热式烟气冷却器,分别布置在脱硫塔进口和出口,将烟气冷却器回收的热量用于加热凝结水。烟气冷却器由吸收烟气热量的氟塑料换热器和向凝结水传热的板式换热器构成,氟塑料换热器和板式换热器通过闭式循环水管路连接,并将回收的烟气热量传递给凝结水。
 
  2) 该系统成功地应用于某330MW供热燃煤机组,通过9个月的数据分析和机组性能对比,该系统累计回收烟气冷凝水量26400t,节约脱硫系统用水77%。在330MW额定工况下,系统可回收烟气中的水分为6.4t/h,降低发电煤耗为3.09g/(kW·h),脱硫塔出口固体颗粒物浓度为8.08mg/m3,达到了超低排放(10mg/m3)的标准。
 
  3) 氟塑料换热器可有效防止低温腐蚀,脱硫塔出口的氟塑料换热器使烟气中的水蒸气凝结,并实现颗粒物的协同脱除。系统实际运行情况表明,通过优化系统参数,可进一步提高系统的节能、节水和颗粒物脱除效果。

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