燃煤電廠低溫煙氣余熱利用的應用研究

沈煜暉，陶愛平，鄧輝鵬

(中國華電工程(集團)有限公司，北京 100035)

0 引言

火力發電機組煙氣脫硫是我國環保設施建設的重要內容之一，也是我國SO2減排最主要的措施，國內大型火力發電機組煙氣脫硫多數采用石灰石－石膏濕法脫硫系統。石灰石－石膏濕法脫硫系統雖然大幅度減少了SO2的排放總量，但是投入的資本數以億計，同時也增加了發電標準煤能耗和水耗，因此，切實需要尋找一條脫硫低能耗的新思路，制訂新的工藝流程。

本文結合脫硫及發電系統的現狀，提出了降低水耗、節能減排的系統解決方案，優化設計、技術創新，同時解決目前脫硫后“濕煙囪”不能安全、穩定運行的問題。

1 濕法脫硫存在的系統性問題

目前，脫硫系統基本都取消了煙氣換熱器(GGH)，脫硫后煙囪運行在50℃與130℃變溫工況下，大部分濕煙囪運行均出現了問題。脫硫系統不設置GGH后系統水耗大幅增加，引起了社會的關注;脫硫前煙氣溫度約為130℃，脫硫后煙氣溫度為50℃，巨大的溫差意味著巨大的能量浪費。取消GGH后脫硫系統的壓差僅為1 600 Pa左右，需增設脫硫增壓風機，風機選型困難或選型偏大，不利于節能且降低了脫硫系統的可利用率。

1.1 濕煙囪的安全性

脫硫系統在不設置GGH的情況下，脫硫后煙囪屬于“濕煙囪”，煙囪必須防腐。由于旁路的存在，防腐后的煙囪運行在50℃與130℃(甚至更高)2個溫度工況下，壓力運行在“正壓”與“負壓”工況下，煙氣水分運行在過飽和(干態)與飽和(濕態，大量物理水析出)工況下。目前，主流的煙囪防腐工藝很難在上述工況下保證機組安全運行。例如:發泡玻璃磚在50℃和180℃的溫變試驗中均出現了開裂;聚脲材料無法在130℃以上的工況運行;耐酸膠泥無法解決水溶性問題;玻璃鱗片防腐材料不適應干、濕2種工況，很容易起泡脫落。在實際工程中，很多電廠的濕煙囪在運行一段時間后，煙氣中的酸液腐蝕煙囪的內壁，酸液滲漏沿煙囪壁流下，煙囪安全情況堪憂。

1.2 脫硫系統水耗問題

脫硫系統在不設置GGH的情況下，進入脫硫系統的煙氣溫度由85～90℃提高到120～130℃，脫硫水耗大幅增加。以常規600 MW機組為例，設置GGH時脫硫系統水耗約為45 t/h(單臺機組)，不設置GGH時水耗約為70 t/h(單臺機組)，按照年運行5500 h計算，年增加水耗約13.75萬t。在全國缺水、抗旱的大形式下，水耗問題很可能成為濕法脫硫系統的發展瓶頸。因此，有必要進一步降低脫硫系統前的煙氣溫度，降低脫硫系統的水耗。

1.3 引風機與脫硫增壓風機合并的問題

由于安裝GGH對SO2地面散落濃度的達標影響不大，且GGH故障率高、運行成本大，所以，近幾年的脫硫系統設計時已不再設置GGH。取消GGH后，減少了系統阻力和故障點，使脫硫系統運行可靠性提高，維護和檢修工作量也相應減少。

取消GGH后，脫硫系統的煙道阻力僅約600 Pa(含煙囪自拔力補償)，吸收塔常規阻力為1 000 Pa左右，需設脫硫增壓風機。脫硫增壓風機屬于大流量、低揚程風機，多數的增壓風機存在著選型偏高的問題，增壓風機無法運行在效率最高點;在低負荷情況下，增壓風機效率更低，不利于節能。

2 新工藝流程的解決方案

2.1 常規的脫硫系統流程

引風機出口的全部煙氣(煙氣溫度約120℃)經水平主煙道從原煙氣進口擋板門進入脫硫系統，匯流后經脫硫增壓風機(煙氣溫度增加約3℃)進入吸收塔，在塔內洗滌脫硫后的煙氣經除霧器除去霧滴，然后從凈煙氣出口擋板門(煙氣溫度約50℃)進入水平主煙道，最后經煙囪排入大氣。在水平主煙道上裝設旁路擋板門，當鍋爐啟動和煙氣脫硫(FGD)裝置因故障停運時，煙氣經旁路進入煙囪排放。在正常工況下，煙囪運行溫度約為50℃，當鍋爐啟動和FGD裝置故障停運時煙囪運行溫度約為120℃。常規的脫硫系統流程如圖1所示。

圖1 常規的脫硫系統流程

2.2 優化后的新工藝流程

引風機(與脫硫增壓風機合并設置)出口的全部煙氣(煙氣溫度約120℃)進入低溫煙氣熱能回收裝置(煙氣溫度降低到90℃)，溫度降低后煙氣從原煙氣進口擋板門進入脫硫系統的吸收塔，在塔內洗滌脫硫后的煙氣經除霧器除去霧滴，然后從凈煙氣出口擋板門(煙氣溫度約50℃)進入水平主煙道，最后經煙囪排入大氣。在水平主煙道上裝設旁路擋板門，當鍋爐啟動和FGD裝置故障停運時，煙氣經旁路進入煙囪排放。在正常工況下，煙囪運行溫度約為50℃;當鍋爐啟動和FGD裝置故障停運時，煙囪運行溫度約為90℃。優化后的脫硫系統流程如圖2所示。

圖2 優化后的脫硫系統流程

2.3 節能分析

2.3.1 低溫熱能回收裝置

以某電廠2×660 MW機組為例進行分析:引風機與脫硫增壓風機合并，引風機后煙氣溫度約120℃，經過低溫熱能回收裝置后煙氣溫度降至90℃;脫硫后煙氣溫度為50℃;低溫熱能回收裝置的冷卻水為凝結水，水溫為34.4℃;加熱后凝節水水溫為71.3℃。熱力計算結果見表1。

表1 熱力計算結果

由表1可以看出，采用本文提出的系統解決方案可提高發電效率0.29%，節能效果顯著，值得在新建火力發電機組以及進行脫硫技術改造的火力發電機組工程中推廣。

2.3.2 用于加熱凝結水的節能分析

(1)660 MW機組引風機出口煙氣溫度為120℃，通過熱能回收裝置冷卻后，煙氣溫度為90℃，回收煙氣熱能約24 MW。

(2)煙氣熱能回收裝置入口凝結水溫度為34.4℃，加熱后凝結水溫度為71.3℃。循環水量約為總凝結水量的43.5%。

(3)節約低壓抽汽發電量約1985(kW·h)/h，相當于發電量的0.3%。

結論:煙氣溫度每降低10℃，發電能耗降低0.1%。

2.3.3 用于加熱采暖熱水

(1)660 MW機組引風機出口煙氣溫度為120℃，經熱能回收裝置冷卻后煙氣溫度為90℃，回收煙氣熱能約24 MW。

(2)采暖供水溫度為110℃，回水溫度為70℃。

(3)采暖綜合熱指標為54 W/m2。

(4)可供采暖面積40萬m2，經濟效益可觀。

2.3.4 節水分析

(1)設置低溫熱能回收裝置后單臺機組煙氣釋放出的熱流量為24785.16 kW，吸收塔內漿液溫度為46.3℃，則2臺鍋爐減少水蒸氣蒸發量70.8m3/h。

(2)煙囪高度為240 m，凈煙道與煙囪出口高度差為220 m，脫硫后凈煙氣出口溫度為50℃。由于順著煙囪上升時壓力下降，絕熱線性膨脹使煙氣變冷，煙囪溫降按2.5℃/100 m考慮，凈煙氣經過煙囪后溫度降為44.5℃，此時煙囪中凈煙氣析水量為60 m3/h，80%的水以液滴狀態隨煙氣進入大氣，剩余20%的水以12 m3/h的速度附著在煙囪壁回流［1］。設置FRP疏水箱(水封)，將凈煙道和煙囪的疏水引入地坑，利用地坑泵將冷凝水打回吸收塔。2臺鍋爐每小時可回收約24 m3的水。

2.3.5 引風機與脫硫增壓風機合并

引風機和增壓風機合并后，由于減少了1臺風機，調節對象單一，煙氣系統相應負荷變化較分設方案迅速、準確，不僅降低了故障率，還減少了運行維護費用。此時引風機的基本風壓為鍋爐爐膛至煙囪出口的管道阻力、設備阻力、煙道阻力、漿液噴淋阻力、動壓升損失和煙囪自拔力之和。由于脫硫裝置停運或主機調試階段脫硫裝置未同步調試，該風機的運行靜壓升偏離設計值較大，因此，宜采用動葉可調軸流式風機。

對于600 MW機組，如分設方案的引風機和脫硫增壓風機都采用動葉可調風機，則2臺機組風機合并方案比分設方案風機的設備投資少200萬～385萬元;如合并方案采用動葉可調軸流式風機，分設方案都采用靜葉可調風機，則2臺機組風機合并方案比分設方案風機的設備投資少100萬～295萬元。風機安裝需要土地占用、土建、脫硫煙道材料、防腐材料等費用，因此，風機合并方案比分設方案初投資少50萬元。由于鍋爐引風機與脫硫增壓風機合并后引風機需要采用較高的靜壓升，為防止爐膛出現內爆，需要提高爐膛設計壓力，相對增加鍋爐構架費用30萬元。

經過以上比較，風機合并方案比風機分設方案減少初投資120萬～405萬元。由于煙道阻力的減少，2臺600 MW機組如采用風機合一方案，每年可省電2320 MW·h，節約電費58萬元［2］。

引風機與增壓風機合并后，不僅減少了占地面積及工程總投資，而且減少了煙道彎頭，降低了脫硫系統阻力，有利于節能。

2.4 濕煙囪運行解決方案

濕煙囪的運行工況惡劣，旁路運行時煙溫一般為130℃左右(沖擊煙溫甚至高達180℃)，因此，要求煙囪內壁刷涂料并內襯耐高溫材料。耐高溫材料應與碳鋼的熱膨脹系數應相近，以適應停機、啟動時的冷熱變化以及酸濕氣、液到干態高溫煙氣的變化。

煙氣脫硫運行或旁路運行時有70℃左右的溫差，干態高溫煙氣和低溫酸煙氣環境的轉換，往往導致煙囪防腐內襯開裂、脫落和酸液滲漏，濕煙囪運行存在嚴重的安全問題。采用鈦鋼板或鈦鋼復合板的套筒式煙囪以及粘貼進口賓高德泡沫玻化磚的煙囪，運行情況較好，但價格昂貴。設置低溫煙氣回收裝置后，溫差減小到40℃左右，同時使旁路運行溫度降低了約30℃，大大改善了濕煙囪的運行條件，延長了煙囪防腐內襯的使用壽命。

3 結論

(1)引風機與脫硫增壓風機合并設置。

(2)在引風機后主煙道前設置低溫(130℃左右)煙氣熱能回收裝置，進一步回收尾部煙氣熱能，提高主機島發電效率或降低發電機組供熱能耗;同時，降低脫硫旁路運行與非旁路運行狀態間的溫度差，降低脫硫后濕煙囪防腐設計的難度，穩定濕煙囪的運行工況。

(3)在除塵器前設置低溫(約130℃左右)煙氣熱能回收裝置，提高主機島發電效率或降低發電機組供熱能耗，同時提高靜電除塵器的除塵效率，降低煙氣中SO3的生成量。

由以上分析可知，采用引風機與脫硫增壓風機合并和設置低溫煙氣熱能回收裝置的新工藝流程，降低了水耗，節約了電能，減少了占地面積及工程總投資，同時減小了旁路運行的溫差變化，改善了濕煙囪的運行條件，可解決目前濕法脫硫的系統性問題。

隨著濕法脫硫運行水平的逐步提高，“減排中節能”的觀念逐漸被電廠所接受，因此，迫切需要制訂新的、可靠的工藝流程。對于本文介紹的優化后的脫硫工藝流程，國內已經有所探討并進行了研究性的應用。本文量化了該新工藝流程的節能、節水指標，希望能引起業界的重視，在新建或脫硫技術改造工程中推廣使用。

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