燃煤电厂烟气余热回收技术工程应用研究

引言

我国2020年的社会能源消费结构中,煤炭能源消费占比56.8%,消费总量达到49.8亿t。虽然近几年我国风电、太阳能等清洁能源产业蓬勃发展,但以社会主要能源消费形式的电能为例,2021年以燃煤为主的火电厂发电量仍然占据全社会发电总量的70%以上。当前,我国明确提出了碳达峰、碳中和的双控战略目标,给广大能源企业节能减排也提出了更高的要求,在短期内无法改变以煤电为主的电力能源消费结构的情况下,发电企业通过降低排烟温度,充分利用锅炉烟气中的余热,是实现节能降耗、减少二氧化碳排放最有效的方法之一,这对于锅炉效率的提高乃至整个电厂经济效益的提升也十分重要。

1余热利用技术

燃煤电厂锅炉热损失是影响火电机组锅炉效率的重要因素,其中排烟热损失是锅炉热损失中最大的一项,占锅炉热损失的70%~80%。国内火电厂空预器出口排烟温度一般在110~150℃,部分老旧机组甚至超过了160℃。常规火电站锅炉烟气从空预器出来后,通过电除尘、脱硫系统除去烟尘和硫化物后,直接从烟囱排放到大气中,烟气中的大量余热未得到充分利用,极大地浪费了能源。通过余热回收利用可降低发电煤耗,减少碳排放并提高经济效益,很多发电企业都通过各种技术改造实现对这部分低温烟气中热量的利用。

电厂对烟气余热回收利用的目的和考虑侧重点不同,采用的烟气余热回收技术和回收装置的布点位置也各有不同。燃煤电厂烟气余热回收技术一般有烟气余热褐煤干燥技术、低温省煤器回收烟气余热技术、热泵回收烟气余热技术等。布置方式上,余热回收目前主要有以下几种形式(图1):①布置在空预器后、静电除尘器前:②布置在引风机与脱硫塔之间:③如排烟温度较高,亦可采用两级串联布置:第一级(高温段)布置在空气预热器与静电除尘器之间,第二级(低温段)布置在引风机与脱硫塔之间:④布置在脱硫塔和烟囱之间。上述几种余热回收技术和布置方式在现场都有工程应用实例。本文主要介绍一种火电厂尾部烟道阶梯式余热回收装置的工程应用实例及试运效果,该装置分两级换热器吸收置换低温烟气中的热量,减少尾部排烟的热量携带,并提高除盐水补水温度和锅炉凝结水温度。

2工程应用

2.1改造前概况

某电厂2号机组为330Mw自然循环亚临界燃煤供热发电机组,同步配套设计建设石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置、湿烟囱,无脱硫增压风机和烟气换热器等设备,吸收塔出口烟气排放温度约50℃。该机组于2017年进行了烟气超低排放改造,改造期间在尾部烟道中增设管式烟气换热器(管式GGH),烟气冷却器布置在静电除尘器之前,烟气加热器布置在吸收塔出口湿式静电除尘器和烟囱之间(图2),通过热媒水循环泵的水循环实现冷却器和加热器的热量交换,将净烟气的排放温度抬升到78℃左右,消除白烟现象。

按照浙江省发布的《燃煤电厂大气污染物排放标准》(DB33/2147一2018):采用烟气冷凝再热技术且能达到消除石膏雨和白色烟羽同等效果的,正常工况下排放烟温必须持续稳定达到54℃以上,冬季和重污染预警启动时排放烟温应持续稳定达到56℃以上。加装烟气冷凝器后,烟气排放温度达到56℃以上即可满足环保要求。2号机组通过余热回收技术改造,回收利用管式GGH系统的部分富余热量来加热凝结水,降低净烟气排放温度,提高锅炉热效率。

2.2改造范围

2.2.1烟气冷凝器

2号机组烟气冷凝器布置在湿式静电除尘器本体与水平烟道除雾器之间的烟道上(图2中①),烟气冷凝器的壳体选用2205双相不锈钢材质,壁厚6mm:烟气冷凝器换热材质为钛管,换热管采用规格为小25×1的光管,烟气冷凝器设置6路冲洗水管路,可定期对烟气冷凝器进行冲洗。除盐水从原除盐水母管引旁路进入烟气冷凝器内与烟气进行间壁式换热再进入机组凝储水箱,除盐水母管上设有流量调节阀(图2中4),通过PID调节实现凝储水箱水位自动控制,烟气冷凝器除盐水旁路阀(图2中5)用于冷凝器故障检修时切除烟道冷凝器以保障机组正常运行。烟气冷凝器运行中低温烟气释放的热量被除盐水吸收,除盐水被加热升温,从而降低排烟温度回收热量。脱硫后饱和净烟气经换热冷凝后,会产生大量的烟气冷凝水(约21.37t/h),冷凝水自流至烟气冷凝水箱(图2中③),冷凝水呈弱酸性(pH值4.0~6.0),通过加药装置在水箱中加适量的碱,将pH值控制在7.0~9.0,经烟气冷凝水泵外排至脱硫工艺水箱,实现冷凝水回收利用。

2.2.2热媒水一凝结水换热器

管式GGH烟气冷却器将空预器出口烟气温度由120℃左右降至85℃以下,额定工况下可回收热量约16.24Mw,将热媒循环水(总流量500t/h)温度由70℃加热至约98℃,加热后的热水原本全部用于GGH烟气加热器提升出口净烟气温度。为进一步利用管式GGH换热器的富余热量,提高机组凝结水的温度,本次2号机组余热回收改造在现有管式GGH热媒循环水系统的基础上,新增一台热媒水一凝结水换热器(管壳式换热器)及相应管道与管式GGH烟气加热器并联运行。热媒水一凝结水换热器管程和壳程的所有部件材质均选用304不锈钢,换热管为无缝钢管。通过热媒水一凝结水换热器进口调节阀(图2中1),从管式GGH烟气冷却器后的热媒水母管抽取一部分热媒水进入热媒水一凝结水换热器加热凝结水,将凝结水温度提升12℃,剩余部分热媒水去管式GGH烟气加热器提升净烟气温度。

3运行效果

2号机组余热回收装置改造完成后进行试运行,锅炉负荷稳定在90%左右,此时管式GGH烟气冷却器的热媒循环水总流量为490.8t/h,通过热媒水一凝结水换热器进口调节阀(图2中1)抽取176.1t/h热媒水通过热媒水一凝结水换热器(管壳式换热器)加热凝结水,其余314.7t/h热媒水去管式GGH烟气加热器将冷凝器后的净烟气温度升高至61.33℃后排放。余热回收装置主要试运行参数记录如表1所示。

表1中余热回收装置试运行数据显示,通过阶梯式余热回收利用系统的改造,锅炉90%负荷稳定运行时,经过热媒水—凝结水换热器的凝结水温度从37.52℃提高到47.13℃,温升9.61℃。烟气冷凝器投运后,脱硫出口净烟气温度由49.2℃降至45.18℃,随着烟气温度降低,这部分烟气中的水蒸气凝结可释放出潜热约15.55Mw,该部分热量被除盐水吸收,除盐水补水温度从23.52℃提高到47.46℃,除盐水温升23.94℃。经管式GGH烟气加热器后的排烟温度从投运前的76.65℃降低至61.33℃,净烟气排烟温度下降15.32℃。根据相关研究文献,火电厂锅炉排烟温度的高低是降低排烟损失的重要指标,一般情况下锅炉的排烟温度每降低10~15℃,锅炉热效率可提高约1%。从2号机组余热回收装置运行试验数据结果可以看出,余热回收装置投运后,脱硫出口净烟气排烟温度下降了15.32℃,锅炉热效率提高1%左右,可有效降低锅炉发电煤耗,提高锅炉运行经济性。余热回收系统运行时,烟气冷凝器的冷凝水量回收量为19.83t/h,这部分冷凝水均可被回收至脱硫工艺水系统再次利用,以该电厂年机组利用小时数7000h计,一台机组年可节约脱硫系统用水约14万t。

4结语

利用换热器阶梯布置吸收热量的烟气余热回收装置,通过增加烟气冷凝器、热媒水—凝结水换热器等设施,提高进入锅炉的除盐水和凝结水温度,降低排烟温度,有效减少锅炉热损失,效果较为明显:同时,脱硫净烟气的水汽通过烟气冷凝器被回收,冷凝水经初步加碱中和处理后即可进入脱硫工艺水系统实现回收利用,可大幅降低脱硫系统的运行水耗,节约有限的水资源。

火电厂烟气余热回收和利用,对节能降耗、提高电厂经济性具有重要作用。从某电厂2号机组余热回收改造结果综合分析,达到了预期效果,但由于考虑低温烟气的腐蚀等问题,冷凝器材质选用较为昂贵的2205双相不锈钢及钛管,加上附属各种换热器、管道、泵、阀门等设施较多,设备和安装成本较高,初期投资大,收回成本周期较长。因此,未来烟气余热回收利用仍需在新材料应用、系统优化、换热器设备选型和热泵技术等方面进一步研究,在开发高效余热利用方法的同时,考量综合成本和设备安全,兼顾安全性和经济性。