水媒式换热装置运行现状

发布于：2022-09-08 16:17:08 来自：暖通空调/采暖供热 0 13 [复制转发]

知识点：换热装置

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结合6台燃煤机组（机组编号及容量见表1）水媒式换热装置改造后性能试验工作，对换热器的运行情况进行分析。

2.1 机组设计参数

机组容量、设计烟气量以及循环水量见图2所示。由图2可知，同一容量等级机组设计烟气量基本一致，烟气冷却器循环水量根据排烟温度高低，通过热力计算合理选取，其中4号机组排烟温度较高（160℃），加热后热媒水一部分用于加热烟气再热器，一部分用于加热机组8号低压加热器锅炉给水，实现余热利用，具有一定的节能效果。建议工程设计时，换热器设计边界条件在充分考虑燃煤条件以及排烟温度的情况下，可参考图中对应的机组负荷、烟气量和循环水量进行合理选取。

图1 水媒式烟气换热装置工艺流程
Fig. 1 Process flow of WGGH

表1 燃煤机组容量
Table 1 The capacity of coal-fired power units

图2 研究机组设计参数
Fig. 2 Design parameters of the study units

2.2 烟气冷却器温降情况

烟气冷却器是通过热媒水吸收高温烟气中的热量，达到降低排烟温度的目的。烟气冷却器设计运行烟温与实际运行烟温见图3所示。由图3可知，各机组烟气冷却器出口烟温基本一致，1～6号机组的设计温降和实际运行温降均值分别为46℃和37℃，偏差9℃。其主要原因是除6号机组外，其余机组烟气进口实际运行烟温均低于设计烟温，最高达到13℃。当锅炉排烟温度降低（如5号机组，设计/运行烟温为135℃/117℃）时，存在冷却器出口烟温降低于设计值的可能（如5号机组，设计/运行烟温为90℃/81℃），此运行条件下，管壁温度处于酸露点之下，容易引发SO3在换热管组上沉积、腐蚀，不利于机组安全稳定运行；同时为保证升温段热量需求，需要从其他热源进行补充，导致热损耗量增加。

图3 烟气冷却器温降情况
Fig. 3 The temperature drop of flue gas coolers

2.3 烟气再热器温升情况

烟气再热器是通过热媒水释放热量加热脱硫后烟气，实现提升烟气温度的目的。烟气再热器出口设计运行烟温与实际运行烟温如图4所示。由图4可知，设计温升和实际运行温升平均值分别为30.7℃和30.5℃，基本保持一致，其中除5号机组偏差为5℃外，其他机组温升偏差均在3℃内。研究发现，烟气再热器出口实际运行烟温（75℃以上）均高于设计出口烟温，满足设计值要求。图5为烟囱白色烟羽排放情况，图中4台机组均正常运行，有白色烟羽的2台机组未安装烟气再热器，烟囱排烟温度在50℃左右，另一烟囱处排烟温度在80℃左右。由此可见，通过烟气再热器提高烟囱排烟温度，能够在外界温度适宜条件下实现白色烟羽消除的目的。

图4 烟气再热器温升情况
Fig. 4 The temperature rise of flue gas reheaters

图5 烟囱白色烟羽排放情况
Fig. 5 White smoke plume discharge of chimney

此外，对于白色烟羽消除来讲，当外界环境温度一定时，烟气含湿量越低，对应加热提升烟气温度越低，越有利于消除白色烟羽；脱硫出口烟温降低，有利于烟气中水蒸气凝结析出，具有节水的效果[1]。建议通过对脱硫设施运行进行优化调整，尽量降低脱硫出口烟气温度，同时注意维持脱硫系统水平衡。

2.4 烟气系统阻力

烟气换热器发生低温腐蚀或者出现积灰问题时，烟气系统阻力将会显著升高，是评估烟气换热器运行状况好坏的重要指标。水媒式烟气换热系统降温段和升温段系统阻力如图6所示。由图6可知，研究机组的降温段和升温段设计系统阻力分别在450～550 Pa和520～800 Pa，实际系统运行阻力（3号机组除外）均在设计范围内，整体运行情况良好，且部分机组降温段系统阻力存在较大的裕量（如4号机组为237 Pa，远低于设计值550 Pa）。3号机组系统阻力偏高的主要原因是实际入炉煤硫分（0.77%）高于设计硫分（0.37%），且入炉煤灰分（17%）低于设计灰分（26%），入炉煤煤质条件偏离设计值较大，容易发生低温腐蚀，引起冷却器降温段积灰堵塞；吹灰器吹灰效果不理想等。

图6 烟气换热系统烟气阻力
Fig. 6 System resistance of WGGH

2.5 除尘器除尘效率和排放浓度

常规静电除尘器出口烟尘排放质量浓度一般可控制在20～50 mg/m3，甚至更高；加装水媒式换热装置后，除尘器进口烟温降低，可有效地降低粉尘比电阻避免反电晕现象、提高电场的击穿电压以及降低除尘器处理烟气量，有利于提高除尘器的除尘效率和降低烟尘排放浓度[7-9]。研究机组的除尘器除尘效率和排放浓度如图7所示。由图7可知，加装换热装置后除尘器的除尘效率一般均可达到99.90%以上，最高至99.97%，实测出口烟尘排放浓度均低于设计出口浓度，其中，1号机组入炉煤收到基灰分在22.2%以下时烟尘排放质量浓度最低可至11 mg/m3，能够有效地控制烟尘排放浓度。

2.6 SO3脱除情况

图7 低低温除尘器除尘效率
Fig. 7 Dust collection efficiency of low-low
temperature ESPs

图8 低低温电除尘SO3脱除情况
Fig. 8 SO3 removal of low-low temperature ESPs

低低温电除尘器多适用于中低硫、高灰煤，燃煤含硫量越低，烟气中的SO3浓度越低，其对应的酸露点就越低，发生低温腐蚀的风险将会越低；燃煤灰分越高，相应烟气含尘浓度越高，粉尘总表面积增大，有利于硫酸雾附着在粉尘表面并被碱性物质中和，降低腐蚀发生的风险[9-10]。国外相关研究表明：采用低低温电除尘器，当灰硫比（D/S之比）大于100时，烟气中的SO3去除率可达到90%以上，SO3体积浓度将低于1×10-6[11]。3号和4号机组低低温电除尘器实际对SO3脱除情况如图8所示。由图8可知，烟气冷却器进口SO3质量浓度分别为30.33 mg/m3和36.64 mg/m3，进入烟气冷却器后由于烟气温度降低，烟气中气态SO3凝结成液态的硫酸雾并与烟气中大量的飞灰充分混合，实测出口烟气中SO3质量浓度分别为9.77 mg/m3和13.93 mg/m3，去除率分别为67.79%和61.98%；混合后的SO3和飞灰进入静电除尘一同被脱除，低低温电除尘器整体对SO3的脱除率分别为71.88%和75.46%，虽然未达到相关研究显示的脱除效果，但有效降低了烟气中SO3的含量，减轻了脱硫装置对SO3的脱除压力，且随着SO3浓度的降低，增加了再热器换热材质的选择空间。