热电厂烟气脱硝烟气冷却器改造工程方案

◎　鲁沛沛

热电厂烟气脱硝烟气冷却器改造工程方案

◎鲁沛沛

根据国家发改委、环境保护部、国家能源局联合下发的“发改能源[2014]2093号关于印发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》的通知”明确提出要求“东部地区（辽宁、北京、天津、河北、山东、上海、江苏、浙江、福建、广东、海南等11省市）稳步推进现役30万千瓦及以上公用燃煤发电机组和有条件的30万千瓦以下公用燃煤发电机组实施大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值的环保改造。 (即NOx排放浓度小于50mg/m3，SO2排放浓度小于35mg/m3，粉尘排放浓度小于10mg/m3)。由此可见，鹤煤热电厂原有脱硝、除尘、脱硫等不能满足系统要求，需要进行改造。

鹤壁煤电股份有限公司热电厂（以下简称“鹤煤热电厂”）2×135MW机组为东方锅炉厂制造的型号为DG-445/13.7-∏1的超高压、中间一次再热、自然循环、单炉膛、四角切圆燃烧、平衡通风、固态排渣燃煤汽包炉，锅炉采用全钢构架、∏形悬吊结构，露天布置。锅炉同步配套建设2套半干法脱硫与电袋结合除尘的NID一体化技术，既静电除尘器作为一级预除尘，布袋除尘器作为二级终端除尘，在一、二级除尘系统中设置循环流化床法半干法脱硫。由武汉凯迪公司承建。按照燃煤中含硫0.33%，SO2出口浓度≤109mg/Nm3，布袋除尘器出口粉尘浓度≤50mg/Nm3进行设计施工。脱硝系统已进行改造，保证NOx排放浓度小于50mg/m3。即NOx排放浓度小于50mg/m3，SO2排放浓度小于35mg/m3，粉尘排放浓度小于10mg/m3。原有除尘、脱硫等不能满足系统要求，需要进行改造。

鹤煤热电厂2×135MW机组锅炉系东方锅炉厂制造的超高压参数、一次中间再热II型布置、单炉膛、切圆燃烧、固态排渣、双排钢构架、悬吊结构、管式空气预热器、露天布置、自然循环燃煤汽包炉，采用平衡通风、直流式燃烧器、四角切圆燃烧方式。

锅炉炉膛为光管加焊扁钢组成的膜式水冷壁，炉膛断面尺寸为9.584m×8.864m。前后墙水冷壁下部形成倾角为55°的冷灰斗，冷灰斗下部布置刮板捞渣机，后墙水冷壁上部向炉内突出2.5m形成折焰角。炉膛顶部、尾部竖井包墙及水平烟道包墙均为膜式壁包墙过热器。全大屏过热器布置在炉膛上部，屏式过热布置在炉膛出口窗处，在折焰角上部布置一级（高温）过热器。炉膛与尾部竖井烟道间有3.7m长的水平烟道，在水平烟道内布置热段再热器。

尾部竖井由中隔墙过热器分为前烟道和后烟道。在前烟道内布置上级省煤器，后烟道内布置冷段再热器，下级省煤器布置在两级空气预热器之间，空气预热器采用管式，由上、下两级组成。改造方案如下：

进出口水温的选择。本项目烟气冷却器进出口水温的选择主要考虑以下几个方面的因素。

THA工况7号低加入口水温为36.4℃，水温太低，极易发生低温腐蚀；6号低加入口水温为52.5℃，水温太低，极易发生低温腐蚀；6号低加出口水温为83.1℃，水温太高，作为回水点经济性较差。因此建议将7号低加入口与6号低加出口水混合至70℃作为取水点。

THA工况除氧器入口水温为142.7℃，水温太高，作为回水点经济性较差；4号低加入口水温为121.4℃，水温太高，作为回水点经济性较差；建议将回水点位置布置在5号低加入口83.1℃，此时烟气冷却器系统与回热系统串联，

其自身的阻力可以凝泵压头来克服。

鹤煤热电厂冬季供暖抽汽为中排抽汽，因此本项目冬季采用烟气冷却器加热供暖水的方案，排挤中排抽汽，节约发电煤耗。

因此方案一烟气冷却器系统如图1所示。

综上所述，烟气冷却器取水点、回水点方案为非供暖期7号低加入口与6号低加出口水混合至70℃作为取水点，5号低加入口回水，供暖期通过管壳式换热器来加热供暖回水。

设计中进口水温在酸露点以下，易引起低温腐蚀，且为了保证所有工况下系统的可靠性，受热面低温段18排采用ND钢材质制作，高温段18排采用20G材质制作。当入口水温较低时，需要增设热水再循环系统，将出口热水与进口冷水混合，使实际进口水温达到70℃，避免低温腐蚀，增强系统的可靠性。

非供暖期运行时，关闭管壳式换热器出入口阀门，烟气冷却器用于加热凝结水；供暖期运行时，打开管壳式换热器出入口阀门，关闭取水点阀门，烟气冷却器用来加热供暖回水，同时打开5号低加入口阀门，起到补水和稳压的作用。

但该方案在具有上述优势的同时也会产生积灰磨损问题。除尘器前烟尘浓度较高，且排烟温度较低，易产生受热面的积灰和磨损。因此防磨和防积灰对该方案来说尤为重要。

受热面整体布置于除尘器与引风机之间，将排烟温度降至酸露点以上。由于此时烟气中的粉尘含量极低，SO3结露形成的H2SO4雾滴无法全被飞灰吸收，因此烟气温度无法降低至酸露点以下，经济效益会受到较大的影响。但烟尘含量低，可以减缓积灰磨损；能够降低风机的电耗，抵消一部分受热面阻力，引风机裕度足可以克服受热面阻力，不需要增设风机；系统简单，改造费用适中。但据调研，锅炉的排烟温度和入炉煤质处于变化之中，当烟温过低、入炉煤含硫量高时，会导致风机的腐蚀问题。

将受热面布置于引风机与脱硫塔之间，该系统不必考虑风机的低温腐蚀，可以将排烟温度降到更低的适合于脱硫的85～90℃，且烟气在经过引风机时会有5℃左右的温升，因此该方案能够更多的提高机组效率以及节省脱硫耗水，但是烟气温度降太低，烟气与管内工质温差小，受热面太大，且布置在除尘器后面无法提高除尘效率。

由上节分析可知，烟气冷却器系统方案为：烟气冷却器串联入原回热系统，受热面安装于电除尘器入口的两个水平烟道内，烟气温度降至95℃。7号低加入口与6号低加出口水混合至70℃作为取水点，5号低加入口回水，供暖期烟气冷却器通过管壳式换热器来加热供暖回水。

通过合理的布置烟道尺寸和受热面结构，使得即使增加了换热设备，烟气流速也不致过高，防止阻力过大；设置吹灰器日常吹灰，防止积灰；在受热面前加装两排假管、增加受热面的管壁厚度，以减缓磨损；烟气冷却器入口设置导流板，使烟气能够均匀冲刷换热面，增强换热效率；受热面前后布置湿度泄漏检测装置，严密监控受热面的泄漏，一旦发现，马上堵漏或者隔离该组受热面。

烟气冷却器内凝结水与烟气换热呈逆流布置，一方面可大大提高烟气冷却器的传热系数，解决布置危机；另一方面，可使排烟温度的降低不受介质出口水温的限制，最大限度地降低排烟温度。受热面采用顺列H型翅片管逆流布置。

受热面采用了分组布置的方式，每个受热面布置若干个换热管箱，每组管箱的进出口安装手动阀门，可实现单组管箱的切除与投运，大大提高了系统的可靠性。

烟气冷却器的进水量由电动阀门配合出口烟气温度来调节。

受热面壁温的检测对本系统来说至关重要，但壁温检测难度较大，且准确性较差，因此用检测受热面内水温来代替壁温检测。受热面入口水温控制在70℃以上。若入口水温无法满足要求，则通过电动阀，调节热水再循环的水流量来提高入口水温。

烟气改造工程的布置主要包括烟气冷却器、烟气再热器和凝结水循环系统。改造工程的总体布置应符合厂区的总体规划和要求，做到工艺流程顺畅，物流方便，力求降低对主机的影响，因地制宜，充分利用地形条件，并满足《火力发电厂总图运输设计技术规程》（DL/T5032-2007）等规范及劳动安全和工业卫生防范的有关要求。

根据上述分析，鹤煤热电厂2×135MW机组进行烟气脱硫改造后，能有效地控制全厂烟气中SO2达标排放和满足SO2的排放总量要求。在工艺设计过程中，考虑有效的环保控制措施，不会造成二次污染。

除尘改造工程实施后，年烟尘排放量约为27.6吨/年（净烟气烟尘排放按5mg/ m3计），相对于改造前可实现多减排烟尘约248.4吨/年（净烟气烟尘排放从50mg/ m3降低至5mg/m3计），环境与社会效益显著。

（作者单位：鹤壁煤电股份有限公司热电厂）