◎　魯沛沛

熱電廠煙氣脫硝煙氣冷卻器改造工程方案

◎魯沛沛

根據(jù)國家發(fā)改委、環(huán)境保護部、國家能源局聯(lián)合下發(fā)的“發(fā)改能源[2014]2093號關于印發(fā)《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃（2014-2020年）》的通知”明確提出要求“東部地區(qū)（遼寧、北京、天津、河北、山東、上海、江蘇、浙江、福建、廣東、海南等11省市）穩(wěn)步推進現(xiàn)役30萬千瓦及以上公用燃煤發(fā)電機組和有條件的30萬千瓦以下公用燃煤發(fā)電機組實施大氣污染物排放濃度基本達到燃氣輪機組排放限值的環(huán)保改造。 (即NOx排放濃度小于50mg/m3，SO2排放濃度小于35mg/m3，粉塵排放濃度小于10mg/m3)。由此可見，鶴煤熱電廠原有脫硝、除塵、脫硫等不能滿足系統(tǒng)要求，需要進行改造。

鶴壁煤電股份有限公司熱電廠（以下簡稱“鶴煤熱電廠”）2×135MW機組為東方鍋爐廠制造的型號為DG-445/13.7-∏1的超高壓、中間一次再熱、自然循環(huán)、單爐膛、四角切圓燃燒、平衡通風、固態(tài)排渣燃煤汽包爐，鍋爐采用全鋼構(gòu)架、∏形懸吊結(jié)構(gòu)，露天布置。鍋爐同步配套建設2套半干法脫硫與電袋結(jié)合除塵的NID一體化技術，既靜電除塵器作為一級預除塵，布袋除塵器作為二級終端除塵，在一、二級除塵系統(tǒng)中設置循環(huán)流化床法半干法脫硫。由武漢凱迪公司承建。按照燃煤中含硫0.33%，SO2出口濃度≤109mg/Nm3，布袋除塵器出口粉塵濃度≤50mg/Nm3進行設計施工。脫硝系統(tǒng)已進行改造，保證NOx排放濃度小于50mg/m3。即NOx排放濃度小于50mg/m3，SO2排放濃度小于35mg/m3，粉塵排放濃度小于10mg/m3。原有除塵、脫硫等不能滿足系統(tǒng)要求，需要進行改造。

鶴煤熱電廠2×135MW機組鍋爐系東方鍋爐廠制造的超高壓參數(shù)、一次中間再熱II型布置、單爐膛、切圓燃燒、固態(tài)排渣、雙排鋼構(gòu)架、懸吊結(jié)構(gòu)、管式空氣預熱器、露天布置、自然循環(huán)燃煤汽包爐，采用平衡通風、直流式燃燒器、四角切圓燃燒方式。

鍋爐爐膛為光管加焊扁鋼組成的膜式水冷壁，爐膛斷面尺寸為9.584m×8.864m。前后墻水冷壁下部形成傾角為55°的冷灰斗，冷灰斗下部布置刮板撈渣機，后墻水冷壁上部向爐內(nèi)突出2.5m形成折焰角。爐膛頂部、尾部豎井包墻及水平煙道包墻均為膜式壁包墻過熱器。全大屏過熱器布置在爐膛上部，屏式過熱布置在爐膛出口窗處，在折焰角上部布置一級（高溫）過熱器。爐膛與尾部豎井煙道間有3.7m長的水平煙道，在水平煙道內(nèi)布置熱段再熱器。

尾部豎井由中隔墻過熱器分為前煙道和后煙道。在前煙道內(nèi)布置上級省煤器，后煙道內(nèi)布置冷段再熱器，下級省煤器布置在兩級空氣預熱器之間，空氣預熱器采用管式，由上、下兩級組成。改造方案如下：

進出口水溫的選擇。本項目煙氣冷卻器進出口水溫的選擇主要考慮以下幾個方面的因素。

THA工況7號低加入口水溫為36.4℃，水溫太低，極易發(fā)生低溫腐蝕；6號低加入口水溫為52.5℃，水溫太低，極易發(fā)生低溫腐蝕；6號低加出口水溫為83.1℃，水溫太高，作為回水點經(jīng)濟性較差。因此建議將7號低加入口與6號低加出口水混合至70℃作為取水點。

THA工況除氧器入口水溫為142.7℃，水溫太高，作為回水點經(jīng)濟性較差；4號低加入口水溫為121.4℃，水溫太高，作為回水點經(jīng)濟性較差；建議將回水點位置布置在5號低加入口83.1℃，此時煙氣冷卻器系統(tǒng)與回熱系統(tǒng)串聯(lián)，

其自身的阻力可以凝泵壓頭來克服。

鶴煤熱電廠冬季供暖抽汽為中排抽汽，因此本項目冬季采用煙氣冷卻器加熱供暖水的方案，排擠中排抽汽，節(jié)約發(fā)電煤耗。

因此方案一煙氣冷卻器系統(tǒng)如圖1所示。

綜上所述，煙氣冷卻器取水點、回水點方案為非供暖期7號低加入口與6號低加出口水混合至70℃作為取水點，5號低加入口回水，供暖期通過管殼式換熱器來加熱供暖回水。

設計中進口水溫在酸露點以下，易引起低溫腐蝕，且為了保證所有工況下系統(tǒng)的可靠性，受熱面低溫段18排采用ND鋼材質(zhì)制作，高溫段18排采用20G材質(zhì)制作。當入口水溫較低時，需要增設熱水再循環(huán)系統(tǒng)，將出口熱水與進口冷水混合，使實際進口水溫達到70℃，避免低溫腐蝕，增強系統(tǒng)的可靠性。

非供暖期運行時，關閉管殼式換熱器出入口閥門，煙氣冷卻器用于加熱凝結(jié)水；供暖期運行時，打開管殼式換熱器出入口閥門，關閉取水點閥門，煙氣冷卻器用來加熱供暖回水，同時打開5號低加入口閥門，起到補水和穩(wěn)壓的作用。

但該方案在具有上述優(yōu)勢的同時也會產(chǎn)生積灰磨損問題。除塵器前煙塵濃度較高，且排煙溫度較低，易產(chǎn)生受熱面的積灰和磨損。因此防磨和防積灰對該方案來說尤為重要。

受熱面整體布置于除塵器與引風機之間，將排煙溫度降至酸露點以上。由于此時煙氣中的粉塵含量極低，SO3結(jié)露形成的H2SO4霧滴無法全被飛灰吸收，因此煙氣溫度無法降低至酸露點以下，經(jīng)濟效益會受到較大的影響。但煙塵含量低，可以減緩積灰磨損；能夠降低風機的電耗，抵消一部分受熱面阻力，引風機裕度足可以克服受熱面阻力，不需要增設風機；系統(tǒng)簡單，改造費用適中。但據(jù)調(diào)研，鍋爐的排煙溫度和入爐煤質(zhì)處于變化之中，當煙溫過低、入爐煤含硫量高時，會導致風機的腐蝕問題。

將受熱面布置于引風機與脫硫塔之間，該系統(tǒng)不必考慮風機的低溫腐蝕，可以將排煙溫度降到更低的適合于脫硫的85～90℃，且煙氣在經(jīng)過引風機時會有5℃左右的溫升，因此該方案能夠更多的提高機組效率以及節(jié)省脫硫耗水，但是煙氣溫度降太低，煙氣與管內(nèi)工質(zhì)溫差小，受熱面太大，且布置在除塵器后面無法提高除塵效率。

由上節(jié)分析可知，煙氣冷卻器系統(tǒng)方案為：煙氣冷卻器串聯(lián)入原回熱系統(tǒng)，受熱面安裝于電除塵器入口的兩個水平煙道內(nèi)，煙氣溫度降至95℃。7號低加入口與6號低加出口水混合至70℃作為取水點，5號低加入口回水，供暖期煙氣冷卻器通過管殼式換熱器來加熱供暖回水。

通過合理的布置煙道尺寸和受熱面結(jié)構(gòu)，使得即使增加了換熱設備，煙氣流速也不致過高，防止阻力過大；設置吹灰器日常吹灰，防止積灰；在受熱面前加裝兩排假管、增加受熱面的管壁厚度，以減緩磨損；煙氣冷卻器入口設置導流板，使煙氣能夠均勻沖刷換熱面，增強換熱效率；受熱面前后布置濕度泄漏檢測裝置，嚴密監(jiān)控受熱面的泄漏，一旦發(fā)現(xiàn)，馬上堵漏或者隔離該組受熱面。

煙氣冷卻器內(nèi)凝結(jié)水與煙氣換熱呈逆流布置，一方面可大大提高煙氣冷卻器的傳熱系數(shù)，解決布置危機；另一方面，可使排煙溫度的降低不受介質(zhì)出口水溫的限制，最大限度地降低排煙溫度。受熱面采用順列H型翅片管逆流布置。

受熱面采用了分組布置的方式，每個受熱面布置若干個換熱管箱，每組管箱的進出口安裝手動閥門，可實現(xiàn)單組管箱的切除與投運，大大提高了系統(tǒng)的可靠性。

煙氣冷卻器的進水量由電動閥門配合出口煙氣溫度來調(diào)節(jié)。

受熱面壁溫的檢測對本系統(tǒng)來說至關重要，但壁溫檢測難度較大，且準確性較差，因此用檢測受熱面內(nèi)水溫來代替壁溫檢測。受熱面入口水溫控制在70℃以上。若入口水溫無法滿足要求，則通過電動閥，調(diào)節(jié)熱水再循環(huán)的水流量來提高入口水溫。

煙氣改造工程的布置主要包括煙氣冷卻器、煙氣再熱器和凝結(jié)水循環(huán)系統(tǒng)。改造工程的總體布置應符合廠區(qū)的總體規(guī)劃和要求，做到工藝流程順暢，物流方便，力求降低對主機的影響，因地制宜，充分利用地形條件，并滿足《火力發(fā)電廠總圖運輸設計技術規(guī)程》（DL/T5032-2007）等規(guī)范及勞動安全和工業(yè)衛(wèi)生防范的有關要求。

根據(jù)上述分析，鶴煤熱電廠2×135MW機組進行煙氣脫硫改造后，能有效地控制全廠煙氣中SO2達標排放和滿足SO2的排放總量要求。在工藝設計過程中，考慮有效的環(huán)?？刂拼胧?，不會造成二次污染。

除塵改造工程實施后，年煙塵排放量約為27.6噸/年（凈煙氣煙塵排放按5mg/ m3計），相對于改造前可實現(xiàn)多減排煙塵約248.4噸/年（凈煙氣煙塵排放從50mg/ m3降低至5mg/m3計），環(huán)境與社會效益顯著。

（作者單位：鶴壁煤電股份有限公司熱電廠）