燃煤锅炉脱硫装置新型烟气换热器设计及性能分析

　　利用石灰石/石膏湿法脱硫已广泛应用于我国大型电站煤粉锅炉上[1]。但是,由于经湿法脱硫处理的烟气温度均较低,温度过低的烟气从烟囱排出时,浮升高度下降,同时烟气的排出速度也相应下降,即烟囱相对有效高度降低,导致从烟囱排出的残余有害物质不能充分地扩散,周围大气受到严重污染。脱硫装置设置换热器可将脱硫吸收塔出口烟温提高到80℃左右,既提高烟气抬升高度,同时可减少脱硫设备后的烟道、烟囱结露腐蚀[2,3]。目前国内一些大型电站机组的脱硫系统多采用蒸汽-烟气换热器(SGH)或者回转式GGH来提高净烟气排烟温度,但该类换热器能耗偏高、易泄漏、可靠性差,因此已经成为影响机组正常运行的因素之一。本文以九龙发电公司1台200 MW机组燃煤锅炉的脱硫装置为对象,对原SGH进行改造,并对具体实施过程及其运行性能、经济效益进行了详细分析。

　　九龙发电公司200 MW机组燃煤锅炉的脱硫装置为引进日本三菱公司的石灰石/石膏湿法脱硫工艺,日处理烟气量为88×104m3/h(标态,湿基,实际O2)或82×104m3/h(标态,干基,实际O2)。由锅炉引风机排出的烟气经轴流式增压风机增压后直接进入吸收塔进行脱硫处理,脱硫后的净烟气在SGH中被汽轮机引出的蒸汽加热到一定温度后经烟囱排出。改造前该脱硫装置已累计运行约17 000 h。由于燃煤含硫率逐年升高(2006年平均含硫率已达4.17%,超出脱硫装置设计含硫率25%以上),脱硫装置长期超负荷运行,SGH被严重腐蚀,必须进行SGH改造。

　　1　改造方案比较

　　根据目前国内外脱硫装置中换热器的使用情况,可采用以下改造方案:

　　(1)取消换热器,实行烟气直排;

　　(2)在现有SGH基础上进行材料升级及结构优化;

　　(3)采用热媒强制循环式加热器替代原SGH;

　　(4)改造为GGH,减少蒸汽消耗,达到节能减排效果。

　　鉴于当地气候条件的限制,取消换热器,会降低排烟温度和抬升高度、提高污染物落地浓度、加重对环境的污染。此外,会加大工艺水的蒸发量并降低脱硫效率,加大吸收塔的防腐难度,还需对烟道、烟囱进行重防腐处理,投资成本很高,所以方案(1)不可取;对于方案(2),即使将原SGH的ND钢换热管改为316L材质的换热管,可以延长SGH的使用寿命,但仍不能解决SGH的固有缺点和经济性问题[4];方案(3)中的热媒强制循环式加热器是一种借助热媒水介质循环吸热与加热的热交换器,其工作原理是高温未进行脱硫的烟气经加热器加热热媒水,水温度升高后进行强制循环,以加热脱硫后的低温烟气。该型加热器对温度变化区间较敏感,需特别注意锅炉排烟温度变化范围,运行费用和工程造价很高;方案(4)采用先进的强化换热技术设计的新型管式GGH,不仅能够满足烟气的换热要求,而且能够减轻脱硫装置后的设备腐蚀,提高运行的可靠性。