王爭榮，耿宣，汪洋，張錫乾

(中國華電科工集團有限公司，北京 100160)

0 引言

隨著環(huán)保要求的不斷提高，實現(xiàn)部分或全天候消除煙囪“白煙”已受到越來越多的關注和重視。燃煤電廠濕法脫硫工藝中的脫硫塔入口煙溫為100～130 ℃，而脫硫之后煙溫為47～50 ℃，此時的煙氣基本處于飽和狀態(tài)，煙氣溫度的降低會造成煙囪出口煙氣抬升高度減小，出煙囪后的煙氣進一步遇到冷空氣冷凝析出水分，形成白煙，造成一定程度的視覺污染，嚴重時甚至會形成“石膏雨”；同時，隨著煙溫的降低，煙氣中的酸性成分會形成酸滴，對煙道和煙囪造成腐蝕[1]。

低低溫煙氣處理(MGGH)系統(tǒng)是一種通過中間熱媒將煙氣余熱回收與煙氣再熱聯(lián)系起來同時還能保持相互獨立的換熱系統(tǒng)。脫硫后的煙氣溫度得到提高，加大煙氣抬升高度，可實現(xiàn)部分或全天候消除煙囪“白煙”。起初的MGGH布置在除塵器與脫硫塔之間，煤的硫分高時，這種布置方式易導致較嚴重的煙道酸腐蝕現(xiàn)象。三菱公司于1997年開始將MGGH布置在空氣預熱器和除塵器之間，可使進入除塵器的煙氣體積流量減少，實現(xiàn)余熱利用的同時還提高了除塵效率，具有良好的環(huán)保和節(jié)能效果，符合超低排放的要求[2-5]。至今，日本有多臺大機組在運行，如原町電廠、常陸電廠、碧南電廠、橘灣電廠和三隅電廠等，國內(nèi)也有電廠已采用該技術，如華能珞璜電廠、國投湄洲電廠、廣東粵電大埔電廠、浙江嘉興電廠和上海漕涇電廠等[6-8]。目前國內(nèi)雖有關于MGGH系統(tǒng)項目數(shù)據(jù)和經(jīng)濟性分析的報道，但對系統(tǒng)的整體模擬和設備投資的綜合經(jīng)濟性優(yōu)化的研究未見報道，本文從系統(tǒng)流程模擬角度入手，探究其多種條件下的最佳操作參數(shù)，以降低造價、節(jié)約制作費用。

1 MGGH技術工藝

1.1 MGGH系統(tǒng)

MGGH系統(tǒng)包括煙氣降溫換熱器和煙氣再熱換熱器2臺換熱器，通過循環(huán)熱媒水使2臺換熱器形成一個閉式回路。循環(huán)熱媒水在降溫換熱器吸熱以降低煙氣溫度，而在再熱換熱器中又將所帶大部分熱量用于加熱脫硫后的煙氣，使煙氣溫度得以提升，熱媒水溫度又降至初始溫度回到降溫換熱器。配套設備有熱媒水循環(huán)水泵、熱媒體膨脹罐、補水系統(tǒng)、加藥系統(tǒng)、清灰系統(tǒng)，低負荷時還需配套輔助加熱器[9]，如圖1所示[3]。

圖1 MGGH工藝原理

煙氣降溫換熱器和再熱換熱器分別安裝于電除塵器入口前和脫硫塔出口的煙道內(nèi)，換熱管采用單H或雙H型翅片管。為防止換熱管低溫段產(chǎn)生低溫腐蝕，煙氣降溫換熱器熱媒水入口溫度應高于煙氣露點，一般設定在65～75 ℃，熱媒水經(jīng)降溫換熱器換熱之后，溫度升至100 ℃左右。高負荷時，降溫換熱器所吸收的熱量大于再熱換熱器煙氣升溫所需熱量，多余熱量可用于加熱低壓加熱系統(tǒng)的凝結(jié)水或空氣預熱器；而在低負荷時，降溫換熱器回收熱量不滿足再熱換熱器煙氣所需熱量，為了保證煙氣的提升高度，需開啟輔助加熱器[9]。

圖2 MGGH工藝模擬流程

1.2 MGGH的技術優(yōu)勢

MGGH系統(tǒng)使進入電除塵器的煙氣體積流量減小，可減少除塵器和風機等設備的初步投資；低溫除塵器中高質(zhì)量濃度的粉塵對煙氣中的SO3進行物理和化學吸附，脫除大部分SO3，減輕后續(xù)煙道和設備的腐蝕；再熱換熱器將脫硫塔之后的飽和濕煙氣加熱為非飽和煙氣，不僅提升了煙氣爬升高度，消除“白煙”和“石膏雨”現(xiàn)象，也可降低煙囪防腐維護費用；回收余熱用于加熱低壓加熱器的凝結(jié)水或空氣預熱器的空氣，具有一定的節(jié)能效果[3,10]。

2 主要設備及優(yōu)化設計

本文以某公司330 MW(#1，#2)供熱機組煙氣超低排放改造工程為例進行說明。MGGH系統(tǒng)由降溫換熱器、電除塵器、煙氣再熱換熱器組成，降溫換熱器布置在電除塵器入口的水平煙道處，再熱換熱器安裝于脫硫塔后部煙道處。經(jīng)降溫換熱器后，煙氣溫度由128 ℃降至90 ℃，熱媒水由70 ℃被加熱至95 ℃，循環(huán)熱媒水通過再熱換熱器將脫硫塔后煙氣溫度由45 ℃升至75 ℃，一定程度上消除了煙囪“白煙”，剩余熱量約6.66 MW，用于加熱鍋爐凝結(jié)水，提高鍋爐效率。

2.1 系統(tǒng)模擬

在Aspen Plus軟件中建立MGGH系統(tǒng)，利用HeatX模塊來模擬降溫換熱器、再熱換熱器、輔助蒸汽加熱器以及凝結(jié)水換熱器，換熱器殼程走煙氣，管程走熱媒水。利用Flash模塊模擬脫硫塔，通過相關設定使得脫硫塔出口的煙氣為45 ℃飽和濕煙氣，為了消除煙囪白煙，該項目要求將脫硫后的煙氣加熱至75 ℃，MGGH工藝模擬流程如圖2所示。

工藝流程搭建完成之后，輸入煙氣和水的相關工藝參數(shù)，該項目單臺鍋爐煙氣流量為1 279 967 m3/h(標態(tài)，濕基，實際 O2)，具體組成見表1。

表1 煙氣成分 %

額定工況下，模擬所得降溫段換熱器原煙氣質(zhì)量流量為1 674.35 t/h，與熱媒水換熱后煙氣溫度由128 ℃降至90 ℃，回收熱量為18.52 MW，再熱換熱器凈煙氣質(zhì)量流量為1 723.31 t/h，與熱媒水換熱后煙氣溫度由45 ℃降至75 ℃，所需熱量為15.19 MW，降溫段煙氣釋放的熱量大于升溫段煙氣所需熱量；當熱媒水由70 ℃被加熱至95 ℃時，需熱媒循環(huán)水流量為619.677 t/h，多余的熱量用于加熱凝結(jié)水，來自#8低壓加熱換熱器入口的凝結(jié)水溫度為33.2 ℃，通過凝結(jié)水換熱器加熱至55.8 ℃，隨后返回#7低壓加熱換熱器入口，從而降低系統(tǒng)抽氣，節(jié)約熱耗。模擬物料和熱量平衡均與電廠實際數(shù)據(jù)一致，系統(tǒng)模擬可靠。

表2 國內(nèi)外低低溫換熱系統(tǒng)材質(zhì)

表3 國內(nèi)外煙氣再熱系統(tǒng)換熱管材質(zhì)

2.2 改造方案

2.2.1 低溫腐蝕

燃煤鍋爐燃燒產(chǎn)生的煙氣含有一定的SO3，SO2，HCl，與水蒸氣反應生成酸，煙道中的降溫換熱器和升溫換熱器部分或全部換熱面溫度處于煙氣露點以下，隨著換熱的進行，煙氣與溫度低于煙氣露點的換熱管接觸時形成酸滴，就會產(chǎn)生低溫腐蝕[11-12]。

工程上目前可采用以下措施來防止低溫腐蝕：采用能夠耐低溫腐蝕的材料；根據(jù)有限腐蝕理論，控制換熱管壁溫在合理的范圍內(nèi)[13]。

依據(jù)有限腐蝕理論和工程經(jīng)驗，當換熱管中熱媒水溫度高于煙氣露點25 ℃且小于105 ℃時，低溫腐蝕速率小于0.2 mm/a，該腐蝕速率在工程上是可以接受的。依據(jù)煙氣中水蒸氣的質(zhì)量濃度，一般煙氣露點為30～60 ℃，MGGH系統(tǒng)中最低水溫則要控制在55～85 ℃。經(jīng)計算，該電廠煙氣露點為39.8 ℃，則要求熱媒水最低溫度約為65 ℃，根據(jù)低壓加熱系統(tǒng)水溫情況，該項目低溫換熱器凝結(jié)水溫度按70 ℃設計[14]。

2.2.2 低低溫換熱系統(tǒng)材質(zhì)選擇

降溫段換熱器將煙氣溫度降至90 ℃，換熱器高溫段材質(zhì)選擇20 G、低溫段為ND鋼(約占總換熱面積的50%)，從而保證換熱面溫度低于90 ℃時其換熱面材料滿足低溫腐蝕要求。ND鋼具有優(yōu)良的耐硫酸露點腐蝕和氯化物腐蝕性能，因此被廣泛用于電廠熱交換器的制造[7,13]。

國內(nèi)外低溫換熱系統(tǒng)換熱管材質(zhì)選擇見表2。

2.2.3 煙氣再熱系統(tǒng)材質(zhì)選擇

參考國內(nèi)電廠和日本電廠煙氣再熱系統(tǒng)換熱管材質(zhì)的選用情況，當前煙氣再熱系統(tǒng)換熱管材質(zhì)選擇有多種方向，具體參見表3。

日本使用較多的是鐵素體不銹鋼，其一般不含鎳元素，具有很好的耐氯化物應力腐蝕性能，推薦低溫段材質(zhì)選擇SUS444；國內(nèi)傾向于使用高品質(zhì)的奧氏體不銹鋼及雙相不銹鋼[13]。

該工程再熱換熱器布置在脫硫系統(tǒng)后，并預留下一步增設濕式除塵器的改造空間，煙氣中大部分的SO2和SO3已經(jīng)除塵器和脫硫去除，受熱面的SO3低溫結(jié)露腐蝕減弱，但煙氣中仍還含有不少具有強腐蝕性和滲透性的氟化氫和氯化物，因此，防止Cl-，F(xiàn)-的腐蝕對于再熱換熱器尤為重要。煙氣中攜帶的石膏漿液滴黏附在換熱壁上，隨著漿液水分的蒸發(fā)會形成板結(jié)的粘污層[15]。

根據(jù)實際煙氣環(huán)境情況及部分電廠材質(zhì)選擇情況，對MGGH的再熱換熱器分3段布置：第1段換熱管材質(zhì)選擇SUS2205；第2段換熱管選擇性能不低于SUS316L的材質(zhì)；第3段換熱管選擇性能不低于ND鋼的材質(zhì)，換熱管基管為圓管，翅片與基管材質(zhì)相同。

3 MGGH操作參數(shù)優(yōu)化

由于低溫腐蝕的存在，降溫換熱器和再熱換熱器選用不同的耐腐蝕材料，市場單價相差比較大，導致降溫換熱器和再熱換熱器的成本不同。而MGGH系統(tǒng)是由降溫段和升溫段2個換熱器形成一個閉式循環(huán)，通過熱媒循環(huán)水，用降溫段的煙氣熱量來加熱脫硫塔出口煙氣。循環(huán)熱媒水的入口溫度和出口溫度影響降溫換熱器和再熱換熱器的換熱端差，依據(jù)上述選材和布置方式，通過計算，再熱換熱器的單位造價遠高于降溫換熱器，在閉式循環(huán)系統(tǒng)中，當再熱換熱器溫度端差變大時，其換熱面積可相應減小。

煙氣與水換熱時，降溫換熱器和再熱換熱器煙氣側(cè)換熱系數(shù)均遠小于水側(cè)換熱系數(shù)，因此，可認為換熱器的總換熱系數(shù)由煙氣側(cè)決定，數(shù)值近似為煙氣側(cè)換熱系數(shù)。保持煙氣側(cè)截面流速不變時，換熱器的換熱系數(shù)將不發(fā)生變化，煙氣攜帶熱量也不發(fā)生變化，換熱器所需要的換熱面積S與換熱器的換熱端差Δt成反比。

S=Q/(KΔt) ，

(1)

式中：Q為換熱量，kJ/s；K為總換熱系數(shù)，W/(m2·K)；Δt為對數(shù)平均溫差，℃。

在煙氣流量和煙氣進、出口溫度一定的情況下，Δt由循環(huán)熱媒水進、出口溫度t1和t2決定，由此可知，此優(yōu)化問題變?yōu)殡p變量優(yōu)化問題。該項目原設計工況下熱媒水進口溫度t1=70 ℃，出口溫度t2=95 ℃，降溫段和升溫段換熱器的換熱面積總和S1+S2=43 746 m2，以該設計條件下的降溫換熱器和再熱換熱器總價為基準，設其為1。優(yōu)化后相對總造價與t1，t2變化趨勢如圖3所示。

圖3 換熱器相對總造價隨出口水溫變化

由圖3可以看出，隨著主變量t1變大，造價曲線隨之整體抬高，而在t1一定的情況下，造價曲線隨著t2的增大先減小而后又增大。t1=70 ℃、t2=105 ℃時，降溫換熱器和再熱換熱器的換熱面積總和S1+S2=44 423 m2，降溫換熱器和再熱換熱器總價為最低，與原設計條件下的比值為0.949 8。優(yōu)化后成本降低約5.02%，換熱面積增加1.55%，在降溫換熱器和再熱換熱器煙氣流速不變的情況下，增加的面積只能沿煙氣縱深方向布置，可認為壓力降與縱向管排數(shù)(煙道方向)成正比，因此，系統(tǒng)壓降也相應增加1.55%，對整個系統(tǒng)的壓降幾乎無影響。

設計值t2為95 ℃時，再熱換熱器換熱對數(shù)平均溫差為22.5 ℃，所需循環(huán)水量為638.100 t/h，優(yōu)化后t2為105 ℃時，對數(shù)平均溫差變?yōu)?7.4 ℃，需要循環(huán)水量為455.786 t/h，循環(huán)水量變小，循環(huán)熱媒水泵的功耗隨之下降，3種工況所需的循環(huán)水量隨溫度的變化如圖4所示。

圖4 循環(huán)水量隨出口水溫變化

4 結(jié)論

(1)根據(jù)電廠工藝參數(shù)和設備操作條件，利用Aspen Plus軟件內(nèi)置模塊對MGGH系統(tǒng)進行搭建，完成數(shù)值模擬。

(2)使用軟件的敏感性分析工具，利用雙變量進行了工藝優(yōu)化，分析得到MGGH系統(tǒng)設計經(jīng)濟最優(yōu)點，循環(huán)水溫度由70 ℃→95 ℃變?yōu)閮?yōu)化設計工況的70 ℃→105 ℃，所需循環(huán)水量由619.677 t/h變?yōu)?37.428 t/h，降低了循環(huán)水泵所需功率。

(3)優(yōu)化后再熱換熱器換熱平均對數(shù)溫差由原來的22.5 ℃增大至27.4 ℃，再熱換熱器需要換熱面積隨之減?。粌?yōu)化后降溫換熱器和再熱換熱器的總換熱面積比原設計增加1.55%，但降溫換熱器和再熱換熱器的設備總價降低5.02%，經(jīng)濟效益良好。

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