燃煤电厂MGGH烟气冷却器改造方案及应用案例分析

0    引言

近十年来 ,MGGH系统作为一项节能环保技术 ,在火力发电行业得到了广泛的推广应用。通过MGGH烟气冷却器把空预器后的烟温降低至90 ℃左右 ,可以回收烟气中热量 , 高效协同脱除烟气中的SO3 , 降低粉尘比电阻值 ,提高电除尘器的除尘效率 。同时 , MGGH烟气再热器将烟囱入口的净烟气加热至75 ℃左右 ,可消除白烟并降低烟囱防腐费用。因此 ,MGGH在回收余热、节约能源的同时 ,在电站锅炉环保提效改造方面也提供了行之有效的解决方案。

现有的MGGH烟气冷却器基本都是管壳式翅片管结构 ,烟气走壳侧 ,冷却水走管侧 。近十年来的应用实践暴露了其3个突出问题[1]: 1)换热管束及翅片作为MGGH烟气冷却器的核心换热元件 ,在除尘器前的高浓度粉尘环境下被连续冲刷运行 , 磨损无法避免 ,造成换热元件的使用寿命先天少于其他部件 ,虽然采取了多种防磨措施 ,仍无法从根本上解决磨损问题;2)由于烟气中含有SO3,烟气降温过程中凝结的酸雾会被粉尘吸附 ,并粘附在换热管上 ,从而造成低温腐蚀;3)管壳式换热器管内的所有冷却水都是相通的 ,且冷却水系统多为开式循环系统 ,一旦某根管因为磨损或腐蚀损坏 , 管内大量的冷却水将源源不断地向烟气中泄漏 ,造成烟气冷却器积灰堵塞。

上述MGGH烟气冷却器泄漏问题严重影响了机组的安全运行 ,亦提高了运行维护成本 ,给业主带来了较大的困扰 。因此 , 已运行较长时间、性能无法满足使用要求 ,且已严重影响机组安全运行的烟气冷却器 ,都面临着二次改造的问题。

1    MGGH烟气冷却器改造技术方案

1.1    传统管壳式烟气冷却器改进技术方案

传统管壳式烟气冷却器虽然存在泄漏的弊端 ,但通过采取一些改进技术措施来提高抗磨损和抗腐蚀能力 ,可以有效延长换热器使用寿命。加上传统管壳式烟气冷却器换热系数高、占用场地空间小、造价低等优点 , 目前其在新建和改造项 目 中仍然占据重要地位。针对传统管壳式烟气冷却器的改进 ,现阶段主要有以下技术措施:

1)采用CFD流体仿真技术和流线型烟风道技术 ,对烟气冷却器及前后烟道的气流和颗粒流进行模拟 ,根据模拟结果对烟道进行优化改造 ,合理设置导流板 ,避免产生气流紊流、涡流等情况 ,从而减轻对换热管的冲刷磨损[2]。

2)对换热管采取多种强化防磨措施 ,通过增强换热管的耐磨性能来延长换热管的使用寿命 ,主要方法有喷涂防磨涂料、应用新型耐磨换热管束等。另外 ,在烟气冷却器防磨重点部位采用加装防磨假管、防磨瓦等替代磨损措施 ,也可延长换热管使用寿命。

3)对换热器管型进行优化 , 如采用整体型螺旋翅片管[3]。整体(轧制)型螺旋翅片管采用厚壁管挤压而成 ,挤压的过程相当于二次锻造 , 因此其材质硬度有所增加 ,耐磨性随之增加 ,寿命加长 。相比于焊接式螺旋翅片管 ,整体式螺旋翅片管无接触热阻 ,换热性能更高。

4)在材料选择和处理上采取以下措施 [4]: (1)换热器翅片选用310S或330H不锈钢; (2)密封垫改用高温硅橡胶或玻璃钢垫片; (3)壳体选用低膨胀率的板材 ,如岩棉复合板。

优点:采用传统管壳式烟气冷却器技术改进方案 ,可以有效延长换热器使用寿命 ,并且换热器在结构上与原烟气冷却器几乎完全相同 , 因此对于二次改造项目 ,换热器底座、支撑钢结构甚至整个换热器壳体都无须更换 ,场地适应性好 。此外 ,传统管壳式烟气冷却器换热系数高、结构紧凑、生产工艺成熟 ,因此改造成本相对也比较低。

缺点:传统管壳式烟气冷却器技术改进方案并未从根本上解决冷却水泄漏问题 , 只能起到缓解磨损的作用 ,一旦换热管出现泄漏 ,仍然会造成烟道积灰堵塞的问题。

1.2    相变换热式烟气冷却器技术方案

相变换热器的原理最早由上海交通大学的杨本洛教授在1992年申请的专利中提出[5] ,主要用于解决锅炉排烟温度过低引起酸露腐蚀的问题 ,在中小型锅炉中应用广泛。近些年来 ,随着配套生产工艺的不断进步 ,相变换热器技术也逐步应用于大型锅炉中。

图1为相变换热器工作原理示意图 ,相变换热器在结构上一般分为上下两部分 ,其中下部为吸热段 ,内部有若干排平行排列的换热管 ,每一排换热管先通过集合管连接起来 ,然后若干根集合管再并入联箱中 ,上部为放热段 ,一般采用列管式换热器结构 。相变换热器的换热管内需加入适量的相变介质(如软化水),吸热段和放热段通过软化水的蒸发与凝结来传递热量。工作时 ,吸热段换热管内的软化水吸收烟气热量汽化为饱和蒸汽 ,饱和蒸汽在压差作用下经上升管进入放热段 , 管内蒸汽将热量传递给放热段外的冷却水 ,释放热量后凝结为液态水 ,在重力作用下经下降管重新流回吸热段 ,不断往复循环 ,实现传热[6]。

优点:相变换热式烟气冷却器可通过调节放热或吸热量控制壁面温度 ,不易产生酸露腐蚀和结露性结垢 , 并且排烟温度可以降到比壁面温度高10~ 15 ℃ , 回收热量较多[7]。此外 ,从工作原理可以看出 ,相变换热器的冷却水和烟气是相互独立的 ,而系统内相变介质的量是一定的 , 即使换热管磨损泄漏后 ,也不会造成冷却水源源不断地向烟气中泄漏 , 因此相变换热器技术应用于MGGH烟气冷却器改造中 ,可以较好地解决传统烟气冷却器泄漏后的积灰堵塞问题。

缺点: 由于相变换热器的相变工质都是相通的 ,一旦其中一根管发生泄漏 ,相变工质亦会逐渐泄漏 ,导致换热性能逐渐下降 , 当相变工质完全泄漏后 ,换热器也就彻底失去了换热性能 。由于设备运行时无法确定具体的泄漏位置 , 因此一般只能等设备停运后再查找泄漏点并进行处理。综上所述 ,建议相变换热式烟气冷却器在烟气粉尘浓度低 、流场好等工况环境下应用 ,不容易产生磨损失效的问题。

1.3    热管式烟气冷却器技术方案

图2为热管换热器工作原理示意图 ,热管换热器和相变换热器的换热原理是相同的 , 都是通过相变工质的蒸发与凝结来传递热量。不同的是 ,热管换热器的吸热段换热管是由相对独立的密闭单根构件组成 ,管内换热工质互不相通 ,而相变换热器的吸热段换热管是由多根并联的密闭管排束构件组成 , 管内换热工质是相通的。

优点:热管换热器具有很强的热传导能力 ,不仅烟气和冷却水是完全隔绝的 ,而且管内的换热工质也是相互独立的 , 因此 ,其中一根管的泄漏不会影响其他管的运行 ,更不会造成冷却水泄漏到烟气中 ,从根本上解决了冷却水泄漏问题。

缺点:在同等设计参数条件下 ,热管换热器所需要的场地空间比传统管壳式换热器更大一些 , 设备重量也更重 , 总体来说改造费用大约是传统管壳式换热器的1.2倍左右 。此外 ,钢—水热管换热器运行后会产生不凝性气体 , 需设计特殊结构的封头 ,在设备投运的3个月至1年内进行排气操作 ,从而排出不凝性气体。

2    改造应用案例分析

2.1    项目简介

广东某电厂为了响应国家节能减排号召 , 于2015年和2016年分别完成一期2×600 MW两台机组烟气超低排放改造 ,在锅炉炉后设置了烟气余热回收—再热装置(即MGGH系统)。在机组除尘器前水平烟道设置烟气冷却器 , 将除尘器入口烟气温度由140 ℃降至85 ℃ ,吸收塔出口设置烟气再热器 ,将脱硫后的净烟气由46 ℃加热至72 ℃以上排放。

2021年以来 , 两台机组MGGH系统烟气冷却器发生了积灰、磨损、泄漏等问题 , 导致烟气侧阻力增加较大 ,满负荷阻力超过1.5 kpa。烟气冷却器换热能力下降 ,使得烟气再热器无法吸收到足够的热量 ,烟囱入口排烟温度在高负荷工况下很难维持在72 ℃以上 ,对烟囱运行的安全性产生了较大的影响 , 同时影响了烟囱出口白色烟羽的治理效果 ,造成视觉污染 。为有效缓解烟气冷却器积灰、磨损、泄漏等问题带来的影响 , 电厂在2023年和2024年分别对两台机组烟气冷却器换热模块进行了优化改造。

2.2    项目采用的改造方案分析

本项目从以下多方面分析及评估后 , 最终采取的改造方案为热管式烟气冷却器。

1)原烟气冷却器采用的是传统管壳式结构 ,换热管磨损后冷却水源源不断地进入烟气中 ,造成严重积灰堵塞 ,不仅需要耗费大量的人力、物力进行清理 ,而且对下部的钢支架安全性产生极大威胁。鉴于此 , 电厂希望能从根本上解决问题 ,决定不采用传统管壳式烟气冷却器改进技术方案。

2)采用相变换热式烟气冷却器可解决冷却水泄漏问题 ,但存在相变工质泄漏后换热器失效的问题 ,且相变换热式烟气冷却器放热段和吸热段需有一定的高差 ,为管内相变介质的循环提供动力 ,而本项目原烟气冷却器上部有脱硝装置 ,没有足够的场地空间布置放热段。

3)热管式烟气冷却器从原理上可以杜绝冷却水泄漏问题 , 并且不存在相变换热器工质泄漏后的失效问题。虽然热管式换热器改造成本较高 ,但通过换热管厚度适当减薄、设计参数优化调整等措施 ,可使改造成本得以降低 , 并且不影响原MGGH系统使用效果。

2.3    改造内容和设计参数

本项目将原MGGH烟气冷却器进行拆除 , 更换为热管式烟气冷却器 ,换热器的布置位置与原烟气冷却器基本相同 。烟气冷却器沿烟气方向分前后两组换热器 ,每组换热器在垂直烟气方向设置5个换热分区 ,每个烟道共有10个换热分区 ,前后两组换热器之间预留有检修通道 。由于烟气冷却器上部有脱硝设备 , 吊装条件较差 , 因此烟气冷却器采用特殊的小模块结构 ,单个小模块重量设计控制在5 t以内 , 吊装就位后再拼接形成大模块。

同时 ,对烟气冷却器进口烟道导流进行复核 ,根据复核结果设计并替换原有导流装置 , 从而降低烟气冷却器的磨损和泄漏风险。

由于烟气再热器已使用多年 ,性能有所下降 ,经分析评估 , 改造后的烟气再热器出口烟温高于70 ℃可以缓解烟囱的腐蚀 , 实现烟囱出口 白色烟羽的治理 , 因此烟气冷却器的设计参数也进行了优化调整。 本项 目 1号机组烟气冷却器于2023年先改造实施 ,2号机组在1号机组的基础上对设计方案进行了优化调整 ,包括换热面积增加、中间烟道和两侧烟道差异化设计以及设计参数调整等。

本项目烟气冷却器的设计参数如表1所示。

2.4    运行状况分析

1号 、2号机组分别于2023年7月和2024年5月改造完成并正式投运 ,投运至今运行状况良好 ,运行数据基本达标 ,投运一年半后进入烟气冷却器内部检查 ,未发现换热管明显磨损、积灰等现象 。据运行和检修人员反馈 ,烟气冷却器投运后系统调节简便 ,本体也未出现任何需检修的故障问题 ,与改造前相比 ,设备运行调节和检修工作量大大减少。

经第三方性能测试 ,在设计参数下 , 1号机组烟气冷却器出口烟温为92.5 ℃ ,烟气阻力为515 pa ,烟气再热器出口烟温为68 .8 ℃ , 基本达到设计要求 。 2号机组增加换热面积并进行设计优化调整后 ,在设计参数下 ,烟气冷却器出口烟温为104.9 ℃ ,烟气阻力为569 pa ,烟气再热器出口烟温为70.3 ℃ ,满足设计要求。

由于烟气冷却器运行过程中机组负荷、烟气量、烟温是变化的 , 因此 ,为确保系统高效运行 ,给出以下系统运行维护操作指导:

1)当4台烟气冷却器出口平均烟温高于设定值十2 ℃时 ,首先减小烟气冷却器旁路调节阀开度来降低出口烟温。若旁路调节阀已经关闭 , 出口烟温仍高于设定值十2 ℃ ,此时通过提高循环泵频率来增加循环水量 ,进而控制烟冷器出口烟温降低至设定值。

2)当4台烟气冷却器出口烟温偏差较大时 ,通过控制每台烟气冷却器入口调节阀开度 ,使烟气冷却器出口烟温偏差小于3 ℃ 。

3)加强烟气冷却器烟气侧差压监视 ,报警值为650 pa高报警 ,每8 h对烟气冷却器进行一次压缩空气吹灰 ,必要时增加吹灰频率。

4)当烟气冷却器运行一段时间后 ,采用红外成像仪检测热管是否产生不凝性气体 , 并根据检测情况进行操作 ,将不凝性气体排出 ,从而恢复换热性能。

3   结束语

传统管壳式烟气冷却器技术改进 、相变换热式烟气冷却器、热管式烟气冷却器均能不同程度地解决现有MGGH烟气冷却器泄漏问题 , 燃煤电厂在MGGH烟气冷却器改造时 ,可根据项目特点 ,从使用环境、改造费用、场地条件等各方面进行综合对比分析 , 因地制宜地选择最合适的改造技术方案。热管式烟气冷却器由于能够彻底解决冷却水泄漏问题 , 并且通过设计优化和降本措施 , 能适应大部分项 目需求 , 因而具有广阔的应用前景。

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《机电信息》第18期第16篇