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收稿日期:2016年8月28日;修回日期:-年-月-日.
作者简介:葛杨(1981-),男,江苏省无锡市,工程师,大学本科,从事火力发电厂除灰脱硫专业
MGGH改造后在节能方面的应用
葛杨
(江苏利港电力有限公司江苏省江阴市利港镇西利路235号)
摘要:本文主要介绍了600MW机组MGGH改造后的节能方面的应用,对能量回收,主要设备特点和经济效益进行了详细阐述,并在江苏利港电力有限公司的实施和运行情况进行了分析。
关键词:MGGH 水水换热器 粉尘浓度 烟冷器
一、前言
我厂#5~#8炉的烟气湿法脱硫后经烟囱放空,烟气温度约50°C,并含有大量水汽,烟囱顶部排烟有白烟现象。为了解决这一问题,采用MGGH系统回收脱硫吸收塔前的烟气热量来加热吸收塔后的烟气,使烟囱排放的烟气温度高于80°C,从而从根本上解决烟囱的“白烟现象”。目前我厂三四期机组先后进行了MGGH改造,#8机组烟冷器布置在引风机之后、吸收塔之前;加热器布置在烟囱入口之前。#5,#6,#7三台机组烟冷器布置在电除尘之前,加热器布置在烟囱入口前。
二、现有MGGH设备状况及改造原因
2.1设备状况及改造原因
我厂电除尘目前出口粉尘浓度在35mg/Nm3左右,除尘效率为99.42%,而同样炉型的#5炉,因为MGGH烟冷器布置在电除尘前侧烟道上,在相同煤种情况下进行测试,出口粉尘浓度在20mg/Nm3左右,除尘效率达到99.895%,可见MGGH有一定的除尘效果。另外水质一直不达标(主要是铁离子超标),无法进行热量回收,造成了能量损失,为解决除尘效率及现有MGGH凝结水回水水质问题,现拟对#8机组管式GGH热媒水系统进行改造,将烟气冷却器前置移位到干式电除尘器之前水平烟道,增加凝结水换热系统,将MGGH热媒水系统和机组凝结水系统隔离,达到易于控制凝结水回水水质的目的。
三、改造方案的比较(方案见附件1)
3.1方案一和方案二均在原方案的基础上烟气加热器利旧,拆除旧的烟气冷却器,烟气冷却器新设计,布置在电除尘入口烟道上,主要不同在烟气加热器的换热不同,。
方案一烟气与循环水采用传统的逆流方案,优点是这种换热面积余量较大,可以和水水换热器系统并联,缺点是由于烟气加热器为利旧,循环水温的变动导致温压比例变化,低温段不足以将烟气加热到65℃以上,BMCR时只能到60℃,高温段的腐蚀风险加大明显。
3.2方案二采用顺流方案,缺点是换热效果余量小,和水水换热器系统需要串联(烟冷器出口的高温循环水先走加热器),优点是低温段的传热温压大幅增加,可在低温段将烟气加热到69~70℃左右,高温段换热面腐蚀风险小很多。
从安全角度出发,推荐方案二,下面的说明也是基于方案二。
3.3方案二说明
与原方案不同主要如下:
1.烟气冷却器每台机组共四台,布置在空预器出口至电除尘器入口水平烟道上。烟冷器设计进口烟气温度140℃,出口烟气温度90℃。烟气加热器将将湿电出口烟气温度从50℃加热到80℃,多余热量回收至锅炉凝结水系统。
2.凝结水换热系统由凝结水换热器、阀门及管道系统组成。凝结水取水点定为#1低加入口,凝结水的取水温度根据升级改造后的汽机热平衡图,取水从34℃加热到107℃左右,回水至#3低加出口。
凝结水换热器为列管式换热器,凝结水走管程,热媒水走壳程。凝结水换热器换热管材质为SUS304。
水水换热器(参数见附件2)的来水取自凝结水1、2号低加的入口,经过换热器吸收热量后回到1、2号低加的出口。补水在取水的管道上分支至循环水管路,考虑余热回收量增加后凝结水补水和回水量增大,凝结水管道尺寸需要增大为DN250(DN200为余热回收的管道尺寸需求,增大为250是考虑补水管道的需求之后)。原有部分凝结水管路进出水管路(两根DN150)可并联作为回水管路使用)
凝结水换热器与烟气加热器串联。冷却器出口热媒水先经过烟气加热器,再进凝结水换热器,与管程较冷的凝结水换热后温度降低到设定值。凝结水被加热后回到机组凝结水系统,回收热量。
3.烟冷器采用蒸汽吹灰。蒸汽吹灰汽源取自现有锅炉蒸汽母管(吹灰减温减压后),,吹灰疏水至定排。蒸汽吹灰器数量,规格型号等配置均与#5机组相同。
4.原管式GGH热媒水系统变为闭式系统。考虑到热媒水膨胀问题,需在原系统上增设膨胀水箱。
四、方案图纸(见附件3)
五、结论
在原有MGGH基础之上进行改造,旧的烟冷器部分拆除,新的烟冷器设置在电除尘入口烟道上,并设置蒸汽吹灰器。烟气加热器利旧,循环管道重新布置。新增一套水水换热器系统。
六、节约和合理利用能源
6.1工艺系统设计中考虑节能的措施
为合理利用能源和节约能源,工艺方案均应从设计上保证工艺流程的合理性,使各个环节所采用的设备均能体现低能耗和高效率,达到合理利用能源和尽量回收能源的目的。
在除尘器入口烟道,回收
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