摘要：为了替代灞桥热电厂11、12号机RGGH，电厂改造新增了烟气加热器、冷却器和换热水媒系统，将进入脱硫塔的烟气温度从134℃降至97℃，同时将脱硫后的净烟气从48℃加热到80℃，实现了节水降耗的效果，并且减轻了烟囱排放“白烟”的现象。
关键词：烟气加热器；MGGH；消白；节水；节能；
0、引言
根据《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》中要求，对于新建燃煤发电机组，应同步建设先进高效脱硫、脱硝和除尘设施，不得设置烟气旁路通道。而从湿法脱硫吸收塔出来的烟气温度比较低，通常在45~55℃，处于饱和状态，而且含有大量的水和蒸汽，如直接排放则会在烟囱出口凝结形成“白烟”，影响人们的视觉。
基于上述情况，国内不少地方都出台了针对性消除“白烟”的政策指标，对烟气的排放温度和含水提出了具体要求。对于这一问题的解决办法使人们又将目光重新聚焦到了曾经因可靠性差而逐步退出历史舞台的烟气加热器（GGH）上。
1、概述
烟气加热器（GGH）是湿法烟气脱硫装置（FGD）的总要设备之一。该设备一般分别安装在空预器之后到脱硫吸收塔吸收塔之前和脱硫塔出口之后到烟囱之前的烟道上，利用原烟气的热量通过传热元件或者热媒加热净烟气，又或者直接用蒸汽加热净烟气，在进入烟囱前将吸收塔出口净烟气的温度提升35~45度。从而一方面使得烟囱的工作条件远离SO3的结露条件，改善烟囱的低温腐蚀，另一方面保证了烟气的扩散能力，防止冷烟雾下层形成“白烟”。
传统的烟气加热器为回转式GGH，具备提高烟气排放高度、防止烟囱腐蚀、节水、降白色烟羽等一系列突出优点，如果说阻力的增加是目前大部分电厂在环保投资和运行商可以承受的，那其因为烟气内漏串流导致的脱硫效率降低则是目前超低排放条件下电厂无法承受的，所以烟囱防腐的湿烟囱排放早就逐渐替代了回转式GGH。然而，当“白烟”问题日益受到关注和重视的今天，另一种形式的烟气加热器（MGGH）成为了解决问题的主要手段，MGGH的降温侧和升温侧完全分开，而且更便于布置，还可以通过调节热媒水的量来控制烟气温度。
2、烟气加热器改造
灞桥热电厂2×125MW机组两台锅炉配备一套脱硫系统，原配备一台回转式GGH，由于运行时间很长，GGH腐蚀漏风严重，漏风后使得净烟气SO2浓度上升，无法满足环保要求，在2016年灞桥热电厂关中地区燃煤机组排放标准的改造工程中，已计划对原有GGH进行拆除，由于工期、布置场地等限制因素，2016年仅在脱硫塔出口烟道设计安装了MGGH系统的烟气再热器及其附属的调节、控制系统，烟气加热器采用热网水作为热源，对脱硫后烟气进行加热，减轻机组烟囱的冒白烟的现象。
2.1烟气加热器烟气侧改造
烟气加热器的烟侧流程为吸收塔→烟气加热器→烟囱，烟气通过加热器温度由50℃加热至75℃。烟气侧主要包括烟气加热器本体壳体、蒸汽吹灰器及蒸汽吹灰系统附属的其它设备。
灞桥热电厂现有脱硫装置采用两炉一塔布置，计划在超低改造期间将其改造为两炉两塔布置，为使得设计的加热器能够作为以后MGGH加热段使用，在改造中将加热器设计为并联的模块化结构，安装位置还考虑预留了今后MGGH的布置位置。
改造首先拆除原RGGH，并对RGGH位置的原烟气和净烟气烟道进行恢复性连接，新增的净烟气加热器布置在混凝土顶层平台21.2m上。
由于烟气加热器安装于21.2m的高度，大幅增加了承载载荷，因此安装平台需要进行加固：在设备平台高度制作一圈钢梁承载烟气加热器载荷，用钢结构在原有混凝土柱外围从0m层包到21.2m钢梁，并将钢结构与原有基础进行铆接从而将设备载荷传递至地基，，最后对加固后的钢结构与原有平台进行混凝土浇筑。
2.2烟气加热器水侧改造
烟气加热器的水侧流程为供热系统的供水管道→管道（含升压水泵站）→烟气加热器→管道→除氧器。烟气加热器热源来自电厂对外供热系统的供水管道（经变频调节的升压水泵站），加热后的回水回到供热系统的回水管道，供热系统的供水压力0.5MPa，温度100℃，回水温度为65℃。烟气加热器水侧系统主要包括加热器本体换热管组、升压水泵站、调节门、关断门、供水点至烟气加热器、烟气加热器至回水点的连接管道以及管道的支撑等设施；经初步改造后的加热器系统图如下：
2.3烟气冷却器改造
在烟气再热器基础上，为了完善MGGH系统的降温段，MGGH烟气冷却器采取一段式布置，烟气冷却器布置在引风机出口至脱硫塔的烟道上，加入烟气冷却器后，锅炉烟气侧的流程为锅炉→除尘器→引风机（单列）→烟气冷却器→脱硫塔→烟气再热器→烟囱，烟气冷却器的主要功能是实现对锅炉尾部烟气的余热回收，用以提高循环除盐水的温度，目前灞桥热电厂11、12号机组超低排放改造路线采用两炉一塔的脱硫塔布置方案，11、12号炉的MGGH烟气冷却器采用合并设置，MGGH布置在两台锅炉引风机出口烟道合并后进入脱硫塔前的水平烟道处，两台锅炉共计设置一套MGGH烟气冷却器、稳压水箱、加药系统、升压泵、控制系统等。烟气冷却器的材质选用ND+2205。
水侧采用闭式循环系统，主要由烟气冷却器、加药装置、稳压水箱、升压泵、旁路系统、吹灰系统、补水系统、自动控制系统等组成，其闭式循环主要指的是循环的除盐水在一个封闭的系统内循环运行。
闭式循环过程中，系统中除盐水由补水系统进入MGGH系统中，经过升压泵升压后进入烟气冷却器中冷却烟气，将烟气从134℃下降至97℃，而除盐水温度从70℃升高到105℃，除盐水流量约为276t/h。升温后的除盐水进入烟气再热器加热净烟气，除盐水温度由105℃下降至70℃，将净烟气从48℃加热至80℃。
另外，在系统中还设置了一个保护旁路系统，其具体作用如下：在低负荷工况下，当烟气冷却器吸收的热量无法满足烟气再热器的需求时，为了保证烟气冷却器的入口水温，防止烟气冷却器发生低温腐蚀，那么在这个工况下投入使用保护旁路系统，可以保证烟气冷却器的安全运行。
在系统中，布置了稳压水箱稳定整个系统运行压力；布置了加药装置保证整个闭式系统内部循环除盐水的水质，保证整个系统的稳定运行；自动控制系统则连入DCS系统中，负责对整个新增MGGH的自动控制，实现整个系统的运行。
3、效益
11、12号机组完成MGGH改造后，直接消除了机组故障非停的重大风险源RGGH，有利于提高机组的年利用小时数和总发电量。由于其通过后段冷烟气降低了脱硫前烟气温度至更接近脱硫反应的温度，从而减少了脱硫塔内用于冷却降温的工艺水25t/h，按机组年运行5500小时，水价按1.85元/t计算，节水收益为26万元/年。由于利用了脱硫前热烟气温度加热脱硫净烟气，替代了原用于加热烟气的热网热水折算为煤耗约为2g/kW•h，标煤价按照850元/t计算，节能收益为234万元/年，改造带来的节水节能综合效益约为260万元/年。
本改造工程实施后，减轻了烟囱口的“白烟”现象，不仅会带来明显的环境效益，同时也会产生良好的社会效益。改造后11、12号机组能稳定达到超低排放标准运行，能最大限度地满足城市区域供热需求，有利于加强企业同周边群众和政府部门的关系，为企业创造一个安定、团结的良好工作氛围，为企业在激烈的市场竞争中提高知名度和信誉度，树立企业社会责任感强的美誉度和影响力，为提高企业市场竞争能力和可持续发展创造良好的条件，其社会经济效益是十分明显的。
论文作者:刘媛媛
论文发表刊物:《电力设备》2018年第25期
论文发表时间:2019/1/16
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