【技术】MGGH 在电厂的应用及运行控制

   日期:2019-06-28     来源:北极星环保网    作者:立强    浏览:1130    
核心提示:【技术】MGGH 在电厂的应用及运行控制
 北极星环保网讯:导读:我国环保企业借鉴日本MGGH工艺,并结合国内燃煤电厂实际情况,将余热利用和电除尘性能结合在一起,开发了适合我国的低低温烟气处理系统。目前,国内在300MW、600MW、1000MW机组均已有低低温烟气处理系统的应用。
 
作为火电厂烟尘治理最主要设备的传统电除尘器,面对燃煤电厂锅炉排烟温度高导致的烟气体积流量增大、烟尘比电阻升高等突出问题,只能通过被动增加电除尘器比集尘面积、电场数目等方式提高电除尘效率。不但增加了成本,扩大了设备占地,且并未解决高比电阻粉尘的问题。
 
同时,湿法脱硫工艺在高效脱除硫氧化物污染物的同时,也造成脱硫后饱和烟气在烟囱出口遇冷凝结形成“石膏雨”或“烟羽”,形成二次污染。为适应日益严格的火电厂烟尘治理要求,需要有效地解决此类问题。
 
低低温烟气处理系统(MGGH)作为一种新型高效的环保工艺系统,具有提高除尘效率,克服传统GGH易堵塞和SO₂泄露等问题,消除烟囱“烟羽”等环保节能的综合优点,符合我国发展绿色循环经济的要求,已获得国内包括环保企业、设计院、火力发电厂等单位的关注。
 
本文基于华能榆社电厂MGGH系统改造情况,在简单介绍MGGH系统的同时,对于MGGH系统作为一种新工艺在运行过程中的几个控制关键点进行探讨,并提出参考意见。
 
 
 
1、MGGH技术应用背景及工艺原理
 
1.1应用背景
 
MGGH工艺路线源于日本为提高环保排放控制综合要求,在原有电除尘+湿法烟气脱硫工艺(单一除尘、脱硫工艺)的基础上开发的,采用无泄漏管式水媒体加热器的湿式石灰石-石膏法烟气脱硫工艺。我国环保企业借鉴日本MGGH工艺,并结合国内燃煤电厂实际情况,将余热利用和电除尘性能结合在一起,开发了适合我国的低低温烟气处理系统。目前,国内在300MW、600MW、1000MW机组均已有低低温烟气处理系统的应用。
 
1.2工艺原理
 
低低温高效烟气处理系统综合应用烟气余热利用技术,通过热回收器回收空预器出口烟气余热,使除尘器入口温度由120~150℃降低至90~100℃。烟温的降低促使粉尘比电阻相应降低,进而大幅提高除尘效率,并有效脱除烟气中绝大部分的SO3,满足低排放要求,节省湿法脱硫工艺耗水量,减少烟囱水汽的排放。热回收器回收的热量由热媒体运输至烟气再加热器,将脱硫出口烟气温度由约50℃升高到80℃左右,从而避免烟囱降落液滴,减轻烟囱腐蚀,提高烟气排放抬升高度,消除“烟羽”视觉污染。
 
2、工程及改造方案
 
华能榆社电厂2×300MW机组原有炉后烟气治理路线为脱硝+预除尘器+循环流化床干法烟气脱硫+脱硫电除尘器,因现有2台300MW发电机组燃用煤质为含硫量较高的中高硫煤(含硫量约在2%左右),经过现有的脱硫装置后的2台机组SO₂出口排放浓度400mg/Nm3。同时脱硫电除尘器受电除尘器本身效率所限(原除尘系统按粉尘排放标准100mg/Nm3进行设计),粉尘排放浓度约100mg/Nm3,不能满足最新环保要求。而且由于机组运行多年老化等原因,空预器出口的排烟温度可达到150℃,较高的排烟温度更进一步造成除尘器、脱硫系统实际运行工况偏离设计工况,造成烟囱出口排放超标。为了满足排放标准,厂方需对烟气治理设备进行升级改造。
 
厂方首先考虑对于原脱硫系统进行改造,按“一炉一塔”的方案新建两套石灰石-石膏湿法脱硫系统,但湿法脱硫系统必须配套GGH或湿烟囱,而考虑到传统GGH固有的缺点及湿烟囱改造成本高的问题,厂方最终决定采用低低温高效燃煤烟气处理系统+石灰石-石膏湿法脱硫系统,同步对原有预除尘器+脱硫电除尘器进行提效改造,对原有设备进行技术升级。

3、设计参数及关键控制点

3.1设计参数

榆社电厂MGGH设计参数详见下表1。

3.2控制关键点

MGGH工艺实质上是一个热量转移的过程,即由热回收器将空预器出口的烟气的热量(烟温由135℃降低至90℃,水温由70℃升高至105℃)通过热媒体工质转移至烟气再热器(水温由105℃降低至70℃,烟温由43℃升高至80℃),加热脱硫后烟气的过程,热媒体工质在再加热器放热后重新回到热回收器再次吸热,整个过程构成一个闭式循环系统。

这个闭式循环系统最本质的控制点就在于实现前后热量的平衡。在设计工况时,热回收器回收的热量全部用于再加热器使用,前后热量平衡,系统正常稳定运行。然而机组受电网负荷调度的影响,无法长时间稳定在一种负荷工况。因此,MGGH运行就会出现例如低负荷工况、超温工况等变工况运行的情况。而在变工况时系统原有热量平衡关系会被打破,系统将稳定在偏离设计值的新平衡点,而新平衡点无法保证MGGH系统设计的两个关键烟温,热回收器出口烟温和再加热器出口烟温维持在设计值附近,届时系统将达不到原有设计使用性能。如何在变工况时保持关键烟温维持在设计值就成为MGGH运行控制中的难点。

下面将针对MGGH运行中几个常见变工况的控制进行说明。

(1)超温工况

考虑到夏季等特殊工况,机组运行温度可能会高于设计温度135℃,甚至达到150℃,这种工况会出现热回收器回收热量多于再加热器所需热量,热回收器入口水温高于70℃的设计值,造成热回收器换温差减小,出口烟温升高,进而影响除尘效率。为了解决这个问题,可通过提高变频循环泵的工作频率,加大通过热回收的热媒体工质流量,提升热回收器换热效果同时,还可在系统内加装水水冷却器,将系统内多余热量从MGGH系统中引出,用于其它用途。

本项目中,通过引出部分汽机轴加出口凝结水作为冷却介质回收MGGH系统中多余热量,在保证MGGH系统正常运行的同时,回收的多余热量还将排挤汽机抽汽,提高整个机组经济性。以华能榆社电厂3号机2015年6月300MW负荷,空预器出口平均烟温140℃的工况为例,此时再热器出口水温76.06℃,与设计值70℃间仍有2.67MW的多余热量,这部分热量将引自轴加入口的122t/h凝结水从55.47℃升高到75.68℃,返回轴加出口,提升机组经济性。当出现多余热量时,该部分热量除了可用于加热汽机凝结水外,还可用于加热热网水或替

代部分暖风器用蒸汽等,进而实现热量的充分利用。

(2)低负荷工况

考虑到冬季及低负荷等工况,机组运行温度可能会出现低于设计温度135℃工况,热回收器进口烟气温度降低,热媒体工质在热回收器吸收的热量不能满足再加热器所需的热量,再加热器出口烟温无法升至80℃以上,这将增加烟囱腐蚀的风险。在这种工况下可在MGGH系统内配套烟气快速升温器和热媒辅助加热器,通过引入外来热源对于热媒体工质进行加热,补充MGGH系统不足的热量。

4、结论

榆社电厂通过包含MGGH的综合改造,干式除尘器出口排放控制在20mg/Nm³以内,除尘器入口烟温控制在90±1℃,烟囱入口烟温控制在不低于85℃,所有性能达到设计指标。

通过对于榆社电厂MGGH改造的介绍及实际运行中超温工况、低负荷工况运行控制的探讨,我们可得知,尽管MGGH系统属于一种新工艺,但它符合我国目前烟气治理改造的需求,值得大力推广,而且经过深入研究产品特性及实践应用,在MGGH实际运行控制中,其具有操作性高,运行简单等特点,通过配套使用水水冷却器、烟气快速升温器及热媒体辅助加热器等辅助设备,能够保证MGGH系统在各种工况下均能维持热量平衡,保证系统高效正常运行,进而确保排放满足要求。

原标题:科技丨MGGH 在电厂的应用及运行控制

 
 
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