WGGH系统在600 MW燃煤机组中的应用分析

袁名达，王 军

(华能珞璜发电有限责任公司，重庆 402260)

在响应国家环保政策的前提下，根据2014年国家发改委、环保部、国家能源局联合下发文件《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020年)》(发改能源〔2014〕2093号)的要求[1]，为了使现役30万千瓦及以上公用燃煤发电机组达到大气污染物排放浓度标准及燃气轮机组排放标准(即在基准氧含量6%的条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10 mg/m3、35 mg/m3、50 mg/m3)[2]， 加快现役燃煤发电机组超低排放改造步伐，将东部地区原计划2020年前完成的超低排放改造任务提前至2017年前总体完成。2017年，华能珞璜电厂对三期机组进行了脱硫、脱硝及电除尘系统环保改造，新增了水煤式烟气换热系统(WGGH系统)。机组改造运行后，达到了国家超低排放标准，同时降低锅炉排烟温度，减少锅炉排烟热损失，而且能回收利用烟气余热，实现了节能降耗及环保指标要求[3]，产生了较大的经济效益。

1 WGGH原理及系统组成

1.1 WGGH原理

WGGH系统设备主要由烟气冷却器和烟气再热器组成，二者之间通过热媒水传热，将空预器出口高温烟气的热量传递给FGD出口的低温烟气，在电除尘器入口烟道布置烟气冷却器，烟气冷却器出口烟温控制在90±1 ℃，变负荷工况不应低于90 ℃(排烟温度低时有控制或切除措施)。降低除尘器入口烟气温度并利用烟气、粉尘特性以达到更好的除尘效果。循环泵将热媒水依次输送到布置在脱硫吸收塔后烟道内的烟气再热器、一次风暖风器、二次风暖风器和凝结水加热器，回收的烟气热量用于将脱硫后的净烟气加热到85 ℃。通过烟气再热器将净烟气温度提升，可消除烟囱冒白烟和石膏雨现象，同时减轻尾部烟道、烟囱、风门挡板等设备的腐蚀。相比回转式GGH，WGGH不存在漏风现象，因而SO2的排放浓度减小，进入烟囱的净烟气温度升高有利于减少污染的扩散。多余热量用于加热一、二次冷风，一、二次风温的提高改善了炉内燃烧条件，提高了锅炉热效率[4]。如果热量还有剩余，则把剩余热量送入凝结水换热系统，以达到节能降耗效果，低负荷阶段热量不足部分则由辅助蒸汽加热系统提供。

1.2 WGGH系统组成

华能珞璜电厂三期WGGH系统主要由烟气冷却器、烟气再热器、一次风暖风器、二次风暖风器、热媒水泵、凝结水增压泵、热媒水加热器、凝水加热器、稳压水箱、补水系统、管道阀门、吹灰器控制系统、DCS控制系统等组成[5]，具体见图1。

图1 WGGH系统组成简图

1.2.1 烟气冷却器

烟气冷却器每炉2台，分别布置在脱硝装置两侧的空预器出口与电除尘器入口烟道之间，烟气冷却器采用加强换热的翅片管，烟气冷却器烟道壁板选用09CrCuSb材料(以下简称“ND钢”)，厚度不小于6 mm；换热管的材质按换热面积分为3种：烟气流经的前段20%面积为20G钢，中间30%面积为ND钢，后段50%面积为022Cr17Ni12Mo2材料(以下简称“316 L不锈钢”)，烟气冷却器入口设置2排同规格的20G钢假管；烟气冷却器的管板、联箱等附件采用与换热管相同的材质，由于烟尘含量较高，烟冷器部分每台设置8台吹灰器，共16台，设计为双吹模式(AB两侧同时逐台进行吹灰)，母管压力控制在1.5 MPa左右。

1.2.2 烟气再热器

烟气再热器每炉1台，布置在引风机出口至烟囱烟道之间，烟气再热器采用分段设计方式(见图2)。烟气加热器前部设置独立的快速升温装置，经过快速升温装置后烟气温升保证不低于10 ℃，管排数不低于3排，采用022Cr22Ni5Mo3N材质(以下简称“2205材质”)光管布置，管内采用辅助蒸汽作为热源，疏水进行回收。

图2 烟气再热器布置图

在烟温最低的入口设置光管段，换热管排不少于36排，采用2205材质，基管壁厚2.5 mm，错列布置。第二列采用316 L不锈钢光管，管排数量不少于36排，基管壁厚2.5 mm。第三列采用316 L不锈钢翅片管，基管壁厚不小于3 mm，翅片与基管材质相同，翅片厚度不小于2 mm，采用螺旋翅片管。烟气再热器底板、侧板、顶板及内部支撑钢结构全部采用2 mm厚的2205材质不锈钢板塞焊贴衬，大小头等其他范围采用鳞片树脂防腐。

1.2.3 WGGH热媒水系统

WGGH热媒水系统设置3台循环泵(2运1备)，1个循环水箱，循环水由补水泵输送进入循环水箱，从循环水箱接出至循环泵入口，经泵升压后进入锅炉烟气冷却器，加热后的循环水进入烟气再热器加热低温烟气，经烟气再热器冷却后的冷却水回水到循环泵入口。另外设置1个蒸汽辅助加热器和凝结水加热器，在机组启动、机组低负荷时投运。

循环水箱用于维持热媒水闭式循环内部压力稳定，在运行过程中，当温度降低导致水容积减少时可进行补给，正常运行时热媒水一般不需补充和疏放，但应控制好液位，液位低于0.5 m补水门自动打开进行补水，高于2 m补水门自动关闭。

1.2.4 凝结水换热系统

WGGH系统设置了一套凝结水换热器，采用管式换热器，每炉1套，还有2台凝结水增压泵。当WGGH系统热量有过剩时，多余的热量通过该系统送入凝结水系统，达到一定的节能效果，凝结水从凝结水轴封加热器出口引出，经凝结水换热系统引入6#低加入口凝结水管道。

热媒水侧流量由出口调节阀调节，凝结水侧流量由凝结水增压泵变频控制。

1.2.5 蒸汽辅助加热器

蒸汽辅助加热器采用管式换热器，每炉1套，当系统热量不足时(启动工况、低负荷工况、冬季工况、事故工况)，通过蒸汽辅助加热器加热热媒水，将热媒水温度加热到70～85 ℃，通过回水疏水调门控制加热效果，蒸汽加热汽源为电厂辅汽。

1.2.6 一、二次风暖风器系统

每台炉配置4台暖风器，分别布置在每台送风机、一次风机与空预器之间的管道，采用管式换热器，使用20G翅片换热管，管壁厚度3 mm，翅片厚度不小于2 mm，使用循环热媒水加热冷风一、二次风暖风器。一、二风暖风器的出口风温由进水调节阀控制，进水调阀开大，出口风温升高；进水调阀关小，出口风温降低。

2 运行中存在的问题及解决方案

1)WGGH系统投运以来，一直存在顶部循环水箱溢流情况。这是因为系统水位受温度和阀门状态调整的影响，水位波动范围较大。当系统温度下降，系统水位也下降，低于0.2 m就开始补水，补水到2 m。因补水是在温度低点，当系统温度升高时，水位又会上升，液位计装在罐上部分，当水位低于0.5 m时，罐内水位至少还有2 m可供补水，补水到2 m时，离溢流口只有60 cm，假设系统不耗水，那么温度低时补入的水，在温度升高后就会大量溢流，建议降低补水高位至1.5 m。

2)WGGH系统泄漏点较多，最下层易漏，原因为烟气磨损，迎风面均未装防磨铁，建议在迎风面加装防磨铁。WGGH查漏方式为观察热媒水箱的补水情况，正常情况下，热媒水箱不补水，如果发现热媒水箱补水频繁，24 h内补水超过2次，可判断出WGGH有泄露。WGGH每列有4组模块，每组模块又分高、中、低3个分区且均可以单独隔离，确认换热器泄漏后，可采用分区隔离排除法进行查漏，确认后可暂时将泄漏分区隔离运行[3]。

3)现WGGH系统运行后，烟再器出口温度均能维持在72 ℃以上，烟囱出口白烟消除，建议运行时，应尽量提高烟气再热器出口温度，这样可以提高烟囱出口处烟气抬升高度和扩散半径，有效避免烟囱腐蚀(烟囱内增加了抗腐蚀材料)。

4)因超低排放改造后，NOx排放量低于50 mg/Nm3，在机组启动初期及运行中要严格控制氨逃逸量低于2×10-6，时刻监视烟气冷却器进出口压差，压差偏高时要及时调整，防止烟气冷却器堵塞，并应按时定期吹灰；发现烟气冷却器压差有上涨趋势时，加强吹灰，制定干烧措施进行烟气冷却器干烧处理。

5)凝结水换热器换热效果差，多余的热量带不走，导致机组在高负荷时，烟气冷却器进口温度超过75 ℃，电除尘入口烟气温度超过105 ℃，进而影响除尘效果，建议及时启动凝结水增压泵，调整凝结水增压泵出力。

6)由于改造前电除尘器入口烟温为148～155 ℃，改造后电除尘入口烟温降至90 ℃左右，易造成电除尘阴极板腐蚀损坏，同时造成输灰连续性变差，输灰湿度增加，灰库易板结。因此建议控制烟气冷却器出口温度控制在95±2 ℃，冬季运行时及时投入灰斗加热装置，加强输灰监视。

3 WGGH系统运行方式和效果分析

3.1 WGGH系统运行方式

冬季运行方式：烟气冷却器出口烟温90 ℃，回收的烟气热量首先保证烟气再热器出口烟温达到85 ℃，然后保证一、二次风暖风器出口风温50 ℃，如有剩余热量则回收至凝结水系统。

夏季运行方式：烟气冷却器出口烟温90 ℃，回收的烟气热量首先保证烟气再热器出口烟温72 ℃，剩余热量回收至凝结水系统。

春秋季运行方式：烟气冷却器出口烟温90 ℃，回收的烟气热量首先保证烟气再热器出口烟温72～85 ℃(温度可调)，一、二次风暖风器出口风温40～70 ℃(温度可调)，如有剩余热量回收至凝结水系统。

3.2 效果分析

系统改造完成后，进行满负荷工况及变工况运行，与目标值进行数据对比，所有排放指标都达到了国家燃煤机组超低排放要求。试验数据对比如表1至表3所示。

表1 机组负荷600 MW各性能试验数据对比表

表2 机组负荷450 MW各性能试验数据对比表

表3 机组负300 MW各性能试验数据对比表

4 结论

华能珞璜电厂三期机组通过WGGH系统实现了脱硫和除尘的协同治理，达到了超净排放要求，同时WGGH系统在机组运行过程中仍存在一些问题，本文对此提出了一些解决方案，值得同类型燃煤机组改造及运行过程的借鉴。