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气--气换热器在湿法烟气脱硫中的新应用点击：1880 日期：[ 2014-04-26 21:08:16 ] |
| 气--气换热器在湿法烟气脱硫中的新应用 李春萱 黄淑芳 杨征 房靖华 (上海中芬电气工程公司,上海 201203) [摘要]介绍一种可以解决湿法烟气脱硫腐蚀问题的新方法,即将管式气气换热器(MGGH)的降温换热器放在电除尘器之前,使烟气温度降到露点以下,烟气中的SO3与水蒸气凝结成雾状并附着在飞灰颗粒上,然后在除尘器中随飞灰一同被去除。该方法不但能提高排烟温度,而且解决了脱硫塔下游腐蚀的难题,同时还能提高除尘器效率,经济效益和环境效益非常显著。 [关键词]湿法烟气脱硫(WFGD);管式气气换热器(MGGH);腐蚀;烟温 [中图分类号]X701 [文献标识码]A [文章编号]1002 3364(2006)07 0060 03 目前,石灰石湿法烟气脱硫(WFGD)已成为国内外大型火电机组的首选工艺,但是湿法脱硫后的烟气温度仅有50℃左右,对烟羽的提升高度和污染物扩散不利。此外,工艺对SO3的脱除效率不高,致使烟气仍具有很强的腐蚀性,给系统的投资和稳定经济运行带来很大的麻烦[1]。因此,如何处置这种烟气,已经成为讨论的热点,不少专家提出取消换热器的观点[2]。本文介绍的三菱重工开发的新工艺———高效防腐 FGD MGGH工艺流程,可以很好地解决上述矛盾。 1 脱硫后湿烟气的处理和排放 对于脱硫后的湿烟气,目前在工程实践中有3种 处理方法: (1)换热法 通过烟气烟气换热器(GGH),将原 (脏)烟气的温度从140℃左右降到90℃左右,用这部分放出的热量把脱硫后的净烟气温度从50℃左右提高到80℃以上,以期达到防止腐蚀和烟气顺利扩散的要求。 (2)湿烟囱法 此法不加热烟气,而是设法使烟囱能承受酸腐蚀。通常采用高级防腐材料另造烟囱, 如钛或钛钢复合板,镍基合金板和泡沫耐酸玻璃砖等, 也有在原烟囱内衬以玻璃鳞片树脂胶泥等防腐材料的做法。 (3)烟塔合一法 此法可省去烟囱,将脱硫后的烟气送入循环水冷却塔中,与冷却空气和水蒸气一同 从冷却塔顶部排放。 当前,国内绝大多数大型脱硫工艺采用了换热法, 但这种工艺并没有解决SO3对烟道和烟囱腐蚀的问题,而且换热器本身的磨损、腐蚀和堵塞问题也十分严 重,导致维修工作量大,运行成本高和可用率下降等诸多问题。因此,湿烟囱法受到了特别的关注,国内已有一些此类设计和工程正在进行中[3]。在美国,大多数 湿法烟气脱硫系统不设GGH,而是采用湿烟囱。湿烟 囱法必须使用高级抗腐蚀材料,施工要求高,国内的设计、施工和运行经验还很不够,而且没有解决烟羽扩散 和“烟囱雨”(在烟囱附近飘落酸性雨雾)的问题。美国一些电厂考虑到扩散的问题,在烟囱底部装有燃用清洁燃料的燃烧器,在气象条件不利时,对脱硫后的烟气 加热。此办法值得国内借鉴。 在德国,虽然大多数装置采用GGH,但越来越多的电厂将脱硫后的烟气通过冷却塔排放。这种方法既不用GGH,又省去了烟囱的投资,还可以提高烟气污染物的扩散能力,是电厂总体设计的重大创新,目前国内已有电厂拟试用此法[4]。 综上所述,湿烟囱法和烟塔合一法似乎更为合理, 应当积极探索,但目前国内缺少实践经验;气--气换热法有丰富的制造和运行经验,但实践中存在的问题难 以解决。 2 传统的FGD GGH工艺流程 目前市场上GGH主要有两种,即回转式(RG- GH)和三菱重工的管束式(MGGH)。RGGH又称蓄 热式,由于其价格较低,重量较轻和布置紧凑,在市场上占有主导地位。按其工作原理,RGGH不可能完全密封,即脏烟气要向净烟气泄漏粉尘和SO2,因此不得不提高脱硫塔本身的效率,特别是RGGH运行中的腐蚀和堵塞问题,成为频繁停炉事故的触发点。MGGH是通过热媒管式换热器来完成热量的传递,完全不泄 漏,且布置灵活,可控性好,抗磨损和抗腐蚀性较强,积灰易于清理,能耗较低,维修工作量较少,虽然初投资较高,若长期使用,经济效益良好。 传统的FGD GGH工艺流程见图1。 大量实践证明,石灰石湿法脱硫工艺对SO3脱除效果不佳[5],致使GGH、烟道和烟囱的腐蚀严重,这不但加大了工艺的初投资和运行成本,而且降低了系统的可用率。 国内大部分电厂提供的原烟气SO3浓度(标准状态,下同)为(40~80)mg/m3(有些甚至为(100~150) mg/m3),一般认为石灰石湿法烟气脱硫工艺的SO3 脱除率仅有30%左右[3],因而,脱硫后的烟气中SO3 浓度大约为(25~45)mg/m3,相当于(7~12)μL/L。有资料认为,一般情况下,当SO3浓度达到(3~5)μL/ L时,烟气露点就会急剧升高到100℃以上[6]。这样, 即使烟气经过GGH加热到80℃左右,腐蚀仍不可避免。 3 高效防腐FGD MGGH工艺流程 目前三菱公司开发出一种新工艺(FGD MG- GH),用以解决腐蚀问题并实现脱硫系统布置的最优 化,其工艺流程如图2所示。 该工艺的基本特征是:将MGGH的降温换热器安装在锅炉空气预热器(空预器)与电除尘器之间,同时按常规在吸收塔的出口安装上MGGH的升温换热器。MGGH的降温换热器与升温换热器之间用热媒水管连接,通过热媒水的密闭循环流动,实现热量从原烟气向脱硫后净烟气的转移,使后者的温度从50℃左右升高到80℃以上。 由于MGGH的降温换热器安装在电除尘器之前,使电除尘器的入口烟气温度(即MGGH的降温换热器出口的烟气温度)由以前的140℃左右下降到90 ℃左右,低于烟气露点温度,烟气中的SO3与水蒸气结合,以硫酸雾状液态形式存在,并会凝结附着在粉尘上,随粉尘进入电除尘器后被除掉。 该系统在日本有多台长期运行的良好纪录,但在我国还没有应用先例。采用该系统的前提一般必须是新建或扩建项目,同时烟气换热系统应采用MGGH, 在电厂总体规划时要事先予以考虑。 该工艺显著的优点在于: (1)可以除去绝大部分SO3,并能提高除尘器效率。在除尘装置中,烟温已降到露点以下,而烟气含尘浓度很高,一般为(15 000~25 000)mg/m3左右,粉尘 平均粒径仅有(20~30)μm,因而总表面积很大,为硫酸雾的凝结附着提供了良好的条件。通常情况下,灰 硫比(D/S)>100,烟气中的SO3去除率可达到95%以上,SO3浓度低于1μL/L,使下游烟气露点大幅度 下降,日本橘湾等9个电厂的实践已经证明了这一点。由于进入电除尘器的烟气温度降低,烟气体积变小,烟速降低,同时烟尘比电阻也有所下降,因而提高了除尘效率。同时,由于进入脱硫塔的烟尘粒度变粗,使脱硫 塔的除尘效率也有所提高,因此脱硫塔出口烟尘的排 放浓度可降到10 mg/m3的水平。另外,脱硫塔入口烟气含尘量的降低还有利于石膏质量的提高。 (2)解决了湿法脱硫工艺中SO3腐蚀的难题。采 用该系统基本不用专门考虑SO3的腐蚀问题,除了脱 硫塔需要防腐内衬外,其余均可使用普通碳钢。这样, 可以节省大笔材料和防腐投资,减少维修工作量和费 用,即节约的资费将大大超过采用MGGH所增加的 投资和运行费用,因此可产生良好的经济效益。 (3)可以实现系统布置的最优化。目前几乎所有的系统设计都是将脱硫风机放在脱硫塔之前,以防腐蚀和沾污。采用高效防腐FGD MGGH工艺系统后,可把脱硫风机放在脱硫塔之后,这时风机将不再承 受高温、磨损和腐蚀等恶劣工作条件,因此可提高系统的可用率。此外,脱硫塔和升温换热器等在负压状态下工作,可降低对结构和密封的要求。此工艺实现了脱硫系统最优化布置,整体系统能耗下降约5%[7]。 (4)降低电耗,运行费用低。电除尘器入口烟气温度由140℃左右降低到90℃左右后,实际烟气流量减少,不仅对电除尘器有利,而且也有利于引风机和脱硫风机。MGGH降温换热器的阻力由引风机克服,对引风机来说,虽然阻力增加,但处理烟气流量减少,电耗基本持平。对脱硫风机而言,由于处理烟气流量减少,电耗将会下降。因而从总体上来说,电耗有所降低。 (5)有长期良好运行的业绩。在日本,已有9台采用此系统的业绩,其容量分别为:1×1 050 MW,2× 1000 MW,3×700 MW,1×600 MW,1×500 MW和 1×250 MW。最早投入运行的机组是日本TOHOKU电力公司的MARAMACHI电厂1号炉(1 000 MW),从1997年7月至今运行良好。 4 高效防腐脱硫系统实际布置和设计/ 运行参数示例 日本电源株式会社的橘湾电厂装机容量为2 800 MW(2×1 050 MW +1×700 MW),图3是根据该厂的1号炉(1 050 MW机组)脱硫系统设计平面总图简化而成的。在系统入口SO2浓度为2 460 mg/m3,烟气量2.984×106m3/h,脱硫塔为双液柱塔结构,脱硫(SO2/SO3)效率95%,投产日期1999年12月。 三菱重工脱硫系统典型流程及设计参数见表1。 日本现有9台高效防腐脱硫系统,设计脱硫效率 为90%~96%,运行实测结果均高于设计值。如橘湾 电厂1号机组(1 050 MW),设计脱硫效率为95%,实 测为96.3%;设计排尘浓度为5 mg/m3,实测为0.4 mg/m3。再如TOHOKU电力公司的MARAMACHI 电厂1号机组(1 000 MW),设计脱硫效率为92.2%, 实测为93.2%;排尘浓度设计为25 mg/m3,实测为 0.6 mg/m3。 5 结 论 高效防腐的FGD MGGH工艺系统,利用含SO3 烟气露点高的特点,将MGGH的降温部分置于静电 除尘器之前,使烟气中SO3凝结为硫酸雾滴,并附着 在飞灰颗粒上,进而在除尘器中随飞灰排出系统。这 种新工艺解决了系统下游腐蚀严重的难题,实现了系 统的最优化布置,同时也避免了湿烟囱法带来的扩散 和材料问题,有良好的经济和环境效益。此工艺在日 本已有众多长期成功运行的实例,值得在我国推广。 [参考文献] [1]曾华庭,马斌,等.湿法烟气脱硫系统的安全性及优化 [M].北京:中国电力出版社,2003. [2]赵鹏高,马果骏,等.石灰石石膏湿法烟气脱硫工艺不宜 安装烟气换热器[J].中国电力,2005,38(11):62-65. [3]杨杰.湿法烟气脱硫机组烟囱防腐技术探讨[C].火电厂 脱硫脱硝技术研讨会论文集,2005:141-145. [4]曾德勇,何育东.国内烟塔合一工程的初步设计思路[J]. 热力发电,2005,34(9):1-4. [5]阎维平,刘忠,等.电站燃煤锅炉石灰石湿法烟气脱硫装 置运行与控制[M].北京:中国电力出版社,2005. [6]毛健雄,毛健全,等.煤的清洁燃烧[M].北京:科学出版 社,1998. [7]郝吉民,王书肖,等.燃煤二氧化硫污染控制手册[M].北 京:化学工业出版社,2001. |
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