换热器的设计
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湿法脱硫系统烟气换热器(GGH)对机组的影响分析点击：2030 日期：[ 2014-04-26 21:35:53 ] |
| 湿法脱硫系统烟气换热器(GGH)对机组的影响分析 李 捷 (华北电力大学能源与动力工程学院,北京102206) 摘要：GGH在烟气脱硫技术中作用明显,同时也带来了很多问题。文章以600 MW机组为例,通过计算对比分析,阐述了GGH的综合技术经济的利弊关系,对处于不同状况下的机组是否设置GGH进行了分析,讨论了新建机组不设置GGH时的防腐工程及老机组增设FGD时烟囱的腐蚀改造。通过分析为电厂脱硫技术提供了一定的参考依据。 关键字：脱硫; 烟气换热器; 烟囱; 防腐 中图分类号：X701 文献标识码：A 文章编号：10096-8198(2009)01-0001-05 锅炉尾部烟气湿法脱硫设备中换热器大多采用气-气换热器(Gas toGasHeater,简称GGH),其作用主要是将原烟气中热量传递给脱硫后的净烟气,使其加热到符合环保法规要求的排放温度,以保证锅炉排放的污染物能扩散到较大范围内,从而避免其在电厂周围集中沉降。GGH具有场地占用小、换热效率高、检修相对方便的优点,受到脱硫系统设计单位和用户的广泛认可。由于GGH采用原烟气加热净烟气,不需要另外供能,因此在烟气脱硫系统中采用GGH加热净烟气对电厂而言是最经济的方法(见图1),目前已在世界范围内推广。 国外研究GGH的历史相对悠久〔1〕〔2〕〔3〕。德国在90年代初期建设的FGD装置全部安装了回转式GGH,但多年的运行发现,GGH对整个FGD系统的可靠性产生较大影响,所以从21世纪开始建设的FGD装置已有部分不再安装GGH。同时德国已有越来越多的电厂将脱硫后的烟气通过冷却塔排放,这样既可以不安装GGH,又可以省去湿烟囱的投资,而且也大大提高了烟气中污染物的扩散能力。美国多数电站采用非常简单的脱硫系统,有的吸收塔和净烟道还采用合金材料,维修量、泄漏点和故障点非常少,且环保标准对烟囱出口的排烟温度并无要求,因此美国建设的脱硫系统基本都不设置GGH。日本为了减轻环境污染,一直采用较高烟温排放,以增强烟气的扩散能力,因此日本所有的FGD装置均安装了GGH。 目前国内正在运行的湿法脱硫装置基本都安装了GGH〔1〕,例如重庆珞璜电厂、丰城发电厂2×300MW、北京第一热电厂等。由于GGH在低温差、高腐蚀、烟气中堵塞物多的条件下工作,对换热、泄漏和阻力参数的控制要求非常苛刻,而21世纪前GGH设备均为国外进口,价格昂贵,交付周期长,诸多原因导致国内一些电厂不设置GGH(见图2),例如黄岛电厂2×600MW、陡河发电厂200MW、常熟第二电厂2×600 MW等。本文以某电厂600MW机组为例,对湿法烟气脱硫系统设置GGH的利弊进行了分析,进而分析了GGH的取舍问题,提出了针对新建机组及老机组相应的烟囱腐蚀改造手段。 1 烟气换热器的性能分析 1·1 烟气换热器优势 1)保护低耐温材料,减少吸收塔的蒸发量。经热平衡计算可知,若设置了GGH,则由引风机来的温度约为125℃的原烟气在GGH原烟气侧将温度降到约85℃进入吸收塔,即GGH使得进入吸收塔的原烟气温度下降40℃左右,同时塔内水的蒸发量维持在37·43 t/h;若取消了GGH,塔内水的蒸发量将维持在77·08 t/h。由此可见, GGH能很好地保护耐温能力有限的玻璃鳞片或橡胶衬层,减少了吸收塔的蒸发量以及水耗。 2)改善了烟囱出口“白烟”问题,降低了烟气的可见度〔1〕。经过湿法脱硫后的烟气达到湿饱和状态,如直接排放在环境温度较低时,凝结水汽会形成白色的烟羽。由于烟气经过GGH升温后,回到了水蒸汽不饱和状态,从而透明度上升,解决了烟囱出口“白烟”问题,降低了烟气的可见度,改善了周围地区环境。 3)提高抬升高度,降低污染物落地浓度。由于GGH使得湿法脱硫后的净烟气温度上升30℃左右,排入烟囱的烟气密度降低,烟气与空气的密度差增大,烟气抬升能力增强,而烟气的有效抬升增大了烟气中水蒸汽、SO2和氮氧化物的扩散空间,减轻了烟气对地面的污染。某电厂600 MW机组,利用高斯烟羽模型计算烟气抬升高度、SO2地面最大落地浓度和NOx地面最大落地浓度〔4〕〔5〕,计算结果见表1。 FGD系统中的GGH对烟气抬升高度有显著的影响,设置GGH后烟气抬升高度增加了约200m。同时, SO2和NOx的地面最大落地浓度有一定的差异。不设GGH时, SO2和NOx的地面最大落地浓度分别约为设GGH时的1·93倍和1·85倍。可见,GGH对环境影响很大。 4)降低烟囱内壁腐蚀性。脱硫后烟气中仍含有强腐蚀性介质SO3、HCl、HF等。不设GGH时,虽然含硫量减少,但是烟气湿度相对增大,烟气处于湿饱和状态,更易冷凝结露,产生腐蚀性液体,并且温度低于酸露点,与设GGH相比,更易形成腐蚀。研究人员做过相关实验〔6〕,研究了腐蚀介质SO2浓度、相对湿度、温度等环境因素对腐蚀速率的影响,即:腐蚀速率和SO2含量的平方根近似成正比;腐蚀速率随着温度增加而增加;相对湿度对介质腐蚀速率的影响近似正态分布,相对湿度为80%时介质腐蚀速率最快。同时,烟囱壁温对腐蚀速率的影响也较大。烟囱壁温达到酸露点时,硫酸开始腐蚀,但此时腐蚀速率较小,当壁温下降时,进入强腐蚀区,腐蚀速率达到最大,壁温进一步下降,腐蚀速率会随着凝结水量的增加而下降,直到壁温达到水露点,烟气中HCl和HF溶于水膜进行腐蚀,此时腐蚀速率再次升高。 1.2 烟气换热器弊端 1)增加系统故障率,运行可靠性降低。目前国内投入运行的GGH形式多为回转式,运行状况并不好,主要问题是换热元件腐蚀与结垢,造成脱硫系统故障,而根据此600MW机组的运行经验,燃用高硫分煤时,GGH的维护检修费用相当高。故GGH降低了脱硫系统的运行可靠性,增加了维护检修工作量。 原烟气经过GGH后由125℃降低到85℃,在GGH的热侧会产生大量粘稠的酸液〔7〕,这些酸液对GGH的换热元件和壳体有很强的腐蚀,还会粘附大量烟气中的飞灰,造成GGH结垢而堵塞,造成的危害有〔8〕: GGH换热效率降低;净烟气不能达到设计要求的排放温度,并对下游设施造成腐蚀;增加了脱硫系统运行故障率。 2)增加FGD建设投资及运行费用。GGH设备本体以及由安装GGH带来的直接建设投资(包括烟道,支架,冲洗系统等)的费用大概占到了整个FGD系统的9% ~13%。而运行费用也是安装GGH存在的一个问题。此机组GGH的平均阻力压降为1·021 kPa,如果考虑到由于安装GGH而引发的烟道压降,总的压损约在1·3 kPa,为了克服这些阻力,必须增加风机的压头,这使脱硫系统的运行费用大大增加。此外,除正常维护检修和堵塞等故障的处理费用外,经过几年后就需更换陶瓷换热片及不锈钢换热元件,这些资金投入都使得GGH的成本占到总资金投入的很大一部分。对是否采用GGH的经济性进行比较可知,不设GGH的脱硫系统方案具有明显的优势,见表2和表3。 3)降低脱硫效率。对于回转式GGH来说,由于结构问题,原烟气侧总会向净烟气侧携带泄露。这一泄露率至少达到了1%,对整个脱硫系统的脱硫效率产生影响。 4)增加功耗与冲洗水耗。根据此机组已有的FGD运行记录,结合风机轴功率计算式:N轴=QV×ΔP/(3 600×η)计算出设GGH和不设GGH情况下增压风机功耗量,结果列于表4。其中QV为风机入口烟气体积流量,ΔP为风机前后的压差,η为风机的效率,N轴为风机轴功率。 GGH不仅带来很大的阻力降,而且使得单台增压风机功耗增加约590 kW,如果再加上密封风机、低泄漏风机和冲洗水泵,那么增加的功耗将接近800 kW。 2 烟气换热器的取舍 由前所述,GGH在减轻污染物排放上没有带来太大的帮助。不设GGH时SO2和NOx的地面最大落地浓度分别约为设GGH时的1·93倍和1·85倍。但是SO2地面最大落地浓度值较低,约为国家二级标准限值的3·44%,说明SO2对电厂周边环境的影响不大。而NOx地面最大落地浓度值约为国家二级标准限值的36·53%,说明NOx排放对电厂周边环境的影响很明显。NOx排放成为不设GGH对环境影响最大的问题。然而,一旦电厂布置脱硝的SCR装置,将大大降低NOx的排放,而取消GGH之后节省的费用可能补偿安装烟气脱硝所需费用。对同时安装脱硝和脱硫系统的电厂来说,脱硫系统不设GGH具有明显的优势。故安装GGH有助于减轻当地的污染,但是并不能减轻总体的污染。然而对一些环境压力大的地区〔10〕,如城市、景点等人口密集区,或其他对环境有要求的地区,安装GGH能提高烟气的抬升高度,对当地环境有很大的帮助。如果是在环境压力小的地区则建议取消GGH。故燃煤电厂烟气脱硫装置是否采用GGH,需要综合考虑经济性、污染防治政策、环境因素和标准等。例如对于面积不大、经济效益不好的电厂,或者为了保证脱硫系统安全运行、减少维护维修工作量,建议不设置GGH。 2·1 新建机组不设GGH时的烟道防腐 在烟气脱硫系统装置中,从换热器,吸收塔一直到烟囱,均存在设备腐蚀问题。据美国电力研究院测定,在正常运行工况下, FGD钢制设备腐蚀率达1·25 mm/a,个别部位甚至达5 mm/a。目前国际上很多新建烟气脱硫工程不设GGH,前已论述,此布置与设GGH相比,烟囱内壁腐蚀更加明显。不设GGH时,烟囱主要运行在排放未脱硫的烟气工况、排放脱硫烟气工况和锅炉事故状态下排烟工况,为了有效防腐,必须保证烟囱在任何工况下都能有效抵御烟气的腐蚀。由于三种工况下烟气成分、湿度和温度变化较大,国际烟囱工业协会规定,将湿法脱硫后的烟囱按照强腐蚀环境考虑,这就要求烟囱抗腐蚀材料必须具有抗强酸腐蚀能力、抗磨损能力、抗介质渗透能力及抗温差变化能力,这对于新建FGD机组的安全经济运行至关重要。 目前市面上烟囱防腐材料众多,性能、价格各异,工程及研究人员至今仍未形成一致的看法。在选择材料上,应在技术上满足复杂化学环境下的防腐要求的前提下,力求选择投资成本较低、施工难度小且周期短、维护方便的防腐材料。美国倾向于价格较高但防腐性能强的镍基合金板;欧洲国家则倾向使用橡胶衬里,或采用玻璃钢;日本则采用碳钢内涂玻璃鳞片乙烯基酯树脂等。我国所采用的防腐材料主要有碳钢合金、橡胶内衬、玻璃钢、鳞片树脂涂料、无机材料等。表5所列为国际上常用的未设GGH时烟囱防腐材料的综合比较〔11-13〕。对于任何一个新建不设GGH的FGD工程,都应该先从电厂的烟囱及其运行特征入手,根据防腐要求提出多种可选方案,通过方案的对比分析,最后得到最佳的方案。 2·2 老机组增设FGD时烟囱的腐蚀改造 随着对环保要求的日趋严格,国内老机组脱硫改造工程已陆续展开,由于老机组烟囱大多为单筒钢筋混凝土结构,不论烟气脱硫是否安装GGH,烟气对烟囱都具有一定的腐蚀性,腐蚀程度有一定的差异。所以,对老机组的烟囱而言,如果需要进行烟气脱硫改造工程,一定要在加脱硫工艺的同时,对原烟囱进行适当的防腐改造。改造老机组烟囱时,首先要明确改造后烟囱的服务年限和原烟囱的结构形式,然后综合考虑改造后适用烟囱自身的运行工况、腐蚀材料的性能和工程业绩、工期安排、施工条件(包括施工周期和施工难度)和改造费用等,经过对比分析确定最合适的方案。图3所示为老机组烟囱改造时所考虑的因素的层次划分,其中,确定改造后服务年限和原烟囱的结构形式,不仅可以决定烟囱防腐的标准和防腐设计寿命,而且也影响着改造资金和防腐材料方向性的选择。而核算出的改造费用将直接决定是否进行烟囱改造。80、90年代建设的烟囱大约在1 500万元左右, 21世纪建设的烟囱大约在2 000万元左右。如果核算出的改造费用过大,占建设初期的烟囱费用的30%左右〔14〕,则认为不合适改造烟囱,此时,应该从脱硫改造的系统设计中寻求合理的方案。比如增设一台新烟囱,老烟囱作为旁路烟囱。 3 结论 通过对某电厂600 MW机组脱硫系统设有GGH,进行热力计算得出以下结论: 1)GGH的设置能减少吸收塔的蒸发量,节水量达39·65 t/h,大大地减少了水耗; 2)GGH的设置能提高抬升高度,比不设置GGH高209 m,同时降低污染物落地浓度, SO2和NOx分别降低了48·25%和45·99%,在一定条件下改善了烟气扩散条件, SO2和NOx地面最大落地浓度分别约为国家二级标准限值的3·44%和36·53%, SO2对环境影响不大,而NOx对环境的影响可由SCR装置补偿; 3)GGH的设置对投资费用和运行维护费用影响很大,不设GGH的脱硫系统方案具有明显的经济优势; 4)GGH不仅带来很大的阻力压降,而且使得单台增压风机功耗比不设置GGH时增加约590kW; 5)湿法烟气脱硫工艺省却GGH是可行的。是否采用GGH,需要综合考虑经济性、污染防治政策、环境因素和标准等因素。 参考文献: 〔1〕范晓星,田天·湿法烟气脱硫不设烟气再热系统的研究〔J〕·山西电力, 2007(6): 68-70. 〔2〕张华,何强,陈振宇,陈玉乐·湿法烟气脱硫中GGH对污染物扩散影响初探〔J〕·电力环境保护, 2005, 21(2):1-3. 〔3〕许正涛,吴树志,范新宽·湿法烟气脱硫系统不设GGH的经济性及对环境影响的分析〔J〕·电力环境保护,2005, 21(2): 57-59. 〔4〕GB 12223-2003,火电厂大气污染物排放标准〔S〕. 〔5〕GB 3095-1996,环境空气质量标准〔S〕. 〔6〕唐志永,金保升,仲兆平等·电站烟囱混凝土SO2腐蚀模拟研究〔J〕·工业建筑, 2005, 35(增刊): 710-713. 〔7〕李静·对湿法烟气脱硫系统设置GGH的探讨〔J〕·有色冶金设计与研究, 2007, 28(23): 258-261. 〔8〕石英·湿法烟气脱硫GGH结垢问题探讨〔A〕·中国环境科学学会学术年会优秀论文集, 2006: 2662-2663. 〔9〕李海,管一明,王飞·影响湿式石灰石烟气脱硫系统脱硫效率的因素分析〔J〕·电力环境保护, 2007, 23(2): 28-30. 〔10〕殷文香·湿法烟气脱硫系统不设GGH的技术经济分析及对环境的影响〔J〕·内蒙古电力术, 2007, 25(1): 14-16. 〔11〕马晓峰,毛玉如·湿法脱硫工艺中GGH取消后烟囱防腐方案探讨〔J〕·锅炉制造, 2007(2): 36-38. 〔12〕杨杰,宋晓红·湿法烟气脱硫机组烟囱防腐措施〔J〕·河北电力技术, 2006, 25(1): 33-34, 37. 〔13〕许悠佳,毛培·嘉华电厂不设GGH湿法脱硫烟囱防腐改造探讨〔J〕·电力环保护, 2008, 24(2): 6-8. 〔14〕马申·燃煤发电厂旧烟囱脱硫改造的技术建议〔J〕·武汉大学学报(工学版), 2007, 40(增刊). |
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