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脱硫设施不设换热器环境影响及其探讨点击：1741 日期：[ 2014-04-26 21:39:54 ] |
| 脱硫设施不设换热器环境影响及其探讨 陈煜 （大唐淮南洛河发电厂，安徽淮南232008） 摘要：通过对淮南洛河发电厂300 MW机组大气污染源监测，模拟预测和比对石灰石-石膏湿法脱硫设施不设换热器，对大气污染物扩散影响。结果表明：不同气象条件下，脱硫设施不设换热器对大气环境影响不甚明显。 关键词：燃煤电厂；脱硫设施；换热器；环境影响 中图分类号:X8文献标识码:B文章编号:1674－4829（2010）02－0038－04 0·引言 燃煤电厂属大气污染控制重点企业。笔者以大唐淮南洛河发电厂为例，模拟预测和监测比对其2期工程2×300 MW机组石灰石-石膏湿法脱硫设施不设换热器对大气污染物扩散影响与环境经济效益。结果表明：不同气象条件下，脱硫设施不设换热器对区域大气环境影响不甚明显。 1·换热器作用与影响 1.1换热器主要作用 大型燃煤发电机组石灰石-石膏湿法烟气脱硫设施（FGD）中气气换热器（GGH）的作用[1]，是将原烟气热量传递给脱硫后的净烟气，即：由引风机120~140℃原烟气，在GGH原烟气侧，将烟温降至85~100℃入吸收塔；从吸收塔洗涤脱硫后流出的45~50℃净烟气，经GGH净烟气侧升温至＞75℃，由净烟道入烟囱排放，见图1。 通过该换热过程作用有6个方面：减少吸收塔蒸发量，增加湿法脱硫后烟气浮力与扩散能力，降低烟羽能见度，降低大气污染物落地浓度[2]，影响烟气抬升高度与SO2排放速率，减轻湿法脱硫烟囱冒白烟问题。 1.2换热器负面影响 1.2.1增加投资与维修费 目前，国内燃煤电厂FGD设施80%以上有GGH装置。据测算，GGH设备与配套安装费占FGD设施总投资20%。以1×600 MW机组为例，FGD设施不设GGH装置，可降低2.2%机组总投资和6%的30 a均化成本，增加设备维修费。 1.2.2降低脱硫效率 GGH装置原烟气侧向净烟气侧泄漏，降低脱硫效率；虽然回转式GGH装置泄漏率可控制＜1.0%，然而，这毕竟是无谓的损失。 1.2.3增加脱硫设施运行故障 GGH装置原烟温由130℃左右降至＜80℃，其吸热侧产生酸液，对换热元件和壳体腐蚀严重并粘附飞灰。穿越除雾器微小液滴在换热元件表面蒸发结垢而堵塞，增加FGD设施运行故障率。 1.2.4增加能耗水耗与水处理 GGH装置运行中或停机后，需压缩空气、蒸汽和高压水清洗，去除其换热元件积灰和酸沉积；清洗污水腐蚀性强，须单独处理后排放，增加能耗、水耗和污水处理设施建设投资与运行费[3]。 1.2.5腐蚀烟道与烟囱 实践证明，洗涤脱硫烟气经GGH装置加热后，烟温仍低于酸露点，尾部烟道与烟囱有新的凝结；机组开停、低负荷运行等非正常工况时，GGH装置达不到运行温度要求[4]；78~80℃烟温仅使排烟不凝结，无法避免冒白烟。鉴此，无论有无GGH装置，烟囱都须防腐，并按湿烟囱设计[5]。 1.3不设换热器影响 石灰石-石膏湿法FGD设施不设GGH装置正负面影响有以下几点[6]。 1.3.1提高脱硫设施可靠性减少故障点，提高FGD设施运行可靠性，维护和检修工作量减少。 1.3.2降低设备能耗 尾部烟道缩短，烟气阻力降低1 200 Pa，漏风、浆液循环量、设备能耗降低，脱硫效率提高。 1.3.3减少设备占地面积 可优化炉后场地布置，使烟道和设备布置简洁合理，安装与检修空间增大、方便操作。 1.3.4降低排烟温度 吸收塔净烟气直入烟囱，排烟45~50℃，较设置GGH装置时低30℃，烟气抬升高度降低。 1.3.5增加烟囱防腐投资 以聚脲弹性体涂内壁3~4 mm，700~750元/m2（含施工）计，1根210 m烟囱防腐需192.9万元。 2·不设换热器大气环境影响 2.1大气污染源 淮南洛河发电厂总装机容量2 400 MW，其中：1，2期工程4×300 MW亚临界发电机组配电袋复合式除尘器和低氮燃烧器，3期工程2×600 MW超临界发电机组安装静电除尘器和低氮燃烧器，均配套烟气脱硫设施。淮南洛河发电厂1，2期工程燃煤锅炉蒸发量4×1 025 t/h，电袋复合式除尘器设计除尘效率99.8%，设计脱硫效率＞90%，210 m的出口Ф7 m烟囱2根；3期工程燃煤锅炉蒸发量2×1 900 t/h，静电除尘器设计除尘效率99.8%，设计脱硫效率95%，1根210 m出口Ф6 m烟囱；FGD设施均为石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺，其中1，2期工程FGD设施不设GGH装置，3期工程FGD设施配备GGH装置，见表1。 2.2大气环境影响预测分析 淮南洛河发电厂2期工程2×300 MW机组210m烟囱属高架点源，采用HJ 2.2—2008《环境影响评价技术导则·大气环境》推荐模式，预测分析FGD设施安装GGH装置前后各稳定度和风向下边长20km矩形区域环境空气中二氧化硫（SO2）、可吸入颗粒物（PM10）污染趋势。 2.2.1烟气抬升高度与距离影响 大气不稳定（B类）时，FGD设施有GGH装置污染物最大落地距离3 444 m，无GGH污染物最大落地距离2 286 m；中性（D类）稳定度下，有GGH污染物最大落地距离5 460 m，无GGH污染物最大落地距离3 847 m；稳定（F类）时，有GGH污染物最大落地距离19771m，无GGH污染物最大落地距离18299 m，见表2，图2，图3。 近5 a，淮南市D类大气稳定度出现频率46.3%；D类稳定度时，FGD设施无GGH的污染物最大落地距离较有GGH少1 613 m。 2.2.2各类气象条件影响 2.2.2.1长期影响 A类稳定度，FGD有GGH时SO2，PM10最大一次质量浓度0.016，0.017 mg/m3，无GGH贡献值为有GGH的2.76，2.77倍；D类稳定度，FGD有GGH时SO2，PM10最大一次质量浓度0.004 0，0.004 3 mg/m3，无GGH贡献值为有GGH的1.9，1.91倍；F类稳定度，FGD有GGH时SO2，PM10最大一次质量浓度0.001 6，0.001 7 mg/m3，无GGH贡献值为有GGH的1.13，1.18倍，见表3。 2.2.2.2静风时影响 静风条件下，有GGH污染物最大落地距离3105 m，无GGH污染物最大落地距离2 158 m，少947 m；无GGH较有GGH时SO2，PM10最大地面轴线浓度增加6.2‰，6.6‰。各关心点距该厂大气污染源＞4.1 km，不会产生不利影响。 2.2.2.3熏烟时影响 熏烟条件下，有GGH污染物最大落地距离1938 m，无GGH污染物最大落地距离1 629 m，少309 m；无GGH较有GGH时，SO2，PM10最大地面轴线浓度增加9.6‰，1.03%，构成近距离影响。 2.2.4典型气象条件影响 典型日气象条件下，各关心点大气污染物浓度分布：无GGH较有GGH日均最大贡献值在东北偏东（ENE）向8.5 km处上窑镇，SO2与PM10增加2.2‰，2.4‰；日均最小贡献值在西南（SW）向10.2km处市政府，SO2和PM10增加1.1‰，1‰。 2.2.5中性稳定条件影响 D类稳定度下，各季节大气污染物浓度分布：春季，无GGH较有GGH时，SO2，PM10最大贡献值均增加0.2‰，夏季增加1.2‰和0.2‰，秋（冬）季均增加0.1‰和0.2‰。大气污染物浓度时间分布：春季＞夏季＞冬季＞秋季，年内四季烟气抬升高度：秋季＞冬季＞夏季＞春季。 2.3环境监测比对分析 利用2005年2~10月和2008年2~9月，淮南洛河发电厂1，2期工程4×300 MW机组，石灰石-石膏湿法烟气脱硫暨电袋复合式除尘器改造评价与验收监测数据，比对分析其FGD设施不设GGH装置，石灰石-石膏湿法烟气脱硫前后区域环境空气质量变化趋势，见表5。 监测结果：洛河电厂1，2期工程4×300 MW机组烟气脱硫前与脱硫后，SO2，PM10年日平均值均有所下降，降幅12%和15.9%。 2．4污染气象与脱硫除尘关系 淮南洛河发电厂区域环境空气质量监测与同步低空探测结果表明：混合层顶上下两侧大气污染物浓度相差数倍；混合层厚度越小，其差值越大；反之，混合层厚度越大，差值越小。 一般平原地区熏烟持续0.5~1.0 h，淮南100~150 m高度逆温持续8.2 h，150~200 m高度逆温持续4.3 h，洛河电厂熏烟持续时间是平原地区10.9~5.7倍，大气污染物最大浓度是地面9.1~6.2倍[7]，提高脱硫与除尘效率十分必要。 静风时，洛河电厂FGD无GGH大气污染物最大地面轴线浓度为有GGH的2倍，有利扩散。淮南洛河发电厂大气污染物扩散规律：大气由B类到F类稳定度，SO2，PM10落地浓度渐趋变小，距离由近及远；气象条件中性偏稳定，大气污染物影响范围3 800~18 500 m，最不利气象条件影响区域170~230 m。 3·不设换热器环境经济效益 3.1环境效益 淮南洛河发电厂1，2期工程4×300 MW机组石灰石-石膏湿法烟气脱硫和电袋复合式除尘器，脱硫效率94.2%，除尘效率99.9%；SO2、烟尘排放质量浓度下降523，34 527.6 mg/m3；全厂SO2、烟尘排放质量浓度29.2，39.4 mg/m3，下降529.6，34 754.7 mg/m3，为GB 13223—2003《火电厂大气污染物排放标准》允许排放浓度的2.7%和6.5%，99%和58.6%；SO2、烟尘排放量削减2.88×104，55.01×104 t/a，对于改善区域环境空气质量具有较大作用[8]。 气象条件中性偏稳定时，全厂经烟气脱硫与电袋除尘后，近距离空气中SO2，PM10年日均贡献值无显著变化，10 km以外SO2，PM10年日均贡献值削减97.2%，98.1%；最不利气象条件，主要影响200 m左右区域，SO2，PM10年日均贡献值削减95.5%，93.9%，环境效益显著。 3.2经济效益 3.2.1降低设备投资 淮南洛河发电厂1，2期工程4×300 MW机组FGD设施静态投资37 200万元，不设GGH装置，可减少固定资产投资4 200万元，扣除烟囱防腐投资385.8万元，节省建设投资3 814.2万元。 3.2.2减少设备运行费 （1）FGD设施减排SO21.6×104 t/a，折93%工业硫酸（H2SO4）成品2.64×104 t/a，按420元/t H2SO4计，扣除成本后净效益484.41万元/a。 （2）FGD设施脱硫废水30 m3/h，处理后回用，节约用水15.1×104 m3/a。工业用水按1.0元/m3计，正常工况节约水资源费15.09万元/a。 （3）1，2期烟气脱硫工程投运后，实际石膏产生量5.53×104 t/a，脱硫石膏按50元/t计，直接经济效益276.7万元/a。 （4）FGD设施正常工况下，不发生水污染物超标排污费，减免废水超标排污费13.21万元/a。 （5）1，2期烟气脱硫工程环境经济总效益305万元/a（不含工业H2SO4），扣除运行成本，环境保护净效益115.48万元，费效比1︰0.61。 [参考文献] [1]胡彩云.论烟气脱硫工程省却GGH的可行性[J].湖南有色金属,2006,22(2):44-47. [2]殷文香,朱天涛.燃煤电厂湿法烟气脱硫系统是否设置GGH的探讨分析[J].内蒙古环境科学,2007,19(4):57-62. [3]肖辰畅,李彩亭,崔箫,等.湿法烟气脱硫技术存在的问题及对策[J].江苏环境科技,2005,18(1):7-9. [4]郭东明.脱硫工程技术与设备[M].北京:化学工业出版社,2007:303-304. [5]赵鹏高,马果骏,王宝德，等.石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺是否安装烟气换热器[J].中国环保产业,2005（8）:7-9. [6]赵华,赖敏,丁经纬.脱硫系统不设烟气再热器方案探讨[J].热力发电,2005(10):1-4. [7]陈金泉.污染气象与火电厂除尘效率关系探讨[J].江苏环境科技,2001,14(1):23-24. [8]李云生.城市区域大气环境容量总量控制技术指南[M].北京:中国环境科学出版社,2005.（责任编辑：曹恩伟） |
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