换热器换热面积
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设置烟气换热器利弊的探析点击：1951 日期：[ 2014-04-26 21:53:54 ] |
| 设置烟气换热器利弊的探析 叶超 张然 (上海吴泾第二发电有限责任公司,上海 200241) 摘 要：目前国内燃煤电厂石灰石—石膏湿法烟气脱硫系统大多安装烟气换热器(GGH),但GGH是否是这种脱硫系统的必备设备值得探讨。以吴泾第二电厂烟气脱硫项目为例,介绍了GGH的作用,分析了安装GGH和不安装GGH的利弊,得出吴泾二电厂脱硫项目应采取不设GGH的结论。在分析各种套筒湿烟囱性能、造价的基础上,介绍了本项目所采取的烟囱防腐方案。 关键词：烟气换热器(GGH);石灰石—石膏湿法烟气脱硫;造价;防腐 中图分类号:X773 文献标识码:B 1·GGH的作用 1.1 提高排烟温度和抬升高度 GGH可以将湿法烟气脱硫的排烟温度从50°C升高到80°C左右,从而提高烟气从烟囱排放时的提升高度。但从环境质量的角度来看,主要关注点是安装和不安装GGH时,主要污染物(SO2、粉尘和NO2)对地面浓度的贡献。表1为吴泾二电厂脱硫项目工程2×600 MW机组的实际环评测算结果[1]。 表1计算结果显示,SO2和粉尘的源强度在除尘和脱硫之后均大大降低,因此无论是否安装GGH,它们的贡献只占环境允许值的一小部分。由于脱硫系统不能有效脱除NO2, NO2的源强度并没有降低,虽然是否安装GGH对于NO2的贡献有一定的影响,但是从测算数据看,不安装GGH时NO2的排放仍然只占环境允许值的10%左右,对环境的影响不会很显著。实际上,要降低NO2对环境的影响,根本措施还是采用脱硝装置或低氮燃烧器。通过扩散来降低浓度并不能减轻总体环境污染,只能是一种权宜之计[2]。 1.2 对减轻尾部烟道和烟囱腐蚀程度有限[3] 20世纪八九十年代,由于对脱硫工艺的性能还没有完全认识、掌握,认为脱硫后的烟气通过GGH加热后,烟气温度升高到80°C左右,可以降低脱硫后烟气对尾部设施的腐蚀程序。然而,实践证明: (1)脱硫系统不能有效去除SO3,而且脱硫后烟气中水份含量较大,SO3溶于水中,烟气在尾部烟道和烟囱内壁结露,使烟囱的腐蚀加大。 (2)安装GGH后,在积聚在GGH换热元件上的飞灰中的元素催化作用下,烟气中部分SO2转化为SO3,对升高烟气的酸露点会产生一定影响。有测试表明,采用GGH后,SO3的含量有所增加。 (3)经过脱硫后的烟气酸露点温度为90~120°C,烟气经过GGH加热后,烟温在80°C左右,仍然低于酸露点,因此,还会在尾部烟道和烟囱中产生新的酸凝结。不仅如此,酸对金属材料的腐蚀作用对温度非常敏感,这使经GGH加热后的烟气有更强的腐蚀性。 (4)经GGH加热后的烟气温度高于烟气的水露点,可以防止新的凝结水产生,但是80°C的烟气无法在很短时间内将凝结在烟道和烟囱表面上的水或穿过除雾器的浆液快速蒸干,只能使这些液滴慢慢地浓缩、干燥,此过程使得原来酸性不强的液滴变成腐蚀性很强的酸液,在尾部烟道和烟囱上形成点腐蚀。 因此,严格来讲,即使设置了GGH,湿法脱硫的烟囱也必须采取防腐。认为安装了GGH就可以不对尾部烟道和烟囱进行防腐处理是一个认识上的误区。 2·安装GGH带来的问题[4] (1)增加电厂初期投资[5]。GGH设备本体以及由安装GGH引发的直接投资,包括烟道、支架和冲洗系统的费用大约是脱硫工程总投资的10%~12%。 (2)增加电厂的运行成本。回转式600 MW机组GGH的阻力压降一般为1 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1·2 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。 (3)影响脱硫系统正常运行。烟气在GGH内热交换降温过程中产生的酸液,会对GGH换热元件和壳件造成强烈腐蚀,而且会粘附烟气中的飞灰,在换热元件中凝固、堵塞通道,影响脱硫系统正常工作。据了解,台山一期2台600 MW机组运行三四个月就会发生严重堵塞现象,清理非常麻烦,且工作量极大,所以其二期工程3×600 MW机组就不再设置GGH。 (4)降低脱硫效率。GGH的原烟气侧向净烟气侧的泄漏率至少达到1%,降低了系统的脱硫效率。 (5)增加维护检修费用。除正常维护检修和堵塞等故障的处理费用外,目前GGH的大修期设计为4年,即4年后就需更换陶瓷换热片及不锈钢换热元件,参照国内外600 MW机组GGH换热元件报价,采用进口材料约700万元,国产材料约500万元。 3·不安装GGH的利弊 3.1·不安装GGH的优点 (1)降低脱硫系统投资和运行费。以吴泾二电厂2×600 MW机组的脱硫系统为基础进行技术经济比较。两台机组煤耗为464.12 t/h,实际煤种的含硫量为0.53%,年运行按5 500 h计,脱硫系统每年脱除SO2为26 566.2 t。 固定资产投入:安装GGH的固定资产投入约4 000万元,贷款利率按5%计算,5年还清本利,共计5 000万元,脱硫系统的寿命为30年,因此,均比后每年的固定资产投入为166.7万元,这使得每公斤SO2的脱硫成本增加0·063元。电耗:安装GGH之后,由于GGH本体和烟道阻力的增加,约使增压风机的功率增加2×1 300 kW,按年运行5 500 h,厂用电价0.24元/(kW·h)计算,每年增加的电耗支出为343·2万元,使得每公斤SO2的脱硫成本增加0·129元。 大修费用:大修费用按固定资产原值的2.25%计算,共为90万元/a,使每公斤SO2的脱硫成本增加0·034元。 安装GGH后费用的增加情况如表2所示。 如果脱硫系统的寿命为30年,在整个寿命期内,GGH的总费用为1.8亿元,几乎相当于2×600 MW机组脱硫工程总投资的48.65%。(2)提高系统运行可靠性和可用率。安装GGH后,由于其部件腐蚀和换热元件堵塞造成增压风机运行故障,已成为脱硫系统长期稳定运行的瓶颈之一,降低了脱硫系统的可用率,增加了维修费用。若不安装GGH,脱硫的烟气系统得以简化,可提高其运行可靠性。 3.2 不安装GGH带来的问题 (1)由于需要提高原烟气的降温幅度,因此系统的水耗要比安装GGH时增加约50%。 (2)由于脱硫后烟气温度较低,在环境空气中的水份接近饱和,气象扩散条件不好时,烟气离开烟囱出口时会形成冷凝水滴,形成所谓“白烟”。 (3)不安装GGH的脱硫系统的烟气在烟囱中的凝结水量会比较大,因此需考虑烟囱底部的废水排放设施。 4·烟囱防腐 在我国,烟气脱硫处理尚属起步阶段,已建成投运、完全按烟气脱硫处理运行的火力发电厂工程项目不多,且大多是新建工程,运行时间较短。因此,在国家和电力行业烟囱的现行设计标准中,均未对脱硫处理的烟囱防腐设计做出具体规定,尤其对脱硫改造项目的烟气防腐处理,更是无据可循。国内各电力设计院主要依据自己的经验和参考资料进行设计,因而只是以烟气的腐蚀性等级对烟气的防腐设计进行了要求。 根据调研及收集的相关资料,就国内已采用的复合钛合金内筒、耐酸砖内筒和涂鳞片树脂这3种套筒湿烟囱的防腐性能、施工安装性能以及造价情况作简要归纳,如表3所示。 根据表3比较,参照同类型电厂600 MW机组240 m高度烟囱40天完成鳞片树脂防腐处理施工的实例,本脱硫改造工程项目利用机组检修对烟囱采用喷涂鳞片树脂的防腐处理方案,还是可行的。一般在钢烟囱内表面喷涂1.5 mm厚的乙烯基脂玻璃鳞片树脂。 本工程烟囱高度240 m,钢筒直径6.5 m,展开面积约为5 000 m2,理论计算材料费约为23万元。考虑到喷涂层不均匀以及损耗等因素,需防腐涂料材料费约300万元。据资料介绍,采用玻璃钢烟囱也是烟气脱硫湿烟囱防腐的选择方案之一。整体玻璃钢套筒在防腐、耐热性能方面,完全可以满足套筒湿烟囱的长期运行要求,其特殊优点是内壁极为光滑,摩擦力极小,非常有利于高含水烟气的流动、排放。玻璃钢材料的导热系数只有钢材的0.5%左右,绝热性能好[6]。 日本关西电力南港电厂的烟囱内筒用玻璃钢制造,内径为5.3 m,管段长11 m,由51根玻璃钢管段组装而成。但是,玻璃钢材质烟囱是否适合本工程项目原钢内筒的改造,无实例借鉴,且玻璃钢烟囱造价不菲,单价约为1 200万元。 5·结论 (1)在脱硫系统中安装GGH是基于早期对GGH的认识,而长期的实践证明:GGH在脱硫系统中的作用不大,但带来的负面影响却不可小视。 (2)烟气湿法脱硫系统排放烟气的烟囱必须进行防腐处理,与是否安装GGH无关。因此,认为安装GGH后可不对烟囱采取防腐措施的观点是不可取的。 (3) GGH的投资和运行费用非常昂贵,对2×600 MW机组来说,安装GGH总投资费用为4 700万元,约占脱硫系统总投资的10%~12%,年运行费用中仅厂用电量一项就为343.2万元。 (4)根据目前国内已投运的GGH情况看,大多数GGH的运行情况欠佳。由于运行时间较短,腐蚀的问题还没有完全暴露出来,目前主要的问题是换热元件堵塞,造成脱硫系统停运。 (5)关于不安装GGH致使NO2排放对落地浓度的贡献有所增加的问题,主要应该依靠安装烟气脱硝装置,或对锅炉燃烧装置进行改造,即用低氮燃烧器方式来解决,而且应依据排放标准来决定脱硫工艺的技术路线,而不应强求安装弊多利少的GGH来回避问题。 (6)实际使用表明,石灰石—石膏湿法脱硫工艺安装GGH弊多利少,不但不能有效改善总体环境质量,而且大大增加企业负担,并将影响脱硫系统的安全、稳定、高效运行。 (7)对不设置GGH的脱硫工艺,尤其要重视对湿烟囱的防腐处理。 (8)在充分做好不设GGH后的烟道和烟囱防腐设计施工工作的前提下,为合理使用脱硫项目资金,吴泾二电厂脱硫项目应采用不设GGH方案[7]。 参考文献: [1] 上海吴泾第二发电有限责任公司2×600 MW脱硫工程建设项目环境影响报告表[R].华东电力设计院,2006. [2] 张华,何强,陈振宇等.湿法烟气脱硫系统中GGH对污染物扩散影响初探[J].电力环境保护,2005,21(2):1-3. [3] 烟气—烟气加热器的设置及防腐措施研究[R].河北三融电力环保工程公司,2005. [4] 赵鹏高.湿法烟气脱硫工艺是否安装烟气换热器问题探讨[J].电力环境保护,2005,21(4). [5] 许正涛.湿法烟气脱硫系统中不设GGH的经济及对环境的分析[J].电力环境保护,2005,21(2). [6] 刘在杨,安庆升,黄力刚等.大型玻璃钢烟囱的研制[J].纤维复合材料,1999(4):33-35. [7] 上海吴泾二电厂2×600 MW机组脱硫工程可靠性研究总报告[R].华东电力设计院,2006. 作者简介:叶 超(1947-),男,浙江宁波人,高级工程师,大学,从事发电厂设备检修工作,021-54604600×2610;张 然(1970-),男,上海人,工程师,大学,从事发电厂设备检修工作,021-54604600×2620。(责任编辑:李 毅) |
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