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燃煤机组脱硫系统设置烟气换热器利弊的探讨点击：2320 日期：[ 2014-04-26 22:05:56 ] |
| 燃煤机组脱硫系统设置烟气换热器利弊的探讨 沈 琦 (上海交通大学机械与动力工程学院 上海 200030) 摘要:目前国内燃煤电厂石灰石—石膏湿法烟气脱硫系统采用烟气换热器(GGH)方案的做法较多。然而根据成熟电厂的实际情况看， GGH 容易堵塞，导致 GGH 阻力偏大，增压风机长期运行在最高扬程区域，造成厂用电增加较多，另外 GGH 运行易造成吹灰系统烟气的 泄漏腐蚀。本文以某在建 1 0 0 0 M W 燃煤机组脱硫工程为背景，探讨设置烟气换热器利弊。 关键词:烟气换热器(GGH) 石灰石 - 石膏湿法烟气脱硫 成本 中图分类号: TM621.9 文献标识码:A 文章编号:1672-3791(2008)03(b)-0017-02 目前国内燃煤电厂石灰石—石膏湿法 烟气脱硫系统采用烟气换热器( G G H ) 方案 的做法较多。然而根据成熟电厂的实际情 况看，G G H 容易堵塞，导致 G G H 阻力偏 大，增压风机长期运行在最高扬程区域， 造成厂用电增加较多，另外 G G H 运行易造 成吹灰系统烟气的泄漏腐蚀。本文以某在 建 1 0 0 0 M W 燃煤机组脱硫工程为背景，探 讨设置烟气换热器利弊。 1 国内外设置烟气换热器概况 1 . 1 国内设置烟气换热器情况简介 从目前国内正在运行的湿法脱硫装置 来看，多数安装了烟气再热系统。例如应 用日本三菱技术的珞磺一、二期工程，采 用了水媒管式烟气再热器。后来相继投产 的重庆电厂等引进的是德国 Steinmuller 公 司的技术，均装设了烟气换热器系统，而 且采用了技术比较先进的无热再生回转式烟气 / 烟气换热器( G G H ) 。国内一些工程 公司采用引进技术设计的火电厂湿法烟气 脱硫装置，例如北京京能热电股份有限公 司石景山热电厂，国华北京一热二期工 程，沙角 A 厂均装设了烟气换热器。 随着国内大量脱硫装置的实施，同时 还出现了一些不装设烟气换热器的项目， 也就是将吸收塔处理后的烟气不经过再 热，直接排放至大气。目前投运的项目有 福建漳州后石电厂。 1 . 2 国外设置烟气换热器情况简介 1.2.1 德国 德国大规模建设脱硫工程的时间是在 上世纪 8 0 ～9 0 年代，由于当时法规的要 求，烟气排放温度不得低于 7 2 ℃，因此在 此期间建设的脱硫系统全部安装了烟气换 热器，而且主要是回转式烟气换热器。经 过多年的运行，发现烟气换热器是整个系 统的故障点，大大影响了系统的可用率。 据介绍，几乎 100% 的烟气换热器运行过程 中都出现了故障。 德国加入欧盟后，大部分欧盟成员国 均对烟气排放的温度没有法规上的要求。 因此，从 2002 年开始，德国采用欧盟的标 准，取消了对烟气排放温度的限制。因此 在原东德地区近期建设的脱硫工程已有部 分系统不再安装烟气换热器了。德国脱硫 公司认为，不安装烟气换热器是今后脱硫 发展的趋势。 1.2.2 美国 美国的法规从来没有对排烟温度有限 制，因此，美国的脱硫系统只有少部分安 装了烟气换热器，一些美国电厂考虑到由 于不安装烟气换热器，烟温过低时对周围 环境可能产生不利影响，采用了在烟囱底 部安装燃烧洁净燃料的燃烧器，在气象条 件不利于扩散时，对脱硫后的烟气进行临 时加热。据说这种方法的投资很低，运行 费用也很低，同时，也保护了环境质量，是 一种结合实际的解决方案，可以借鉴。 2 烟气换热器的作用 在火电厂的湿法烟气脱硫工艺中，烟 气经吸收塔的洗涤后温度大约在 4 4 ℃～5 0 ℃，温度较低，含水量大，基本处于饱和 状态，而未经湿法烟气脱硫装置处理的烟 气温度一般在 1 1 0 ℃以上。根据现在被国 际上普遍接受的计算公式，排烟温度的降 低会造成烟气抬升高度的降低，不利于烟 气在大气环境中的扩散。比较普遍的做法 就是设置烟气换热器将排烟温度提高，以 获得较高的抬升高度。根据日本和欧洲一 些国家的习惯，通常将排烟温度加热到 8 0 ℃以上。 3 不设烟气换热器对整个系统的影响 3.1 对大气环境的影响 3.1.1 小时地面浓度预测 根据本工程的气象条件，分别计算出 了在各种稳定度情况下设计煤质和校核煤 质在设有 G G H 和不设 G G H 的污染物最大 着地浓度，如下表: 3.1.2 年均浓度预测 从上表中可以看出，设置 G G H 和不设 G G H ，尽管污染物落地浓度有一定的差距。 但由于整体污染物浓度很低，因此，无论 何种型式对地面污染物浓度的都影响很小。 3.2 对脱硫系统的影响 是否设置 G G H ，对于脱硫系统自身有较大的影响，取消 GGH ，意味着简化系统， 对投资、运行成本都有影响，但对于脱硫 效率没有影响。其影响主要表现在: 由于没有 G G H ，系统阻力下降，增压 风机电耗降低，G G H 自身电耗没有了，2 台炉总的电耗降低 1700kW/h。 由于进入吸收塔的烟气温度上升导致 水耗增加，2 台炉总的水耗增 100t/h，工 艺水泵容量需要适当加大。 2 台炉节约投资:5200 万元。 取消 G G H 后，吸收塔区场地占用大大 降低，本工程有条件将脱水车间布置到吸 收塔区。 吹扫蒸汽不需要，2 台炉节约蒸汽2.5t/h。 设备维护工作量将随着减小。 3.3 对烟囱的影响 本工程采用的是 2 根钢内筒烟囱，即 使设置 G G H ，钢烟囱内壁也必须涂防腐材 料，2 根钢烟囱的面积估计在 10000m2，按 玻璃鳞片防腐考虑，预计费用 6 0 0 万元。 如果不设 G G H ，烟气的腐蚀性加剧， 尽管玻璃鳞片防腐可以保证钢烟囱不受腐蚀，但考虑到部分玻璃鳞片脱落的可能性 以及烟囱维修的不方便性，从更为安全的 角度出发，宜采用 1 . 6 m m 钛合金或镍基合 金(1.4529)，预计费用 3200 万元。整个烟 囱造价增加 2600 万元。 4 结语 烟气换热器的投资和运行费用非常昂 贵，1 0 0 0 m w 机组安装烟气换热器总投资 费用节约 2600 万元。从目前实际使用烟气 换热器带来的问题看，石灰石—石膏湿法 脱硫工艺安装烟气换热器弊多利少，不但 不能有效改善总体环境质量，而且易增加 故障点，影响脱硫系统的安全、稳定、高 效运行。我们认为对不设置烟气换热器的 脱硫工艺，尤其要重视对湿烟囱的防腐处 理。 参考文献 [1]徐凤刚、许定峰,等.德国火力发电厂的 脱硫技术[R］.北京: 电力工业部环境保 护办公室,1994. [2]郝吉明、马广大,等.大气污染控制工程［M ］. 北京: 高等教育出版社，1 9 9 7 . [3] 河北三融电力环保工程公司，“烟气— 烟气加热器的设置及防腐措施研究”， 2005,2. [4]刘在杨、安庆升等. 大型玻璃钢烟囱的 研究，纤维复合材料 1999(4). [5] 张华，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). [6] 许正涛，湿法烟气脱硫系统中不设 G G H 的经济及对环境的分析[J].电力环境保 护,2005,21(2). [7]赵鹏高，湿法烟气脱硫工艺是否安装烟 气换气换热器问题探讨[J].电力环境保 护，2005,21(4). [8] 国电泰州发电有限公司 2 × 1000mw 机 组脱硫工程投标文件，国电科技环保 集团有限公司，2005,12. |
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