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火电厂湿法烟气脱硫省却气-气换热器可行性研究点击：1729 日期：[ 2014-04-26 22:54:57 ] |
| 火电厂湿法烟气脱硫省却气气换热器(GGH)的可行性研究 胡志光,惠远峰,常爱玲,汪 洋,候文龙 (华北电力大学,河北保定 071003) [摘要]分析脱硫后烟气的腐蚀性,并结合技术、经济等因素论证燃煤电厂湿法脱硫(FGD)装置加 装GGH的利与弊。分析认为,燃煤电厂湿法脱硫装置不设GGH是可行性的,建议新建 脱硫项目不装设GGH;已安装GGH的脱硫装置,需对其尾部设备采取防腐措施。 [关键词] 火电厂;燃煤;烟气脱硫;气-气换热器(GGH);防腐 [中图分类号] X511 [文献标识码] A [文章编号] 1002 3364(2007)01 0001 04 目前,用于火电厂湿法烟气脱硫系统(FGD)的气 -气换热器(GGH)存在一些技术问题,最突出的是泄漏严重,不仅影响脱硫经济性,还降低脱硫效率。除此 之外,GGH还存在着如能源消耗、腐蚀、堵灰等问题, 且运行维护费用高。本文分析了湿法脱硫后烟气的腐 蚀性,结合技术、经济等因素论证了加装GGH的利与弊。 1 GGH作用评价 1.1 GGH不能有效减轻尾部设备的腐蚀 经湿法FGD后的烟气酸露点温度在(100~135) ℃范围,而烟气经GGH再热之后的温度为80℃左右,因此在FGD下游设备表面仍然会产生新的凝结酸液,引起烟道和烟囱点腐蚀。由于烟气经过GGH再热以后温度升高,造成烟道和烟囱中的环境温度比不安装GGH时高约30℃。金属材料的酸腐蚀对温度是非常敏感的,温度升高会使凝结酸液的腐蚀性更强。 1.2 GGH对烟气抬升高度及SO2排放速率的 影响[1~3] 以江苏某电厂1×600 MW机组数据为例,烟囱 出口风速按4 m/s计,烟气抬升高度根据GB13223- 2003《火电厂大气污染物排放标准》[4]中城市、丘陵条 件进行计算(表1)。 从表1可见,GGH对烟气抬升有较明显的作用。 从排放速率看,由于经脱硫后的烟气中SO2浓度大幅度 降低,实际排放速率又远远低于允许排放速率,因此,设 与不设GGH均不会对排放速率产生大的影响。 1.3 GGH对污染物落地浓度的影响 安装湿法烟气脱硫装置后,由于脱硫塔具有极强的洗涤作用,烟气中的大部分粉尘被除去。根据国内几个脱硫项目的性能试验数据可知,湿法烟气脱硫装置的除尘效率均可达到80%以上,脱硫后烟气中的粉尘浓度一般在20 mg/m3以下。因此,本文不再计算 粉尘的影响。仍以江苏某电厂1×600 MW机组数据 为例,计算所得的SO2和NOx落地浓度(标准状态,下同)见表2。同时,将GB3095-1996《环境空气质量标准》中规定的SO2、NOx的浓度限值[5]列于表3。 由表2可见,当稳定度处于A与B、C、E与F时, 设与不设GGH污染物落地浓度的差距较小,当稳定 度处于D时,污染物落地浓度有一定的差别;由于SO2 源强度在脱硫之后大大降低,因此无论是否安装 GGH,排放的SO2只为允许值的很小一部分;由于 FGD不能有效脱除NOx,NOx的源强度并没有降低。 由表2、表3可以看出,NOx的落地浓度只为允许值的 10%左右,因此是否安装GGH对环境的影响不明显。 2 不设GGH的经济性评价[6] 某电厂2×600 MW机组燃煤硫分为0.7%,采用 石灰石-石膏湿法脱硫工艺,一炉一塔,全烟气脱硫, 脱硫率不低于95%。2台炉合用1座双管烟囱,烟囱 直径6 m。脱硫前后的烟气参数见表4。 脱硫系统不设GGH带来运行参数方面的变化主要有: (1) FGD排烟温度降至52℃。 (2)由于进入吸收塔的烟气温度较高,需要释放 更多的热量和蒸发更多的水分才能够达到绝热饱和状 态,2套FGD装置工艺水消耗约增加76 t/h。 (3)由于不需要GGH驱动电机及密封风机,功率 减少约200 kW,此外脱硫系统烟气阻力降低,每套FGD增压风机的轴功率约可减少800 kW,2套FGD 装置功耗共降低约2 000 kW。 湿法烟气脱硫装置不设GGH时,烟囱需要采用防腐措施,防腐方案主要有:(1)在混凝土烟囱内衬耐 酸瓷砖;(2)钢管烟囱内表面衬玻璃鳞片、钛合金板或 镍基合金板。表5是4种烟囱防腐方案的技术经济比较。 取消GGH可节省FGD建设投资约4 200万元, 其中2台GGH设备费约3600万元,GGH支架、减少的烟道及支架以及相应的安装和土建费用等约600万元。烟囱防腐需增加费用1 800万元(衬镍基合金 板)。因此,2套脱硫装置不设GGH可节省投资费用 约2400万元。此外,运行费用电价按0.35元/(kW· h)计,不设GGH每年可节省电费2000×5 500×0.35=385万元;水价按1.0元/m3计,不设GGH每年将 增加水费76×5 500×1.0=41.8万元;按设备费的2 5%计,不设GGH每年可节省维护费3 600×2.5%= 90万元,则2×600 MW机组烟气脱硫装置采用不设 GGH方案,2台炉每年可节省运行维护费约433万 元。 对2×600 MW机组烟气脱硫装置设与不设 GGH的经济性进行比较,结果见表6。由表可见,不 设GGH的经济性十分显著。 3 安装GGH带来的问题 据初步推算,目前国内火电厂FGD采用GGH的 约占80%以上,若按每年新增FGD容量3 000万kW 计算,安装GGH的直接设备费用就达11亿元左右。 其它相关费用包括:因安装GGH而增加的增压风机, 控制系统增加的控制点数,增加烟道长度和GGH支 架及相应的建筑安装费用等,其总和约占FGD总投资 的15%~20%。安装GGH对烟气的压降约为1 200 Pa,为了克服这些阻力,必须增加增压风机的压头,这 就使FGD系统的运行费用大大增加。 脱硫后烟气在GGH中由45℃左右升高到80℃ 左右,即GGH一般在酸露点以下运行,因此在GGH 的冷端会产生大量粘稠的浓酸液,这些酸液不但对 GGH的换热元件和壳体有很强的腐蚀作用,而且会粘 附大量烟气中的飞灰;另外,穿过除雾器的微小浆液液 滴在换热元件的表面上蒸发之后会结垢,这些固体物 会堵塞换热元件的通道,进一步增加GGH的压降。 国内有的电厂存在GGH粘污严重而造成增压风机振 动过大的问题。 以北京热电厂、半山电厂和重庆电厂为例,这3个电厂的FGD系统都装有GGH(前2个电厂的GGH为回转式,后者为蒸汽加热器),在运行过程中都有不同程度的积灰、腐蚀和磨损。有关GGH结垢情况见 图1和图2[7]。 4 结论与建议 (1)湿法脱硫再热后的烟气仍具腐蚀性,且腐蚀 性等级增强。 (2)脱硫后烟气的酸露点温度在100℃~135℃之间。如果不安装GGH,脱硫后的烟气温度在50℃左右;安装GGH后的烟气温度在80℃,均低于烟气的酸露点温度,因此只要采用湿法脱硫,烟囱就必须防腐,与是否安装GGH无关,即GGH在解决FGD尾部设备腐蚀问题上作用不大。 (3) GGH本身占地面积大,还存在着腐蚀、堵灰 等问题,且运行维护费用高,造价昂贵;GGH还是造成 FGD事故停机的主要设备;安装GGH后,脱硫再热后 的烟气对于FGD下游设备的腐蚀,不但没有减轻,相 反由于腐蚀环境的温度比没有GGH时升高了不少, 反而加剧了烟气对金属材料的腐蚀。因此安装GGH 给FGD带来的负面影响很大。 (4)火电厂烟气湿法脱硫后的烟气升温,主要是在一定程度上提高烟气抬升高度和有效源高,从而在一定条件下改善烟气扩散条件,而对污染物的排放浓度和排放量没有影响。 (5) SO2的源强度在脱硫之后大大降低,因此无论是否安装GGH,SO2的排放只占环境允许值的很小一部分。此外,尽管FGD不能有效脱除NOx,但因NOx的落地浓度只占环境允许值的10%左右,因此对环境的影响不明显。 (6)湿烟气直接排放可能会使烟气抬升高度降低,地面污染物浓度增高,尾部烟道与烟囱的腐蚀加剧。脱硫后烟气抬升高度的降低可通过脱硫后烟气中污染物的减少来补偿,因而不会造成环境污染的加大, 而尾部烟道和烟囱的腐蚀可采取防腐措施解决。 (7)湿法烟气脱硫工艺省却GGH是可行的,不设GGH的经济性十分显著。 [参 考 文 献] [1] 张华,何强,陈振宇,等.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. [2] 姚增权.湿烟气的抬升与凝结[J].国际电力,2003,7(1): 42-46. [3] 姚增权.湿法脱硫烟气直接排放的环境问题探讨[J].电 力环境保护,2003,19(2):5-8. [4] GB12223-2003,火电厂大气污染物排放标准[S]. [5] GB3095-1996,环境空气质量标准[S]. [6] 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. [7] 舒惠芬.北京、半山、重庆三个电厂脱硫后评估———简要 情况及对有关问题的讨论[C].火电厂烟气脱硫技术及管 理工作研讨会论文集,2004:249-254. |
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