火电厂湿法烟气脱硫省却气-气换热器(GGH)的可行性研究
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
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》中城市、丘陵条件进行计算(表 1) 。
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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 的浓度限值列于表 3。
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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
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。
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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。
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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3 600 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 2 400 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2 000 ×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。
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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 200Pa ,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。
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。
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