火電廠濕法煙氣脫硫省卻氣-氣換熱器(GGH)的可行性研究
目前 ,用于火電廠濕法煙氣脫硫系統(FGD)的氣-氣換熱器(GGH)存在一些技術問題 ,最突出的是泄漏嚴重 ,不僅影響脫硫經濟性 ,還降低脫硫效率。除此之外 ,GGH 還存在著如能源消耗、腐蝕、堵灰等問題 ,且運行維護費用高。本文分析了濕法脫硫后煙氣的腐蝕性 ,結合技術、 經濟等因素論證了加裝 GGH 的利與弊。
1 GGH作用評價
1. 1 GGH不能有效減輕尾部設備的腐蝕
經濕法FGD后的煙氣酸露點溫度在(100～135)℃ 范圍,而煙氣經 GGH 再熱之后的溫度為 80 ℃左右 ,因此在 FGD 下游設備表面仍然會產生新的凝結酸液 ,引起煙道和煙囪點腐蝕。由于煙氣經過 GGH 再熱以后溫度升高 ,造成煙道和煙囪中的環境溫度比不安裝 GGH 時高約30 ℃。金屬材料的酸腐蝕對溫度是非常敏感的 ,溫度升高會使凝結酸液的腐蝕性更強。
1. 2 GGH對煙氣抬升高度及 SO2 排放速率的影響
以江蘇某電廠 1 ×600 MW 機組數據為例 ,煙囪出口風速按 4 m/s計 ,煙氣抬升高度根據 GB13223-2003《火電廠大氣污染物排放標準》中城市、丘陵條件進行計算(表 1) 。
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從表1 可見, GGH 對煙氣抬升有較明顯的作用。從排放速率看,由于經脫硫后的煙氣中 SO2 濃度大幅度降低,實際排放速率又遠遠低于允許排放速率,因此,設與不設 GGH均不會對排放速率產生大的影響。
1. 3 GGH對污染物落地濃度的影響
安裝濕法煙氣脫硫裝置后 ,由于脫硫塔具有極強的洗滌作用 ,煙氣中的大部分粉塵被除去。根據國內幾個脫硫項目的性能試驗數據可知 ,濕法煙氣脫硫裝置的除塵效率均可達到 80 %以上 ,脫硫后煙氣中的粉塵濃度一般在 20 mg/m3以下。因此 ,本文不再計算粉塵的影響。仍以江蘇某電廠 1 ×600 MW 機組數據為例 ,計算所得的 SO2 和 NOx 落地濃度(標準狀態 ,下同)見表 2。同時 ,將 GB3095 - 1996 《環境空氣質量標準》 中規定的 SO2 、 NOx 的濃度限值列于表 3。
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由表 2 可見 ,當穩定度處于 A 與B、C、E與 F 時 ,設與不設 GGH 污染物落地濃度的差距較小 ,當穩定度處于D 時 ,污染物落地濃度有一定的差別;由于 SO2源強度在脫硫之后大大降低 ,因此無論是否安裝GGH ,排放的 SO2 只為允許值的很小一部分;由于FGD 不能有效脫除 NOx ,NOx 的源強度并沒有降低。由表 2、表3 可以看出 ,NOx 的落地濃度只為允許值的10 %左右 ,因此是否安裝 GGH 對環境的影響不明顯。
2 不設 GGH的經濟性評價
某電廠 2 × 600 MW機組燃煤硫分為 0.7 %,采用石灰石-石膏濕法脫硫工藝 ,一爐一塔 ,全煙氣脫硫,脫硫率不低于95 %。2 臺爐合用 1 座雙管煙囪 ,煙囪直徑 6 m。脫硫前后的煙氣參數見表 4。
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脫硫系統不設 GGH 帶來運行參數方面的變化主要有:
(1) FGD 排煙溫度降至 52 ℃。
(2) 由于進入吸收塔的煙氣溫度較高 ,需要釋放更多的熱量和蒸發更多的水分才能夠達到絕熱飽和狀態 ,2 套 FGD 裝置工藝水消耗約增加 76 t / h。
(3) 由于不需要 GGH 驅動電機及密封風機 ,功率減少約 200 kW ,此外脫硫系統煙氣阻力降低 ,每套FGD 增壓風機的軸功率約可減少 800 kW ,2 套 FGD裝置功耗共降低約 2 000 kW。
濕法煙氣脫硫裝置不設 GGH 時 ,煙囪需要采用防腐措施 ,防腐方案主要有: (1)在混凝土煙囪內襯耐酸瓷磚; (2)鋼管煙囪內表面襯玻璃鱗片、 鈦合金板或鎳基合金板。表 5 是 4 種煙囪防腐方案的技術經濟比較。
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取消 GGH 可節省 FGD 建設投資約 4 200 萬元 ,其中2 臺 GGH 設備費約3 600 萬元 ,GGH 支架、減少的煙道及支架以及相應的安裝和土建費用等約 600 萬元。煙囪防腐需增加費用 1 800 萬元 (襯鎳基合金板) 。因此 ,2 套脫硫裝置不設 GGH 可節省投資費用約 2 400 萬元。此外 ,運行費用電價按 0. 35 元/ (kW·h)計 ,不設 GGH 每年可節省電費2 000 ×5 500 × 0. 35= 385 萬元;水價按 1. 0 元/ m3計 ,不設 GGH 每年將增加水費 76 ×5 500 × 1. 0 = 41. 8 萬元;按設備費的 2.5 %計 ,不設 GGH 每年可節省維護費 3 600 ×2. 5 % =90 萬元 ,則 2 ×600 MW 機組煙氣脫硫裝置采用不設GGH 方案 ,2 臺爐每年可節省運行維護費約 433 萬元。
對2 ×600 MW 機組煙氣脫硫裝置設與不設GGH 的經濟性進行比較 ,結果見表 6。由表可見 ,不設 GGH 的經濟性十分顯著。
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3 安裝 GGH帶來的問題
據初步推算 ,目前國內火電廠 FGD 采用 GGH 的約占 80 %以上 ,若按每年新增 FGD 容量 3 000 萬 kW計算 ,安裝 GGH 的直接設備費用就達 11 億元左右。其它相關費用包括:因安裝 GGH 而增加的增壓風機 ,控制系統增加的控制點數 ,增加煙道長度和 GGH 支架及相應的建筑安裝費用等 ,其總和約占 FGD 總投資的 15 %～20 %。安裝 GGH 對煙氣的壓降約為 1 200Pa ,為了克服這些阻力 ,必須增加增壓風機的壓頭 ,這就使 FGD 系統的運行費用大大增加。
脫硫后煙氣在 GGH 中由 45 ℃ 左右升高到 80 ℃左右 ,即 GGH 一般在酸露點以下運行 ,因此在 GGH的冷端會產生大量粘稠的濃酸液 ,這些酸液不但對GGH 的換熱元件和殼體有很強的腐蝕作用 ,而且會粘附大量煙氣中的飛灰;另外 ,穿過除霧器的微小漿液液
滴在換熱元件的表面上蒸發之后會結垢 ,這些固體物會堵塞換熱元件的通道 ,進一步增加 GGH 的壓降。國內有的電廠存在 GGH 粘污嚴重而造成增壓風機振動過大的問題。
以北京熱電廠、 半山電廠和重慶電廠為例 ,這 3 個電廠的 FGD 系統都裝有 GGH (前 2 個電廠的 GGH為回轉式 ,后者為蒸汽加熱器) ,在運行過程中都有不同程度的積灰、 腐蝕和磨損。
4 結論與建議
(1) 濕法脫硫再熱后的煙氣仍具腐蝕性 ,且腐蝕性等級增強。
(2)脫硫后煙氣的酸露點溫度在 100 ℃～135 ℃之間。如果不安裝 GGH ,脫硫后的煙氣溫度在 50 ℃左右;安裝 GGH 后的煙氣溫度在 80 ℃,均低于煙氣的酸露點溫度 ,因此只要采用濕法脫硫 ,煙囪就必須防腐 ,與是否安裝 GGH 無關 ,即 GGH 在解決 FGD 尾部
設備腐蝕問題上作用不大。
(3) GGH 本身占地面積大 ,還存在著腐蝕、堵灰等問題 ,且運行維護費用高 ,造價昂貴; GGH 還是造成FGD 事故停機的主要設備;安裝 GGH 后 ,脫硫再熱后的煙氣對于 FGD 下游設備的腐蝕 ,不但沒有減輕 ,相反由于腐蝕環境的溫度比沒有 GGH 時升高了不少 ,反而加劇了煙氣對金屬材料的腐蝕。因此安裝 GGH給 FGD 帶來的負面影響很大。
(4) 火電廠煙氣濕法脫硫后的煙氣升溫 ,主要是在一定程度上提高煙氣抬升高度和有效源高 ,從而在一定條件下改善煙氣擴散條件 ,而對污染物的排放濃度和排放量沒有影響。
(5) SO2 的源強度在脫硫之后大大降低 ,因此無論是否安裝 GGH ,SO2 的排放只占環境允許值的很小一部分。此外 ,盡管 FGD 不能有效脫除 NOx ,但因NOx 的落地濃度只占環境允許值的 10 %左右 ,因此對環境的影響不明顯。
(6) 濕煙氣直接排放可能會使煙氣抬升高度降低 ,地面污染物濃度增高 ,尾部煙道與煙囪的腐蝕加劇。脫硫后煙氣抬升高度的降低可通過脫硫后煙氣中污染物的減少來補償 ,因而不會造成環境污染的加大 ,而尾部煙道和煙囪的腐蝕可采取防腐措施解決。
(7) 濕法煙氣脫硫工藝省卻 GGH 是可行的 ,不設GGH 的經濟性十分顯著。
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