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关于烟气-烟气再热器(GGH)利弊的初步分析
发布时间:2009/10/26  阅读次数:5288  字体大小: 【】 【】【
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1. 前言
据初步推算目前国内火电厂石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统采用烟气-烟气再热器(GGH)的约占80%以上。若按每年新增石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统容量30,000MW计算,安装GGH的直接设备费用就达10亿元左右。如计及因安装GGH而增加的增压风机提高压力、控制系统增加的控制点数、烟道长度增加和GGH支架及相应的建筑安装费用等,其总和约占石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统总投资的15%左右.
  
       GGH是否是石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统的必不可少的设备?如何根据电厂的实际情况来决定是否需要安装GGH?工业发达国家的烟气脱硫装置是否都安装GGH?如何合理使用来之不易的环保投资?这是国家主管部门与业主都十分关注的问题。本文就此提出初浅的看法,仅供参考。
  
2.       GGH的利弊分析
  
2.1           GGH的作用
  
2.1.1   提高排烟温度和抬升高度(1)
  
烟气再加热可以将湿法烟气脱硫的排烟温度从50℃升高到80℃左右,从而提高烟气从烟囱排放时的抬升高度。根据对某电厂的实际案例的计算,对于2x300MW机组合用一个烟囱,烟囱高度为210m,在环境湿度未饱和的条件下,安装和不安装GGH的烟气抬升高度分别为524m和274m,有明显的差异。
  
但是,从环境质量的角度来看,主要的关注点是在安装和不安装GGH时,主要污染物(SO2、粉尘和NOX)对地面浓度的贡献。在同一个案例中,对此进行了计算,计算结果见下表。
  
污染物
SO2
国家二级标准限值(0.15mg/Nm3)
粉尘
国家二级标准限值(0.15mg/Nm3)
NOx
国家二级标准限值(0.12mg/Nm3)
  
有GGH
无GGH
有GGH
无GGH
有GGH
无GGH
日均值/标准值
1.13%
2.57%
1.99%
4.51%
4.30%
9.74%
  
污染物的最大落地浓度点到烟囱的距离,安装和不安装GGH分别为10529m和6689m。
  
从以上的计算结果可以看出,由于SO2和粉尘的源强度在除尘和脱硫之后大大降低,因此无论是否安装GGH,它们的贡献只占环境的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,因此是否安装GGH对于NOx的贡献有较大的影响,但是从上表看出,仍然只占环境的允许值的10%,因此对环境的影响不会很显著。实际上,降低NOx对环境的影响的根本措施还是在安装脱硝装置,通过扩散来降低落地浓度,只是一种权宜之计。
  
2.1.2 减轻湿法脱硫后烟囱冒白烟问题
  
由于安装了FGD系统之后从烟囱排出的烟气处于饱和状态,在环境温度较低时凝结水汽会形成白色的烟羽。在我国南方城市,这种烟羽一般只会在冬天出现;而在北方环境温度较低的地区,出现的几率会更大。
  
安装FGD之后出现白烟问题是很难彻底解决的。如果要完全消除白烟,必须将烟气加热到100℃以上。安装GGH后排烟温度在80℃左右,因此只能使得烟囱出口附近的烟气不产生凝结,使白烟在较远的地方形成。
  
白烟问题不是一个环境问题,而是一个公众的认识问题,更何况与冷却塔相比,烟囱的白烟是很少的。因此加强对公众的宣传和沟通,应该不会成为重大的障碍。
  
2.2           GGH能否减轻下游设备腐蚀的讨论
  
在上世纪80-90年代,由于对FGD工艺的性能有一个逐步深化的过程,当时认为烟气通过GGH加热之后,烟温升高,可以降低脱硫后烟气对下游设备的腐蚀倾向。但是,经过此后的实践证明,由于烟气在经过GGH加热之后,烟温仍然低于其酸露点,仍然会在下游的设备中产生新的酸凝结。不仅如此,由于随温度上升液体的腐蚀性会大大增强,烟温升高更加剧了凝结液的腐蚀倾向,使得经GGH加热后的烟气有更强的腐蚀性。因此认为采用GGH后可以不对下游烟道和烟囱进行防腐的概念是错误的。主要的原因如下:
  
- FGD系统不能有效地去除SO3,而SO3是决定烟气酸露点的主要成分;
  
- 安装GGH后,烟气中的飞灰会积聚在GGH的换热元件上,飞灰中的重金属会起催化剂的作用,将烟气中的部分SO2转化为SO3,尽管数量不多,但是对升高烟气的酸露点是有影响的。有测试表明,在GGH后面,SO3的含量有所增加;
  
- 测试发现,经过FGD脱硫以后的烟气的酸露点温度在90-120℃范围内,而烟气再热之后的温度在80℃左右,因此在FGD下游设备表面上,仍然会产生新的酸凝结液;
  
- 经GGH加热后的烟气温度高于烟气的水露点,因此可以防止新的凝结水的产生,但是80℃这样的低温烟气,无法在很短的时间内,将已经凝结在烟道或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。这个过程使得原来这些酸性不强的液滴,变成腐蚀性很强的酸液,在烟道和烟囱上形成点腐蚀;
  
- 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要比不安装GGH时高约30℃。酸对金属材料的腐蚀作用对温度是非常敏感的,温度升高会使得凝结酸液得腐蚀性更强。
  
因此,认为安装GGH后可以减轻脱硫烟气对下游设备的腐蚀是一个认识上的误区。另外,无论是否安装GGH,湿法FGD的烟囱都必须采取防腐,并按湿烟囱进行设计。这一点已经被国外几十年来的实践所证实。认为安装了GGH就可以不对烟囱进行防腐处理是错误的。
  
2.3           安装GGH带来的问题
  
由于目前FGD系统多数采用回转式GGH,因此下面的讨论主要是针对这类GGH的,但是对其它类型的GGH,如水媒式、蒸汽换热器等,其结论也是适用的。
  
- GGH设备本体以及由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FGD总投资的15%;(见附图1,图2)
  
- GGH本体对烟气的压降约在1000Pa,如果考虑到由于安装GGH而引起的烟道压降,总的压损约在1200Pa左右。为了克服这些阻力,必须增加增压风机的压头,使FGD系统的运行费用大大增加;
  
- GGH的原烟气侧向净烟气侧的泄漏会降低系统的脱硫效率,尽管回转式GGH的原烟气侧和净烟气侧之间的泄漏可以达到1.0%以下,但毕竟是一种无谓的损失;
  
- 由于原烟气在GGH中由130℃左右降低到酸露点以下的80℃,因此在GGH的热侧会产生大量的粘稠的浓酸液。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,也会形成固体的结垢物。上述这些固体物会堵塞换热元件的通道,进一步增加GGH的压降。国内已有电厂由于GGH粘污严重而造成增压风机振动过大的前鉴;(见附图3,图4)
  
- GGH在运行过程和停机后需要用压缩空气。蒸汽和高压水进行冲洗,以去除换热元件上的积灰和酸沉积物。因此需要提供相应的压缩空气、冲洗水和蒸汽。GGH冲洗后的废水含有很强的腐蚀性,必须进行专门的处理之后才能排放;
  
3                           不安装GGH的利弊分析
  
3.1 不安装GGH的优点
  
3.1.1                   降低FGD系统的投资和运行费
  
以下的技术经济比较以2x300MW机组的FGD系统为基础。煤耗按两台机组280t/h,煤的含硫量为1%,FGD系统每年脱除的SO2为44800t。
  
(1)固定资产投入
  
安装GGH固定资产投入约2000万,贷款利率按5%计算,5年还清本利,共计2500万。FGD的寿命为20年,因此,均化后每年的固定资产投入为125万。因固定资产投入使得脱硫成本的增加为:
  
1250000/44800000 = 0.028元/kg SO2
  
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