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《火电厂湿法烟气脱硫省却气气换热器(ggh)的可行性研究》由会员上传分享，免费在线阅读，更多相关内容在教育资源-天天文库。
1、火电厂湿法烟气脱硫省却气气换热器(GGH)的可行性研究更新时间：2009-09-1715:03:30 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
2、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
3、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
4、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
5、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
6、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
7、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,
8、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
