电厂湿法脱硫设置烟气再热系统必要性探讨

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1、电厂湿法脱硫设置烟气再热系统必要性探讨杨涛1姬淼2（1.中国能源建设集团陕西省电力设计院有限公司西安市710054；2•国网陕西电力职工培训中心西安市710032）摘要：针对目前电厂湿法脱硫入口烟温高、脱硫耗水量大、脱硫效率低、烟囱腐蚀严重、及烟囱周围石膏雨等现象，木文对湿法脱硫装置前后设置烟气再热系统方案进行研究，提击设置烟气再热系统对湿法脱硫、烟道烟囱腐蚀的影响及对环境的影响。关键词：湿法脱硫烟气再热石膏雨扩散一、引言目前，我国电厂石灰石一石膏湿法脱硫（FGD）仍是主要脱硫方法，占92%以上。大多数不设置烟气再热系统。脱硫吸收塔入口烟气温度约在120-160°C

2、之间，吸收塔出口净烟气温度一般在45-55°C之间。吸收塔入口烟温高，造成的主要影响有湿法脱硫装置耗水量大，脱硫效率低，吸收塔直径增大，投资造价升高。吸收塔出口烟温低，一是烟气抬升的扩散能力低，在烟囱附近形成水雾，污染环境。二是烟气温度在露点以下，会有酸性液滴从烟气中凝结生来，既所谓的“石膏雨”现象，乂会造成吸收塔出口下游设备低温腐蚀⑴。二、烟气再热系统原理目前电厂使用的烟气再热系统根据换热方式的不同可分为两种，一种是气一气换热器（GGH）,另一种是热媒水作为介质循环的气一水一气换热器（MGGH）0GGH主要有两种形式：传统的回转式GGH和管式GGHo相较于回转式G

3、GH,管式GGH没有烟气泄露。传统的回转式GGH换热系统无换热介质，不是靠传导作用传热，而是通过回转的换热结构在原烟气区吸热，转至净烟气区时放热来实现热量传递的，结构上比较紧凑，烟气处理量大，但漏气量大。导致净烟气被污染，脫硫效率降低。另外，低温区的结垢和腐蚀也是一个常见的问题。目前电厂的超低排放改造中基本不再采用此种换热形式。管式GGH原烟气通过管壁的热传导作用加热净烟气，无烟气泄露，但传热系数较小，烟气处理量小，易发生低温腐蚀。堵灰和磨损问题。MGGH-般以水作为换热介质进行冷热烟气的换热。工质在密封的热管内部,在热流体端吸热，至冷流体段放热，同吋热量通过管壁传

4、导给管外的冷流体。该换热系统无泄漏，占地面积小，烟气冷却段和再热段可分别布置于脱硫前后烟道上，布置相对灵活，是一种很有发展前途的换热器。以下以湿法脱硫装置前后设置MGGH系统对电厂的设计、运行影响进行分析。三、设置MGGH对湿法脱硫系统水耗量的影响分析目前电厂锅炉的排烟温度约在120-160°C之间。这么高的排烟温度，对于大部分电厂均采用的石灰石一石膏湿法脱硫系统而言，需要在喷淋吸收塔内用大量的工艺水来降温，最终使烟气温度平衡到45-50°C左右后排放，这部分热量对于脱硫系统来说没有起到任何作用，属于白白浪费掉。以某2×300MW电厂为例，进入FGD烟气

5、温度原设计值为120°C时，脫硫系统耗水量为2×60t/h,后进行超低排放改造，增设MGGH系统后，脱硫入口烟气温度由120°C降低至90°C时，脱硫系统耗水量减少至2×40t/h.以年利用小时数5000小时计算,2×300MW机组年节约用水量约20万吨，以每吨脱硫用水3元计算，可年节约费用60万元。四、设置MGGH对湿法脫硫效率的影响分析设置MGGH可以降低吸收塔入口烟气温度。烟气温度对脱硫效率的影响主要是：脫硫效率随吸收塔进口烟气温度的降低而增加，这是因为一方面脱硫反应是放热反应，温度升高不利用脱除SO2化学反应的进行，另一方

6、面，吸收塔的烟气温度越低，越有利于SO2气体溶于浆液，形成HSO3-；因此，石灰石湿法烟气脱硫系统中，可采用MGGH装置，降低吸收塔入口烟气温度，以提高脫硫效率［21增设MGGH烟气温度由120°C降低至90°C,经计算，进入FGD工况下烟气量减少约8%,对改造项目，不改变吸收塔直径的情况下，烟气流速降低，烟气与吸收塔浆液反应时间增加，有利于提高脫硫效率。另外，烟气流速降低有利于吸收塔除雾器的性能保证，烟气携带液滴含量减小，石膏雨产生几率减小，同时会减少吸收塔内压力损失。对新建项目，则可以减小吸收塔直径，从而减小吸收塔的体积，投资造价会降低。五、设置MGGH对湿法脱

7、硫后烟囱防腐的影响分析湿法脱硫后烟气应为强腐蚀性湿烟气；湿法脱硫烟气经过MGGH再加热后的烟气应为强腐蚀性潮湿烟气。2008年以来，湿烟气（烟囱脱硫改造工程或新建脱硫烟囱工程）单筒式烟囱出现了较严重的渗漏腐蚀现象，有的已威胁到了烟囱钢筋混凝土筒壁的安全可靠性。基于此，新颁布的中华人民共和国国家标准《烟囱设计规范》（GB50051-2013）,明确规定单筒式烟囱中排放的烟气类型限定于干烟气和潮湿烟气。因此，对于原设计为单筒式钢筋混凝土类型烟囱，本着不改变原烟囱结构型式的前提下，应对脫硫后湿烟气设置MGGH（烟气再热系统）系统，将湿法脱硫后湿烟气加热为潮湿性烟气排放