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      設置煙氣換熱器利弊的探析

      點擊:1734 日期:[ 2014-04-26 21:53:54 ]
                                設置煙氣換熱器利弊的探析                                葉超   張然                (上海吳涇第二發電有限責任公司,上?!?00241)     摘 要:目前國內燃煤電廠石灰石—石膏濕法煙氣脫硫系統大多安裝煙氣換熱器(GGH),但GGH是否是這種脫硫系統的必備設備值得探討。以吳涇第二電廠煙氣脫硫項目為例,介紹了GGH的作用,分析了安裝GGH和不安裝GGH的利弊,得出吳涇二電廠脫硫項目應采取不設GGH的結論。在分析各種套筒濕煙囪性能、造價的基礎上,介紹了本項目所采取的煙囪防腐方案。     關鍵詞:煙氣換熱器(GGH);石灰石—石膏濕法煙氣脫硫;造價;防腐     中圖分類號:X773  文獻標識碼:B     1·GGH的作用     1.1 提高排煙溫度和抬升高度     GGH可以將濕法煙氣脫硫的排煙溫度從50°C升高到80°C左右,從而提高煙氣從煙囪排放時的提升高度。但從環境質量的角度來看,主要關注點是安裝和不安裝GGH時,主要污染物(SO2、粉塵和NO2)對地面濃度的貢獻。表1為吳涇二電廠脫硫項目工程2×600 MW機組的實際環評測算結果[1]。                    表1計算結果顯示,SO2和粉塵的源強度在除塵和脫硫之后均大大降低,因此無論是否安裝GGH,它們的貢獻只占環境允許值的一小部分。由于脫硫系統不能有效脫除NO2, NO2的源強度并沒有降低,雖然是否安裝GGH對于NO2的貢獻有一定的影響,但是從測算數據看,不安裝GGH時NO2的排放仍然只占環境允許值的10%左右,對環境的影響不會很顯著。實際上,要降低NO2對環境的影響,根本措施還是采用脫硝裝置或低氮燃燒器。通過擴散來降低濃度并不能減輕總體環境污染,只能是一種權宜之計[2]。     1.2 對減輕尾部煙道和煙囪腐蝕程度有限[3]     20世紀八九十年代,由于對脫硫工藝的性能還沒有完全認識、掌握,認為脫硫后的煙氣通過GGH加熱后,煙氣溫度升高到80°C左右,可以降低脫硫后煙氣對尾部設施的腐蝕程序。然而,實踐證明:     (1)脫硫系統不能有效去除SO3,而且脫硫后煙氣中水份含量較大,SO3溶于水中,煙氣在尾部煙道和煙囪內壁結露,使煙囪的腐蝕加大。     (2)安裝GGH后,在積聚在GGH換熱元件上的飛灰中的元素催化作用下,煙氣中部分SO2轉化為SO3,對升高煙氣的酸露點會產生一定影響。有測試表明,采用GGH后,SO3的含量有所增加。     (3)經過脫硫后的煙氣酸露點溫度為90~120°C,煙氣經過GGH加熱后,煙溫在80°C左右,仍然低于酸露點,因此,還會在尾部煙道和煙囪中產生新的酸凝結。不僅如此,酸對金屬材料的腐蝕作用對溫度非常敏感,這使經GGH加熱后的煙氣有更強的腐蝕性。     (4)經GGH加熱后的煙氣溫度高于煙氣的水露點,可以防止新的凝結水產生,但是80°C的煙氣無法在很短時間內將凝結在煙道和煙囪表面上的水或穿過除霧器的漿液快速蒸干,只能使這些液滴慢慢地濃縮、干燥,此過程使得原來酸性不強的液滴變成腐蝕性很強的酸液,在尾部煙道和煙囪上形成點腐蝕。     因此,嚴格來講,即使設置了GGH,濕法脫硫的煙囪也必須采取防腐。認為安裝了GGH就可以不對尾部煙道和煙囪進行防腐處理是一個認識上的誤區。     2·安裝GGH帶來的問題[4]     (1)增加電廠初期投資[5]。GGH設備本體以及由安裝GGH引發的直接投資,包括煙道、支架和沖洗系統的費用大約是脫硫工程總投資的10%~12%。     (2)增加電廠的運行成本?;剞D式600 MW機組GGH的阻力壓降一般為1 kPa,如果考慮到由于安裝GGH而引發的煙道壓降,總的壓損約在1·2 kPa。為了克服這些阻力,必須增加風機的壓頭,這使脫硫系統的運行費用大大增加。     (3)影響脫硫系統正常運行。煙氣在GGH內熱交換降溫過程中產生的酸液,會對GGH換熱元件和殼件造成強烈腐蝕,而且會粘附煙氣中的飛灰,在換熱元件中凝固、堵塞通道,影響脫硫系統正常工作。據了解,臺山一期2臺600 MW機組運行三四個月就會發生嚴重堵塞現象,清理非常麻煩,且工作量極大,所以其二期工程3×600 MW機組就不再設置GGH。     (4)降低脫硫效率。GGH的原煙氣側向凈煙氣側的泄漏率至少達到1%,降低了系統的脫硫效率。     (5)增加維護檢修費用。除正常維護檢修和堵塞等故障的處理費用外,目前GGH的大修期設計為4年,即4年后就需更換陶瓷換熱片及不銹鋼換熱元件,參照國內外600 MW機組GGH換熱元件報價,采用進口材料約700萬元,國產材料約500萬元。     3·不安裝GGH的利弊     3.1·不安裝GGH的優點     (1)降低脫硫系統投資和運行費。以吳涇二電廠2×600 MW機組的脫硫系統為基礎進行技術經濟比較。兩臺機組煤耗為464.12 t/h,實際煤種的含硫量為0.53%,年運行按5 500 h計,脫硫系統每年脫除SO2為26 566.2 t。     固定資產投入:安裝GGH的固定資產投入約4 000萬元,貸款利率按5%計算,5年還清本利,共計5 000萬元,脫硫系統的壽命為30年,因此,均比后每年的固定資產投入為166.7萬元,這使得每公斤SO2的脫硫成本增加0·063元。電耗:安裝GGH之后,由于GGH本體和煙道阻力的增加,約使增壓風機的功率增加2×1 300 kW,按年運行5 500 h,廠用電價0.24元/(kW·h)計算,每年增加的電耗支出為343·2萬元,使得每公斤SO2的脫硫成本增加0·129元。     大修費用:大修費用按固定資產原值的2.25%計算,共為90萬元/a,使每公斤SO2的脫硫成本增加0·034元。     安裝GGH后費用的增加情況如表2所示。                    如果脫硫系統的壽命為30年,在整個壽命期內,GGH的總費用為1.8億元,幾乎相當于2×600 MW機組脫硫工程總投資的48.65%。(2)提高系統運行可靠性和可用率。安裝GGH后,由于其部件腐蝕和換熱元件堵塞造成增壓風機運行故障,已成為脫硫系統長期穩定運行的瓶頸之一,降低了脫硫系統的可用率,增加了維修費用。若不安裝GGH,脫硫的煙氣系統得以簡化,可提高其運行可靠性。     3.2 不安裝GGH帶來的問題     (1)由于需要提高原煙氣的降溫幅度,因此系統的水耗要比安裝GGH時增加約50%。     (2)由于脫硫后煙氣溫度較低,在環境空氣中的水份接近飽和,氣象擴散條件不好時,煙氣離開煙囪出口時會形成冷凝水滴,形成所謂“白煙”。     (3)不安裝GGH的脫硫系統的煙氣在煙囪中的凝結水量會比較大,因此需考慮煙囪底部的廢水排放設施。     4·煙囪防腐     在我國,煙氣脫硫處理尚屬起步階段,已建成投運、完全按煙氣脫硫處理運行的火力發電廠工程項目不多,且大多是新建工程,運行時間較短。因此,在國家和電力行業煙囪的現行設計標準中,均未對脫硫處理的煙囪防腐設計做出具體規定,尤其對脫硫改造項目的煙氣防腐處理,更是無據可循。國內各電力設計院主要依據自己的經驗和參考資料進行設計,因而只是以煙氣的腐蝕性等級對煙氣的防腐設計進行了要求。     根據調研及收集的相關資料,就國內已采用的復合鈦合金內筒、耐酸磚內筒和涂鱗片樹脂這3種套筒濕煙囪的防腐性能、施工安裝性能以及造價情況作簡要歸納,如表3所示。                    根據表3比較,參照同類型電廠600 MW機組240 m高度煙囪40天完成鱗片樹脂防腐處理施工的實例,本脫硫改造工程項目利用機組檢修對煙囪采用噴涂鱗片樹脂的防腐處理方案,還是可行的。一般在鋼煙囪內表面噴涂1.5 mm厚的乙烯基脂玻璃鱗片樹脂。     本工程煙囪高度240 m,鋼筒直徑6.5 m,展開面積約為5 000 m2,理論計算材料費約為23萬元??紤]到噴涂層不均勻以及損耗等因素,需防腐涂料材料費約300萬元。據資料介紹,采用玻璃鋼煙囪也是煙氣脫硫濕煙囪防腐的選擇方案之一。整體玻璃鋼套筒在防腐、耐熱性能方面,完全可以滿足套筒濕煙囪的長期運行要求,其特殊優點是內壁極為光滑,摩擦力極小,非常有利于高含水煙氣的流動、排放。玻璃鋼材料的導熱系數只有鋼材的0.5%左右,絕熱性能好[6]。     日本關西電力南港電廠的煙囪內筒用玻璃鋼制造,內徑為5.3 m,管段長11 m,由51根玻璃鋼管段組裝而成。但是,玻璃鋼材質煙囪是否適合本工程項目原鋼內筒的改造,無實例借鑒,且玻璃鋼煙囪造價不菲,單價約為1 200萬元。     5·結論     (1)在脫硫系統中安裝GGH是基于早期對GGH的認識,而長期的實踐證明:GGH在脫硫系統中的作用不大,但帶來的負面影響卻不可小視。     (2)煙氣濕法脫硫系統排放煙氣的煙囪必須進行防腐處理,與是否安裝GGH無關。因此,認為安裝GGH后可不對煙囪采取防腐措施的觀點是不可取的。     (3) GGH的投資和運行費用非常昂貴,對2×600 MW機組來說,安裝GGH總投資費用為4 700萬元,約占脫硫系統總投資的10%~12%,年運行費用中僅廠用電量一項就為343.2萬元。     (4)根據目前國內已投運的GGH情況看,大多數GGH的運行情況欠佳。由于運行時間較短,腐蝕的問題還沒有完全暴露出來,目前主要的問題是換熱元件堵塞,造成脫硫系統停運。     (5)關于不安裝GGH致使NO2排放對落地濃度的貢獻有所增加的問題,主要應該依靠安裝煙氣脫硝裝置,或對鍋爐燃燒裝置進行改造,即用低氮燃燒器方式來解決,而且應依據排放標準來決定脫硫工藝的技術路線,而不應強求安裝弊多利少的GGH來回避問題。     (6)實際使用表明,石灰石—石膏濕法脫硫工藝安裝GGH弊多利少,不但不能有效改善總體環境質量,而且大大增加企業負擔,并將影響脫硫系統的安全、穩定、高效運行。     (7)對不設置GGH的脫硫工藝,尤其要重視對濕煙囪的防腐處理。     (8)在充分做好不設GGH后的煙道和煙囪防腐設計施工工作的前提下,為合理使用脫硫項目資金,吳涇二電廠脫硫項目應采用不設GGH方案[7]。 參考文獻: [1] 上海吳涇第二發電有限責任公司2×600 MW脫硫工程建設項目環境影響報告表[R].華東電力設計院,2006. [2] 張華,何強,陳振宇等.濕法煙氣脫硫系統中GGH對污染物擴散影響初探[J].電力環境保護,2005,21(2):1-3. [3] 煙氣—煙氣加熱器的設置及防腐措施研究[R].河北三融電力環保工程公司,2005. [4] 趙鵬高.濕法煙氣脫硫工藝是否安裝煙氣換熱器問題探討[J].電力環境保護,2005,21(4). [5] 許正濤.濕法煙氣脫硫系統中不設GGH的經濟及對環境的分析[J].電力環境保護,2005,21(2). [6] 劉在楊,安慶升,黃力剛等.大型玻璃鋼煙囪的研制[J].纖維復合材料,1999(4):33-35. [7] 上海吳涇二電廠2×600 MW機組脫硫工程可靠性研究總報告[R].華東電力設計院,2006. 作者簡介:葉 超(1947-),男,浙江寧波人,高級工程師,大學,從事發電廠設備檢修工作,021-54604600×2610;張 然(1970-),男,上海人,工程師,大學,從事發電廠設備檢修工作,021-54604600×2620。(責任編輯:李 毅)
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