湿法烟气脱硫工艺设计常见问题分析（精选7篇）
1.湿法烟气脱硫工艺设计常见问题分析 篇一
氧化镁湿法烟气脱硫回收工艺的技术经济可行性初步分析
介绍了回收结晶硫酸镁的氧化镁湿法烟气脱硫工艺的基本工艺流程,在抛弃法脱硫系统上所作的工业试验证明了吸收液循环提浓MgSO4的可行性.参照工业硫酸镁生产工艺对130t/h燃煤锅炉烟气脱硫作了回收工艺的投资效益分析和整体工艺的`经济性评价,结果表明回收工业硫酸镁具有良好的经济效益.
作 者：柴明 崔可 徐康富 马永亮 Chai Ming Cui Ke Xu Kangfu Ma Yongliang 作者单位：清华大学环境科学与工程系大气污染控制研究所,北京,100084 刊 名：环境污染治理技术与设备 ISTIC PKU英文刊名：TECHNIQUES AND EQUIPMENT FOR ENVIRONMENTAL POLLUTION CONTROL 年，卷(期)： 7(4) 分类号：X511 关键词：氧化镁 烟气脱硫 硫酸镁2.湿法烟气脱硫工艺设计常见问题分析 篇二
据国务院发布的《能源发展“十二五”规划》(国发[2013]2号),2010年我国煤电装机容量6.6×108 kW,预计2015年煤电装机容量将达到9.6×108 kW,年增长率7.8%。另据中国电力企业联合会的统计,截至2013年底,具备脱硫能力的燃煤机组比例接近100%。由于石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺具有脱硫效率高、适用性广、可靠性高的特点,被燃煤电厂普遍采用。
为提高水的综合利用率,电厂一般将反渗透浓水、循环水排污水等各类排水作为湿法烟气脱硫系统工艺水源。脱硫系统排放废水成为燃煤电厂系统末端水质最恶劣的废水。因此,对脱硫废水进行深度处理,实现脱硫废水“零排放”已成为燃煤电厂规划设计、环保升级改造工作面临的新挑战。
1 常规处理方法与回用途径
1.1 脱硫废水的排放量
燃煤电厂运行中,一般通过控制脱硫吸收塔内浆液Cl-浓度来确定废水排放量。以某2×600 MW机组为例,脱硫废水排放量为17.3 m3/h(吸收塔浆液Cl-质量分数20 kg/m3)[1]。若工艺水水质较差或者需要控制更低的Cl-质量分数,则脱硫废水排放量会有所增加。
1.2 脱硫废水的水质特征
脱硫废水中的污染物成分及含量与煤种、脱硫工艺与运行方式、烟尘量、石灰石品质、石膏脱水效果、SCR系统氨逃逸率[2]等多种因素有关。通过多个电厂的监测数据发现,脱硫废水的水质特点主要有:1)pH值为4～6.5,呈酸性;2)悬浮物含量高,一般在10000～15 000 mg/1之间;3)含有微量的汞、铅、铬等重金属离子和砷、硒、氰化物等污染物;4)含有大量Ca2+、Mg2+阳离子和Cl-、等阴离子,溶解性固体总量(TDS)一般在25 000～60 000 mg/l之间,其中Cl-含量一般在5 000～20 000 mg/l之间。由此可见,脱硫废水具有高含盐量、高硬度、高Cl-的特征,具有较强的腐蚀性和结垢性。
1.3 常规处理方法和水质
国内脱硫废水常规处理工艺一般采用加石灰中和(碱化)、絮凝、沉降处理后,经澄清/浓缩、pH调整达标后回用或排放。该工艺主要去除了悬浮物和大部分重金属、氟化物。出水水质达到《火电厂石灰石-石膏湿法脱硫废水水质控制指标》(DL/T 997—2006)标准。但系统出水仍具有含盐量高、Cl-、F-含量高和痕量重金属的特点。废水中还可能存在的硒、硝酸盐、有机物等成分不能通过常规处理工艺去除,仍可能对水体造成一定污染[2]。
1.4 传统的回用途径
(1)用于水力冲灰或灰场喷洒:对于采用水力冲灰系统的燃煤电厂,可以将经过常规处理的脱硫废水排水作为冲灰水[3]。例如西柏坡发电厂于2000年6月投运的全厂废水处理系统,其所有厂区废水均用于水力除灰,实现厂内闭式循环使用[4]。也有部分采用干除灰的电厂,将脱硫废水用于干灰调湿、灰场喷洒,但消耗水量小。
(2)用于除渣系统:对于采用水力除渣或湿式除渣系统的燃煤电厂,有电厂尝试将脱硫废水作为除渣系统补水。但据报道,这种回用途径受到渣系统闭式循环水量的限制,还会引起系统堵塞、设备及管道腐蚀问题而影响系统可靠性[5]。
燃煤电厂目前已普遍采用干除灰、灰渣综合利用等措施,除灰、除渣系统已不具备回用大部分废水的能力。
2 脱硫废水“零排放”技术
废水“零排放”又称零液体排放(ZLD),一般是指电厂不向外部水域排放任何废水,所有离开电厂的水都是以蒸汽的形式蒸发到大气中,或是以少量的水分包含在灰和渣中[6]。目前,国内外燃煤电厂脱硫废水“零排放”技术主要采用热蒸发处理工艺,该工艺包括蒸发浓缩工艺和烟道蒸发工艺。
烟道蒸发工艺是将脱硫废水用泵送到除尘器前烟道,经喷嘴雾化后在烟道内蒸发,废水中不溶物与盐类与飞灰一起被除尘器捕集而达到不排废水的目的[7,8]。烟道蒸发技术要求除尘器前烟气温度较高,存在雾化效果差、运行不稳定等问题,对机组和煤种的适用性不足。
蒸发浓缩工艺是利用蒸发器将脱硫废水进行浓缩,产品水回用,而浓缩水可通过结晶、干燥工艺转化为固体盐进行处置。这类技术对废水水质、机组和煤种的适用性广,具备较广的应用前景。
2.1 蒸发工艺概述
由于蒸发工艺可以达到浓缩溶液、获得固体溶质、制取纯净溶剂等目的,在化工、食品、海水淡化等行业得到广泛应用。蒸发过程中溶剂汽化需要吸收大量汽化热,因此蒸发操作是大量耗热的过程[9]。目前,在化工行业主要采用多效蒸发(MED)工艺来提高加热蒸汽的利用率和改善传热条件,从而降低蒸发单元的能耗。为减小蒸汽耗量,又研发出采用机械蒸汽再压缩(MVR或MVC)技术的蒸发器。MVR(MVC)技术是将二次蒸汽经机械驱动的压缩机绝热压缩后送入蒸发器的加热室,二次蒸汽经压缩后温度升高,与器内沸腾液体形成足够的传热温差,故可重新作为加热剂用。这样,只需补充一定量的压缩功,便可将二次蒸汽的大量潜热加以利用。通常使用电动机作为压缩机的驱动装置。
2.2 国外应用情况
美国国家环境保护局(EPA)于2013年4月发布的《用于蒸汽动力发电厂的废水控制指南建议》,给出了美国145个采用湿法烟气脱硫工艺的发电厂所使用的脱硫废水处理工艺,见图1。其中,物理沉淀池有63个,占44%;化学沉淀法有36个,占25%;生物处理法有6个,占4%;其他方法12个,占8%;而零排放系统有28个,占19%。
欧美国家的燃煤电厂废水“零排放”系统应用较多的是M VR降膜蒸发器,蒸发器可回收废水中75%～95%的水。根据HPD公司资料,蒸发浓缩每吨水耗电量为18～35 kWh[10]。剩余含量5%～25%的浓缩液可以掺入飞灰至灰场或进入结晶器制得固体。典型的蒸发器布置如图2所示。
Aquatech公司在意大利ENEL电力公司实施的5个电厂(单台机组最大容量660 MW)脱硫废水“零排放”项目,均采用预处理软化+蒸发浓缩+强制循环结晶工艺[2]。美国Latan燃煤电站2号机组(容量850MW)采用Aquatech公司提供的2×30 gpm(并列运行,总量为13.6 m3/h)的蒸发器。蒸发器进水水质:TSS为30 000 mg/1,其中Ca2+含量4 250 mg/l,Mg2+含量950mg/l,Cl-含量10 000 mg/l,硫酸根1 320 mg/l;蒸发器出水TDS小于10 mg/l[11]。
2.3 国内应用情况
截至目前,国内已投入脱硫废水“零排放”系统的燃煤发电厂主要有河源电厂和恒益电厂(机组容量均为2×600 MW),均投产1年以上。这2家电厂均选择蒸发浓缩+结晶工艺,分别采用“二级预处理+蒸发结晶”和“两级卧式MVC+两效MED工艺”。
河源电厂脱硫废水“零排放”系统处理量为22 m3/h,系统投资9 750万元[12]。预处理系统采用两级反应+沉淀和澄清处理,一级投加石灰,二级投加碳酸钠软化水质[13]。蒸发结晶处理采用四效立管强制循环蒸发结晶工艺,结晶通过离心机和干燥床制得固体结晶盐。蒸发器管程列管采用纯钛管,蒸发室采用钛/Q235复合板。系统工艺流程见图3。
蒸发器一次蒸汽来自电厂,蒸汽参数:温度135～150℃,压力0.3～0.5 MPa(a)。一效、二效、三效、四效的二次蒸汽参数分别为:温度120～130℃,压力0.2～0.3 MPa(a);温度100～110℃,压力0.1～0.15 MPa(a);温度80～90℃,压力0.03～0.07 MPa(a);温度50～70℃,压力0.01～0.03 MPa(a)[14]。运行中,控制脱硫系统吸收塔氯离子浓度控制8 000～15 000 mg/l;系统水质见表1,预处理系统出水钙离子小于5 mg/l,蒸发系统出水TDS小于30 mg/l,回用于电厂循环冷却水系统;蒸发浓缩液TDS达300 g/l,氯离子达到饱和浓度;产生的固体结晶盐达到二级工业盐标准,以约80元/t的价格出售。该系统运行情况良好,水质较稳定,设备结垢量小。
mg/l
该系统运行能耗高,处理1 t废水消耗蒸汽约0.28 t,,综合费用约为180元/m3(药耗、能耗、设备折旧与人工费用等)[15];对混凝澄清系统的运行控制要求严格,特别要防止澄清池翻池现象的发生。
恒益电厂脱硫废水“零排放”系统设计处理量为20 m3/h,系统总投资约6 000万元。引进美国卧式薄膜喷淋MVC蒸发/结晶处理系统,由两级MVC+两效MED+卧式圆盘结晶器组成,换热管和蒸发器外壳均采用钛材;卧式MVC蒸发器换热管水平设置,废水走管外,加热蒸汽走管内,液体经喷嘴喷淋到换热管的外面形成薄膜,经加热后产生蒸汽。工艺流程见图4。
蒸发器进水为常规处理,除去悬浮物。蒸发系统水质见表2[16],出水回用至电厂工业用水。两级卧式MVC蒸发器设有2台蒸汽压缩机(可一用一备,也可同时运行),系统只需开机时提供生蒸汽,压缩机实际运行温升可达18℃;卧式MVC蒸发器浓水温度达1 10℃;两效MED蒸发器主体设计与MVC类似,需要生蒸汽量为0.59 t/h;卧式圆盘结晶器需要生蒸汽量为0.33 t/h;系统设置有在线刮刀和除垢清洗单元。系统能耗相对较低,处理1t废水,耗电20～25 kWh,耗蒸汽0.05～0.06 t。
mg/l
该系统的能耗与多效工艺相比大幅下降。但由于蒸发系统进水未经软化处理,水质结垢倾向严重,投入除垢清洗次数较多。同时,未软化的废水经浓缩后CaCl2含量高,引起溶液沸点升高幅度大,增加了系统能耗[10]。系统产生的结晶固体盐含有重金属成分,需按照固体废物处理,处理费用高,增加了成本。据了解,该电厂正在实施改造,增加预处理软化系统。
2.4 2种蒸发工艺的比较与分析
针对脱硫废水的高含盐量、高硬度、高Cl-的特征和蒸发器能耗高的特点,选择蒸发浓缩工艺的重点是考察系统的能耗和蒸发器设备的防腐蚀、结垢性能。
比较国内脱硫废水蒸发工艺的应用实例可以看出(见表3),采用多效蒸发技术与机械蒸汽再压缩技术均能实现脱硫废水“零排放”的要求。在节能方面,多效蒸发需要消耗大量蒸汽,适合在蒸发装置周边有废热或廉价的蒸汽源供其使用的场合;对于蒸汽源少或价格较贵的地方,采用机械蒸汽再压缩(MVR或MVC)技术比多效技术在降低运行能耗方面有明显优势。
实践证明,在蒸发系统前设置水质软化系统降低Ca2+、Mg2+含量,能显著降低蒸发系统的结垢倾向,减少设备维护时间,提高系统运行可靠性和稳定性;有利于控制溶液沸点上升从而降低系统能耗;产生的结晶盐可以出售获得收益。
3 结论
3.湿法烟气脱硫工艺设计常见问题分析 篇三
摘要：石灰石-石膏湿法脱硫技术由于其技术成熟、运行可靠性高、脱硫效率高、适用煤种范围广等优点被广泛应用在大型火力发电厂中，但是也存在一些问题，本文详细介绍了其运行中存在的问题和改进措施，有其优化运行提供了一定的参考。
关键词：石灰石-石膏；结垢；腐蚀；磨损
一、石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术概述
1 脱硫原理
石灰石的主要成分为CaCO3，属弱酸强碱盐，难溶于水。石灰石作为脱硫剂的循环浆液与含SO2的烟气充分接触，SO2等酸性气体被水吸收，并溶解于水，产生的H+促进难溶于水的石灰石溶解，产生Ca2+和CO2，，CO2在酸性条件下逸出，Ca2+与生成的SO32-结合生成难溶于水的CaSO3·1/2H2O。CaSO3·1/2H2O属于中间产品，不稳定，不宜露天堆放，须对其强制氧化，使之转化为稳定的CaSO4·2H20，从而达到脱硫的目的。
2 工艺流程
石灰石-石膏湿法烟气脱硫的工艺流程见图1-1。
火力发電机组锅炉排放的高温烟气经除尘器后，进入脱硫系统。经烟气加热器（GGH）净化的湿烟气冷却后，进入吸收塔，与含有CaCO3的循环浆液逆流接触充分反应，烟气中的绝大部分S02溶解于循环浆液并被吸收，同时烟气中的灰尘也被洗涤，进入循环液中。烟气经吸收塔上部的气液分离器后出吸收塔，经烟气加热器加热后，从烟囱排出。
循环浆液中的水溶解吸收S02后，产生H+、HSO3-和SO32-，PH值下降，促使其中的CaCO3离解，生成Ca2+ 和CO32-。在酸性条件下，CO32-将转化为HCO3-，随着H+浓度的增加，HCO3-进一步转化为H2CO3，H2CO3不稳定，分解产生CO2气体逸出。Ca2+与HSO3-及SO32-生成不稳定的亚硫酸氢盐和亚硫酸盐。由于烟气中含有O2，部分亚硫酸盐被氧化为硫酸盐，但氧化率很小，而且容易在设备、喷咀及管道内表面结垢，因此，为避免二次污染和结垢的发生，必须将其强制氧化，将不稳定的亚硫酸盐转变为稳定的硫酸盐。
二 石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术运行中存在的问题
1.结垢和沉积。结垢主要有3种形式：一是灰垢，主要集中在吸收塔入口干/湿交界处，原因是高温烟气中的灰分在遇到喷淋液的阻力后，与喷淋的石膏浆液一起堆积在入口，且越积越多；二是石膏垢，当吸收塔的石膏浆液中的CaSO4过饱和度大于或等于1.4时，溶液中的CaSO4就会在吸收塔内各组件表面析出结晶形成石膏垢；三是当浆液中CaSO3浓度偏高时就会与CaSO4同时结晶析出，形成混合结晶Ca（SO3）x·（SO4）·1/2H2O，即CCS垢。结垢和沉积将使管道堵塞、磨损、腐蚀，以及系统阻力增加，从而使烟气的流通面积减小，流速增大，烟气与浆液的接触几率减小，导致脱硫效率降低。
2.设备磨损。由于流体（烟气和石灰石浆液）中含有固体颗粒，流速高，当流体流过脱硫设备及管道时对相关部位产生切向切削和法向冲击而造成磨损，特别是当流体中含有剥落的垢块时磨损更加严重。磨损使浆泵等脱硫设备及管道的运行不稳定，从而降低脱硫效率。
3.设备腐蚀。腐蚀主要发生在热交换器、烟道和吸收塔等处。为满足吸收塔的进口烟温要求，流经热交换器的烟气温度可能会降至酸露点，烟气中的硫酸蒸汽凝结并附着于受热面，从而产生低温腐蚀，并会引起受热面粘结烟尘，导致堵塞加重。腐蚀使换热设备的运行可靠性降低，可用率下降，直接影响脱硫系统的运行效果。
三 改进措施
1 防止结垢和堵塞措施
①型式合适。目前用于湿法烟气脱硫系统的典型吸收塔有喷淋塔、填料塔、多孔板塔、液柱塔等，使用最为广泛的是喷淋洗涤塔（塔内无复杂的结构部件）。
②结构简单。内部结构不能复杂，一般采用无浆液停滞的塔结构。如重庆珞璜电厂就选用中空的液柱塔，塔内设置上百个陶瓷喷嘴，喷嘴喷出约6m高的液柱，烟气与脱硫浆液逆流接触，从而使塔内结垢大大减少。
③液气比要适当。注意选用适当的液汽比，设计合适的循环液量、吸收塔液室容量，以控制石膏的饱和度，并确保石膏晶种的生成。
④选择合理的工艺。如在吸收塔入口烟道增加冲洗水喷嘴，定期冲洗结尘，以减少结垢。
2 防止磨损
①设计时设备采用耐磨材料，并加内衬（如泵采用衬胶技术）或涂敷耐磨损材料；磨损严重部位（如管道的弯头、三通以及变径管等），可采取特殊防护措施，其备件应采用防磨材料制造，以便维修和更换。
②运行时采用合理的流速（金属磨损与流速的3～3.5次方成正比关系）；并控制流体中的固体颗粒含量（撞击次数越多磨损越多），如对进入吸收塔前的烟气进行高效除尘（静电除尘）；还要加强运行监控，以减少进入泵内的空气量，调整好吸入侧护板与叶轮之间的间隙，以减少气蚀磨损。
③检修时应加强对磨损严重部位的检测和修复。
3 防止腐蚀
①优化设计 根据流体的组成、温度和浓度等使用耐腐材料，并考虑防腐内衬的施工。如重庆珞璜电厂二期脱硫系统热交换器采用ND钢，并设计成光管式，减小壁厚，加大肋片厚度，增加肋片间距；吸收塔采用内衬玻璃鳞片树脂技术，不但基本解决了低腐问题，减少了维护费用，而且提高了运行的可靠性。又如连州电厂采用不锈钢、氯丁基橡胶、玻璃鳞片涂层和玻璃钢等防腐材料，有效地解决了腐蚀问题。
②加强运行监测和维护 如pH值范围的监测，因为控制pH值对脱硫效率和防止氧化皮有重大作用，但不适当地降低pH值也会导致加速腐蚀。因此，运行时要及时清理沉积物和氧化皮，否则会增加点蚀和缝隙腐蚀。
四 结束语：石灰石—石膏湿法烟气脱硫技术鉴于其技术成熟、运行可靠性高、脱硫效率高等优点被广泛应用在火力发电厂的烟气脱硫，本文从实际运行中存在的问题作了深刻的阐述和分析，总结和提炼了对应的防止措施，可供有关单位参考也借鉴。
参考文献
[1]贾立军，刘炳光.我国烟气脱硫技术综述.盐业与化工.2006，35.
[2]王富勇.湿式石灰石-石膏法脱硫技术及分析.上海电力学院学报.2005，21.
[3]黄松荣，王刚.燃煤脱硫技术.工业安全与环保.2005，31.
[4]许红，刘尧祥.燃煤电厂烟气脱硫现状及其工艺.中国煤炭.2006，32.
4.湿法烟气脱硫工艺设计常见问题分析 篇四
湿法烟气脱硫GGH换热元件结垢问题探讨
针对三河发电有限责任公司一期工程配套脱硫系统GGH换热元件结垢现象,分析了GGH换热元件结垢原因,提出减缓GGH结垢的措施,为相关脱硫项目运行提供参考.
作 者：梁昌龙 赵晨明 LIANG Chang-long ZHAO Chen-ming 作者单位：三河发电有限责任公司,河北,三河,065201 刊 名：电力环境保护 英文刊名：ELECTRIC POWER ENVIRONMENTAL PROTECTION 年，卷(期)： 25(4) 分类号：X701.3 关键词：湿法烟气脱硫 石灰石-石膏法 GGH 换热元件 结垢5.湿法烟气脱硫技术及应用方案 篇五
湿法烟气脱硫技术及应用方案
摘要：文章综合介绍了石灰石-石膏湿法烟气脱硫的`工艺、主要污染物的防治及综合利用,提出了全方位推广应用石灰石-石膏湿法烟气脱硫方法的建议.作 者：计建华 JI Jian-hua 作者单位：呼和浩特热电厂,内蒙古,呼和浩特,010030期 刊：内蒙古科技与经济 Journal：INNER MONGOLIA SCIENCE TECHNOLOGY AND ECONOMY年，卷(期)：2010,“”(5)分类号：X701.3关键词：烟气脱硫 石膏脱水 石灰水 湿法烟气脱硫
6.湿法烟气脱硫工艺设计常见问题分析 篇六
湿法烟气脱硫系统GGH顶部大梁吊装作业探讨
GGH是湿法烟气脱硫(FGD)中烟气系统中最重的`现场安装设备之一,安装部件多,结构复杂.其中GGH底部支撑大梁一般超过11吨以上、顶部大粱超过20吨,是GGH最重最大的部件之一,是本文介绍了GGH安装过程中底部大梁吊装方法,给大件起重作业提供一个参考.
作 者：刘双安 作者单位：广州同诚建设有限公司,广东,广州,510730 刊 名：城市建设与商业网点 英文刊名：CHENGSHI JIANSHE YU SHANGYE WANGDIAN 年，卷(期)： “”(12) 分类号：X7 关键词：湿法烟气脱硫(FGD) GGH(Gas Gas Heater烟气换热器) 起重作业7.湿法烟气脱硫中GGH的利弊分析 篇七
在目前火力发电厂湿法烟气脱硫工艺中, 经吸收塔洗涤后的烟气温度在45～51℃, 烟气温度较低, 水分处于饱和状态;而未经湿法烟气脱硫装置处理的烟气温度一般在120℃左右, 排烟温度的降低会造成烟气抬升高度下降, 不利于烟气扩散。较普遍的办法是在脱硫装置之后加装G G H, 将排烟温度提高, 以便获得较高的抬升高度。
从目前国内正在运行的湿法烟气脱硫装置来看, 大部分加装了G G H。但是, 考虑到G G H的投资以及因加装而增加的增压风机提高压力、控制系统增加点数、烟道长度增加和G G H支架及相应的建筑安装费用, 也有部分电厂不加装G G H, 吸收塔出来的净烟气直接经烟囱排放, 为避免腐蚀, 对烟道和烟囱采取特殊防腐措施。
在国外, 美国自20世纪80年代中期以来建设的脱硫系统基本都不加装G G H, 加装G G H的仅占25%左右。而在欧洲和日本, 由于环保标准要求烟囱排烟温度不得低于75℃, 因此, 其烟气脱硫系统基本上都加装了G G H。
表1是某台600M W脱硫系统加装/不加装G G H的设计和运行数据。
从表1可以看出, 加装 (不加装) G G H对比, 主要区别是: (1) 工艺水耗量; (2) FG D烟气总压损和增加风机功率; (3) G G H系统总轴功率。
那么G G H是否是石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统必不可少的设备?如何根据电厂的实际情况来决定是否需要加装G G H?这是国家主管部门与业主方都十分关注的问题。本文通过分析实际发电机组设置G G H和取消G G H时的利弊, 作以下分析。
二、安装G G H的利弊分析
(一) 安装G G H的作用
1. 提高排烟温度和抬升高度。
湿法烟气脱硫中, 烟气换热器可以将吸收塔出口排烟温度从50℃升高到80℃以上, 从而提高烟气从烟囱排放时的抬升高度。
2. 降低污染物落地浓度。
安装G G H可以增大污染物的最大落地点到烟囱的距离。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G G H, 它们的影响只占环境允许值很小一部分。由于湿法烟气脱硫FG D不能有效脱除N O x, N O x的源强度并没有降低, 因此是否安装G G H对于N O x没有较大的影响。实际上, 通过扩散来降低N O x落地浓度, 只能减轻局部环境污染, 不能减轻总体环境污染。
3. 减轻湿法脱硫后烟囱冒白烟问题。
由于安装了FG D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雨。在我国南方城市, 这种烟雨一般只会在冬天出现;而在北方环境温度较低的地区, 出现的几率则较大。一般而言, 安装FG D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G G H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, 而无法避免白烟在较远的地方形成。
(二) 安装G G H带来的问题
1. 投资和运行费用增加。
安装G G H而增加的间接设备费用及相应的建筑安装费用等, 其总和约占FG D总投资的15%。此外, G G H本体对烟气的压降约1kPa, 为了克服这些阻力, 必须增加增压风机的压头, 这会使FG D系统的运行费用大大增加。
2. 脱硫系统运行故障增加。
原烟气温度在G G H中会由约120℃左右降低到酸露点以下的80℃, 因此, 在G G H的热侧会产生大量粘稠的浓酸液。这些酸液不仅对G G H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, 穿过除雾器的微小液滴滴在换热元件的表面上蒸发后, 也会形成固体结垢物。这些固体物会堵塞换热元件的通道, 进一步增加G G H的压降。G G H堵灰严重的情况, 需要停机进行换热元件拆卸酸洗, 对电厂整体的经济性有严重的影响。
3. 对系统性能要求提高。
由于燃用劣质煤种 (包括燃油) 、燃煤含硫量波动、原烟气入口温度升高、系统增加SCR装置引起SO3增高、G G H在系统中的布置方式、除雾器的设计等众多因素都会影响G G H运行中的堵塞问题, 所以加装G G H的系统较不加装G G H系统的要求明显提高。
4. 增加相应的水耗、能耗。
G G H在运行中和停机后需用压缩空气、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, 因此增加了相应的能耗和水耗。
5. 不能避免尾部烟道和烟囱被腐蚀。
烟气经过G G H加热后, 烟温仍低于其酸露点, 仍然会在尾部烟道和烟囱中产生新的酸凝结。而且无论是否安装G G H, 烟气脱硫湿法工艺的烟囱都必须采取防腐措施, 并按湿烟囱进行设计。
三、不安装G G H的利弊分析
(一) 不安装G G H的优点
1. 降低FG D系统的投资和运行费用。
下面以某电厂2×300M W机组的FG D系统为例:煤耗按2台机组280t/h, 煤的含硫量为1%, FG D系统每年脱除的SO2为44800吨。 (1) 固定资产投入:安装G G H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。FG D的寿命为30年, 因此, 均化后每年的固定资产投入为83.3万。因固定资产投入使得脱硫成本的增加为833000/44800000=0.019元/kg SO2。
(2) 电耗:安装G G H之后, 由于G G H本体和烟道阻力增加, 约使增压风机的功率增加2×880kW, 按年运行6000小时, 厂用电价为0.13元/K W H计算, 每年增加的电耗支出为2×1500×6000×0.13=540万元。
(3) 因电耗而使得脱硫成本增加:5400000/44800000=0.112元/kgSO2。
(4) 大修费用:大修费率按固定资产原值×2.25%计算, 2000×2.25%=45万元
(5) 因大修费用而增加的脱硫成本为450000/44800000=0.01元/kg SO2。
以上表明, 安装G G H后使电耗、固定资产投入、大修费用都比无G G H增加。
2. 提高系统运行可靠性和可用率。
安装G G H后, 由于G G H部件的腐蚀和换热元件堵塞造成的增压风机的运行故障已经成为FG D系统长期稳定运行的瓶颈之一, 因此FG D系统的可靠性有了提高, 达到较高的可用率运行。
(二) 不安装G G H带来的问题
1. 由于需要增加对原烟气的降温幅度, 因此系统的水耗要比安装G G H时增加许多。
2. 由于净烟气温度较低, 因此在环境空气中的水分接近饱和, 而且气象扩散条件不好时, 烟气离开烟囱出口时会形成冷凝水滴, 形成所谓的“烟囱雨”。
3. 由于FG D系统不能有效去除氮氧化物, 因此必须对在取消G G H之后的氮氧化物的落地浓度和最大落地浓度点离烟囱的距离进行核算, 并取得有关环保部门的批准。
4. 由于不安装G G H的FG D系统的烟气在烟囱中的凝结水量会比较大, 因此在进行湿烟气设计时必须考虑到这一点。
四、结论及建议
(一) 结论
1. 在FG D系统中安装G G H是FG D早期发展过程中的认识, 长期的实践证明:G G H在FG D系统中的作用不大, 但由此带来的负面影响却很大。
2. 湿法FG D所排放净烟气的烟囱都必须采用防腐措施, 这与是否安装G G H无关。因此, 认为安装G G H后可以不对烟囱采取防腐措施, 并以此节省烟囱防腐所需费用的观点不但是错误的, 而且是危险的。
3. G G H的投资和运行费用非常昂贵。安装G G H会使FG D系统的投资约增加15%, 运行费用也会增加。
4. 根据目前国内已经投运的G G H的运行情况来看, 大多数G G H的运行情况不佳。由于运行时间尚短, 腐蚀的问题还没有完全暴露出来, 因此目前主要的问题是换热元件堵塞, 造成FG D系统停运。因此G G H将会给FG D的正常运行造成困难。
5. 由于不安装G G H致使N OX排放对地面浓度的影响有所增加的问题, 主要应该依靠安装烟气脱硝装置来解决。从经济角度来看, 取消G G H之后节省的投资和运行费用, 有可能补偿安装烟气脱硝所需要的投资费用。
6. 安装G G H后对于减轻湿烟囱周围地区的烟囱雨和烟囱冒白烟的问题有一定效果。但白烟问题不影响环境质量, 其不能作为环境因素加以考虑, 更不能依此作为安装G G H的标准和依据。
(二) 建议
综上所述, 在石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统中, 安装G G H弊大于利。对于配置脱硝装置的电厂以及处于环境容量较大地区的电厂, 建议脱硫装置不设G G H, 而采用湿烟气排放, 不会显著增加当地N OX的地面浓度, 以获得较好的经济效益。
另一方面, 由于脱硫装置不设G G H对N OX的排放影响显著。在国内电厂尚未普遍设置脱硝装置的情况下, 对于火电厂比较集中的经济发达地区, 如长江三角、珠江三角地区, 将可能引起当地N OX的落地浓度超标, 因而建议采用设G G H方案。另外, 对于燃用贫煤或无烟煤的电厂, 一般N OX排放温度较高, 在不安装烟气脱硝装置的情况下, 也适宜采用设置G G H的方案。
摘要：文章对火力发电厂湿法烟气脱硫工艺中加装G G H和不加装G G H两种情况进行分析和阐述。对于配置脱硝装置的电厂以及处于环境容量较大地区的电厂, 建议脱硫装置不加装G G H, 而采用湿烟气排放, 不会显著增加当地N O x的地面浓度, 以获得较好的经济效益;但对于火电厂比较集中的经济发达地区, 将可能引起当地N O x的落地浓度超标, 因而在这些地区还是建议采用G G H。
关键词：火力发电厂,湿法烟气脱硫,GGH,抬升高度,落地浓度
参考文献
[1]郭得锋, 袁布景.关于湿法脱硫系统取消GGH的研究[J].环境工程, 2007, (1) .