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湿法烟气脱硫装置采用湿烟囱排放的探讨
作者:办公室    日 期:2019/4/23   浏览次数:[792]
我国一批大、中型火电机组相继投入商业运营,加大了二氧化硫的排放量。随着环保请求的日益进步,火电厂的二氧化硫治理工作引起了广泛关注,电厂现都采用有效装置进行二氧化硫治理。目前,电厂利用的是烟气湿法脱硫,但湿法烟气脱硫投资较大,一般占电厂投资的近8%。为此,减少烟气湿法脱硫装置的造价,降低运行、掩护费用,越来越受到关注。如果取消烟气加热装置,采用湿烟囱排放,将降低全部脱硫系统的压力丧失和增压风机的电耗。在大多数情况下,一套精心设计的湿烟囱排放烟气脱硫系统的总投资和运行、掩护费用较装有烟气加热装置的脱硫系统低得多。为此,笔者就湿法烟气脱硫系统采用湿烟囱排放提出个人观点,以供探讨。1湿法烟气脱硫工艺及换热器的作用
湿法烟气脱硫装置目前利用的是采用石灰石(或石灰)-石膏湿法脱硫工艺。以石灰石(或石灰)作吸收剂洗涤烟气中的二氧化硫,生成亚硫酸钙,再与参加的空气进行氧化反响,生成石膏,脱除二氧化硫,净化烟气。全部反响过程均在吸收塔内完成,反响温度一般为50℃左右。
其重要工艺流程如下:锅炉引风机出口的烟气,由脱硫增压风机升压经烟气换热器(降温侧)降温落后入吸收塔。当吸收塔采用立式喷雾塔时,吸收塔上部为吸收区,该区安排有喷淋层。吸收塔循环泵将石灰石浆液,亚硫酸钙或石膏混杂浆液送入喷咀雾化,雾化浆液自上而下通过吸收塔二氧化硫吸收区,与气流接触产生化学反响,生成亚硫酸钙后流入吸收塔下部反响槽,由氧化风机鼓入空气,亚硫酸钙氧化成硫酸钙-二水石膏。脱硫净化后的烟气经除雾器去除液滴落后入烟道,再由烟气换热器(升温侧)升温后至烟囱排放。
由上述工艺流程可知,设置烟气换热器有2个作用。一是降低进入吸收塔的原烟气温度,满足脱硫工艺的请求,其降温的热量用于加热净烟气;二是(也是重要的)利用原烟气的热量加热净烟气,进步排烟温度(一般请求不低于80℃),减轻烟道和烟囱遭遇低温湿烟气的腐化,同时使烟囱出口的烟气有足够的抬升高度,从而改良周围大气的环境质量。2湿法烟气脱硫装置中换热器的设置2.1烟囱出口排烟温度的选择
烟气脱硫装置是否设置烟气换热器,重要取决于排烟温度。当采用半干法、湿氨法、电子束干法或海水脱硫工艺时,吸收塔或反响器后的烟气温度亦在50~65℃,同样存在是否需要设置烟气换热器,进步排烟温度的问题。排烟温度如何断定,不管从环保角度,还是烟囱结构设计方面考虑,我国目前还无标准规定。据懂得,国外仅德国从烟气扩散的角度出发,在有关的条例中规定烟囱出口的排烟温度不小于72℃。近年来,国内引进国外技巧和设备建设的湿法脱硫装置,多数亦装设了烟气换热器,出换热器落后入烟囱的烟气温度不低于80℃,烟囱出口的排烟温度接近72℃。2.2国内、外烟气脱硫装置中烟气换热器的设置
根据已懂得的情况和国外几家脱硫公司来华技巧交换供给的材料,大部分火电厂的烟气脱硫装置中未设置烟气换热器,而日本、德国多数火电厂的烟气脱硫装置中设置了烟气换热器。如德国,尽管条例中规定烟囱出口的排烟温度应不低于72℃,但也有少数电厂,烟气脱硫装置中未设烟气换热器,吸收塔出口的低温湿烟气由除雾器去除液滴后直接经电厂冷却塔中间排放,或在吸收塔顶部设湿烟囱排放。
日本富士化学公司为我国漳州后石电厂供给的6套海水脱硫装置,也没有设置烟气换热器,吸收塔出口的低温湿烟气直接经240m高的钢制湿烟囱直接排放。在国内已建和在建的部分烟气脱硫装置中烟气换热器的设置情况来看,只有漳州后石电厂的6套海水脱硫装置采用钢制湿烟囱直接排放,还有一部分电厂采用部分烟气脱硫后与未脱硫烟气混杂后排放,其余基础上设置了烟气加热器。3湿法脱硫装置用湿烟囱排放的探讨3.1采用湿烟囱排放考虑的经济因素
火电厂采用湿烟囱运行通常是出于投资、运行和掩护费用的考虑,大多数情况下,湿烟囱方案具有比较低的综合费用,为此,下面以600MW燃煤机组湿法脱硫为例进行分析。3.1.1工程投资费用比较湿法脱硫装置的工程投资重要包含:
(1)烟气换热器主、辅设备及其配套设施费用。回转式烟气换热器1600~1800万元(1台炉);管式热煤水烟气换热器1800~2500万元(1台炉)。
(2)增压风机设备费用。不设烟气换热器,烟气系统阻力可降低约1000Pa,1台增压风机(包含配套电机)价格约降低100万元。
(3)钢制湿烟囱造价增长600~3500万元(1个双管钢内筒烟囱)。综合比较,不设烟气换热器时,按回转式换热器盘算,1台600MW机组工程投资基础相当,如果2台机组共用1个烟囱,则投资费用将降低300~3200万元;按管式换热器盘算,工程投资降低更多。3.1.2脱硫装置运行费用比较
湿法脱硫装置的运行费用重要包含:
(1)电耗。烟气脱硫装置不设烟气换热器,1台600MW机组烟气脱硫装置总电耗约降低480kW。按年运行5200h盘算,全年可节俭运行费近80万元。
(2)水耗。烟气脱硫装置不设烟气换热器,高温原烟气直接进入吸收塔,1个吸收塔的蒸发水量约增长22t/h,1台机组全年因工艺水量而增长运行费约22万元。
(3)年运行费。取消烟气换热器,仅考虑电费和水费,每年可节俭运行费58万元。烟气换热器的受热面及壳体长期与低温湿烟气接触,腐化较为严重。尤其是管式换热器,受热面运行3~5年后,一般均需陆续调换,设备掩护工作量及费用将会增长。3.2采用湿烟囱排放应考虑的问题是否采用湿烟囱排放除了考虑经济因素外,重要还应综合考虑环保因素,如烟流扩散、烟羽等。采用湿烟囱排放烟气应考虑:
(1)烟流扩散问题。风洞实验表明:在烟囱出口处,当烟气流速高于该高度风速的1.5倍,即20~30m/s时,且排烟温度在100℃以上时不会产生烟流下洗。烟流下洗不仅会腐化烟囱内的材料,而且削弱了烟气的扩散。烟囱的外径过大,会在其下风侧产生较大的低压区,因此,有多个内烟道的烟囱,其产生烟流下洗的可能性较单烟道大。湿烟囱排放的低温烟气抬升小,垂直扩散速度低,涌现烟流下洗的可能性更大。
(2)烟羽的黑度测量问题。发电厂排放烟气的透明度重要受飞灰颗粒物、液滴和酸雾的影响,造成烟气不透明的重要物质是NO2。饱和热烟气离开烟囱后温度降落,形成水雾,这种含有较多水分和其他结晶物质的白色烟气会降低烟气的黑度,使测得的烟气黑度不能真实地反响污染情况。
(3)烟气携带冷凝物的问题。由于惯性力的作用,烟气携带的较大液滴撞击烟道和烟囱壁上,与原有的冷凝物联合,但有部分液滴被烟气带出,这些被重新带出的液滴直径通常在1000~5000μm,其带出量取决于烟囱壁面的特征和烟气流速。3.2采用湿烟囱排放对工艺装置的设计请求
采用湿烟囱排放对工艺装置的设计请求是:
(1)除雾器的设计。除雾器的设计和运行对于选择湿烟囱排放脱硫工艺来说很重要。以逆流喷淋吸收塔为例,上层喷淋母管与除雾器端面应有足够的距离;除雾器端面烟气的散布应尽量均匀;应选用临界速度高、透过的夹带物少、材料坚固、表面光滑的除雾器;除雾器要设置冲洗和压差监督装置。
(2)吸收塔出口烟道。在接触湿烟气的烟道壁、导流板、支撑加固件上会留有烟气携带的液体,因此烟道的设计应尽量减少水的沉积,应有利于冷凝液排往吸收塔或收集池,不容许烟道内有加固件;且膨胀节和挡板不能安排在低位,在低位点应设计有排水设施。
(3)烟囱内的烟道。烟囱结构设计的重要请求是能有效收集烟气带入的较大液滴,防止烟囱内壁上的液滴被烟气重新带出,减少烟气携带的液体。此外还应考虑排出所收集的液体。
4结论4.1湿法烟气脱硫后的烟气排放和腐化问题应予以足够的器重,脱硫后的烟气不强求要加热到某一温度才合适排放,采用湿烟囱排放也是一种较好的方法。
4.2发电厂是否选择湿烟囱排放烟气,要根据工程的具体情况,如工程所处的地理地位、机组容量、机组烟囱的设计等。除考虑经济因素外,还要综合考虑环保因素。大多数情况下,环保因素应优先于经济因素。
4.3发电厂如采用湿烟囱排放,在设计脱硫系统时就要考虑此点。同时湿烟囱的设计和安装要严格按照对湿烟囱的请求进行,对脱硫后的烟道也要做好防腐工作。

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