为了降低电厂对周围环境的污染, 减少二氧化硫的排放量, 国内电厂于20世纪80年代末逐步开始装设脱硫装置, 到了21世纪初, 随着国内经济力量的增强以及环保政策的修改, 国内设置脱硫装置的电厂越来越多。湿法脱硫后的烟气温度一般为50℃左右, 温度较低, 且基本处于饱和状态, 为了提高烟气的抬升高度, 一般在烟道系统设置GGH将烟温提升到80℃以上排放, 有利于减小地面污染浓度;另一方面也可避免湿烟的凝结降水。
1 国内外概况
从目前国内正在运行的湿法脱硫装置来看, 基本都安装了烟气再热系统。例如应用日本三菱技术的珞磺一期二期工程, 采用了水媒管式烟气再热器, 其中一期工程也是国内第一台投产的湿法烟气脱硫装置。后来相继投产的重庆电厂, 浙江半山电厂, 北京第一热电厂, 引进的是德国Steinmuller公司的技术, 均装设了烟气再热系统, 而且采用了技术比较先进的无热再生回转式烟气/烟气换热器 (GGH) , 石景山热电厂, 北京一热二期工程, 山东黄台火力发电厂, 江阴夏港电厂等脱硫工程也沿袭了德国的技术, 装设了GGH。浙江钱清电厂采用的是巴威技术, 也装设了G G H。
德国的脱硫装置采用烟囱排放烟气的都带有GGH, 主要原因是德国的排放标准规定:锅炉烟囱的烟气排放最低温度为72℃。吸收塔出口的净烟气如果不设再热系统就无法满足标准要求。但对于通过冷却塔排放烟气的电厂没有此项要求, 因此, 德国近年来出现了不少通过冷却塔排放烟气的电厂, 这类电厂均未设GGH。日本基本上与德国一致, 一般都设有GGH, 日本与德国的差别在于很少有电厂通过冷却塔排放烟气。美国情况比较复杂, 对内保护能源供应商比较厉害, 因此, 设GGH的少, 不设GGH的多。
2 技术经济对比
2.1 技术比较
根据我们对已经投运的几套脱硫装置 (均有GGH) 的运行情况来看, 设置GGH带来的负面影响还是比较多。主要反应的问题是G G H容易堵塞, 几个项目由于烟气中的粉尘较高造成G G H阻力偏大, 增压风机长期运行在最高扬程区域, 造成厂用电增加较多。
对于6 0 0 M W等级机组, 取消G G H的主要技术特点: (1) 系统阻力下降, 增压风机电耗降低, GGH自身电耗没有了。 (2) 由于进入吸收塔的烟气温度上升, 烟气携带水量增加, 导致水耗增加。 (3) 脱硫系统设备占地减小, 有利于脱硫系统设备布置的优化。 (4) GGH吹扫介质不再需要。 (5) 脱硫系统潜在故障点减少, 脱硫故障率大大降低, 系统可用率得到提高。 (6) 设备维护工作量将随着减小。
2.2 投资比较
脱硫部分投资对比: (2x600MW) (如表1) 。
2.3 运行费用比较
(1) 电耗对比: (2X600MW) (如表2) 。
(2) 运行水耗量对比: (2X600MW) 。
如果不装设G G H, 进入吸收塔的烟气温度比较高, 装设GGH, 进入吸收塔的烟气温度一般可降低至85℃～90℃左右, 这样, 前者的水蒸发量要比后者大。
有GGH的水耗量为65t/h (一台炉) 。
无GGH的水耗量为85t/h (一台炉) 。
3 烟囱湿烟气排放的环境评价
脱硫湿烟气直接排放可能会带来3个潜在的环境问题。
3.1 抬升高度及地面浓度污染
当环境湿度未饱和时, 湿烟羽的抬升高度最初比同温度干烟羽的抬升高度要高, 这主要是由于烟气中的水汽凝结释放出潜热, 使烟羽获得额外浮力所致。但是在达到最大抬升高度之后, 其抬升高度下降的速度比同温度的干烟羽要快。这主要是烟羽中液态水的再蒸发吸收潜热所致。
单位:k W.h
这主要是由于环境处于饱和状态时, 烟羽中凝结的液态水不会再次蒸发。可见, 从空气污染角度考虑, 在这种状况下, 不必对烟气进行再加热也不会造成地面污染浓度的增大。
3.2 白烟
湿烟羽因水汽凝结会呈白色或灰色, 这种可见烟羽的长度随环境条件和排放条件而变, 通常从几十米至数百米, 有时甚至达千米以上。白烟长度随环境风速的增大而增长, 随环境温度的升高而缩短;白烟长度对环境湿度的变化比较敏感, 当环境湿度增大时, 白烟长度增长且幅度较大;白烟长度对烟气排放温度的变化也相当敏感, 当烟气的排放温度升高时, 白烟长度增长, 且增长幅度很大;白烟长度对环境温度递减率的变化不敏感。
3.3 凝结水量
最大凝结水量大约发生于烟囱下风向数米范围内, 烟羽离开烟囱后的1s～4s内。最大凝结水量随环境条件和排放条件而变, 在1～10g/kg范围内。最大凝结水量不随环境风速而变;环境温度升高时, 最大凝结水量减少;环境相对湿度增大时最大凝结水量增大但幅度不大;最大凝结水量对烟气初始温度比较敏感, 烟气的初始温度升高时, 最大凝结水量明显增大;当环境温度梯度递减率增大时, 最大凝结水量增大, 但变化幅度很小。
4 结语
火电厂烟气脱硫后的烟气升温, 主要是在一定条件和程度上提高烟气抬升高度和有效源高, 进而在一定程度上改善烟气扩散条件, 而对污染物的排放浓度和排放量没有影响。不设置烟气再热系统在漏风、水耗、厂用电、烟道长度、布置、可靠性、维护方面优于设置再热系统, 但具体情况还要具体分析, 应首先必须得到当地环保部门的许可, 另外其一次性投资应根据市场情况具体分析。
摘要：火电厂烟气脱硫 (FGD) 大部分采用石灰石石膏湿法脱硫工艺。该工艺通常安装有烟气再热器 (GGH) , 为合理使用环保投资, 根据电厂的实际情况来决定是否需要安装GGH, 本文从技术、经济及环保角度对烟气脱硫系统配置过程中GGH设置与否进行了比较, 并提出了相关建议。
关键词：脱硫装置,烟气再热器,技术经济对比,污染物排放
参考文献
[1] 李守信, 纪立国.石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺原理[J].华北电力大学报, 2002, 29 (4) .
[2] 董勇, 宋德升, 马春元.湿法烟气脱硫工艺中烟气再热方式的选择环境污染治理技术与设备[J].2005, 6 (3) :75～78.