为什么GGH只适用于燃低硫脱硫工艺而不适应燃高硫脱硫工艺呢?我们可以从表2中相关数据得出结论。
表2不同机组负荷与泄漏率条件下的净烟气二氧化硫含量对比表
由上表中相关数据可看出:一是实际运行中,GGH存在着一定的泄漏量;二是相同的硫份,负荷升高时,因烟气流量增加,泄漏量将大幅增加(实际运行中超过400MW时,净烟气SO2可能超过200mg/Nm3环保超排红线限定值,在该硫份条件下,机组无法带至额定出力600MW。);三是如中硫煤在硫份2.0%以下时,即使GGH泄漏量超2.0%仍不会超排;四是如低硫煤在硫份1.0%以下时,即使GGH泄漏量超6.0%仍不会超排。
因此GGH的最初设计无论是在国外或国内,都是没有任何问题的。为什么GGH运行中在低硫火电厂没有本文中所列的诸多问题,原因也在于此。在发达国家高硫煤是不会大量用于发电的,所以国外再先进的工艺技术,如果偏离了国内的燃煤客观实际,那么将不但发挥不了应有的功能,反而将给电厂安全、环保、经济运行带来诸多问题。
2取消GGH改(或设置)双除雾器设计思路
为了进一步降低单纯取消GGH后烟囱形成的白雾与“石膏雨”,更好的修废利旧。使原脱硫系统中的GGH装置、增压风机继续发挥其它作用,降低现除雾器运行中污堵现象,彻底解决GGH泄漏问题。提出了将GGH改为双除雾装置的设计。该设计的最大优点是:降低原来除雾器污堵,脱硫旁路取消后仍可随时进行改造后的除雾器堵塞的物理隔离清理,避免机组非停,提高脱硫效率。降低运行与检修成本,工艺流程图见图2。
1-除雾器本体,2-进烟气联通烟道,3-出烟气联通烟道,4-检修隔离挡板门。
图2双除雾器工艺流程图
(新设置双除雾器同理):
一是取消GGH整套装置,将现GGH内换热元件取出;保留GGH原通道并进行彻底物理隔离防腐,分隔成两个净烟气通道(根据硫份可适当加高),并在内填充除雾装置。因其空间大且从原来的单烟通道扩容了一倍,烟气流过该部位时可有效缓冲烟气流速,大大提高除雾效果。在堵塞时可物理隔离清理,除雾器密度可较一、二级加密。同时分别加设检修人孔与冲洗等设施。
二是将原来的原烟气通道改为净烟气通道,与现系统净烟气流向一致,并在两进、出烟道上各加设四道烟风挡板门(检修隔离门)。
三是喷淋塔防腐应满足进烟气温度180℃左右的工艺要求。部分膨胀节需选用耐温材质。
四是净烟道、烟囱应改造成满足取消GGH湿烟气的防腐工艺,一般采可用宾高德内衬系统和方案或复合纤维涂层(国内已有多家成功改造案例),也可参考价格相对昂贵的镍基C276、1.4529合金钢材质。
五是改造后视运行效果,可考虑取消一、二级除雾器或减小其疏密度,从而延长一、二级除雾器检修周期内的污堵程度。
3改造可行性与经济效益分析
研究结果显示:取消GGH(或设置)双除雾器能较好的降低电厂脱硫综合成本。单纯取消GGH改造,很多电厂如华能玉环、珞华等电厂已有成功案例(但存在石膏雨现象);烟道、烟囱防腐技术成熟;改造成本与GGH所增加的维护成本基本可抵消。
增加可适时物理隔离检修的双除雾器改造后,不但泄漏率将变为零,脱硫系统脱硫效率可提高2.5-3.0%,预测停运一至二台浆液循环泵同样可以满足脱硫系统二氧化硫达标排放。如按四台600MW机组设计利用小时数5500小时,每台机组降低厂用电率约0.3%计算,四台机组年可节约电费900多万元。同时喷淋塔浆液运行PH值可大大提高,脱硫效率将明显提高,从而每年可节省的石灰石费用约300多万元。
另据对某电厂调研资料表明:因GGH各类故障给电厂增加的年运行正常维护费用高达150-200万元/600MW机组。GGH正常使用寿命三年(因吹损与腐蚀原因一般电厂很难达到),600MW单机更换一次约400多万元,专业冲洗一次约7.5万元,时间至少三天,折合电量约3700万千瓦时;启停机一次约消耗燃油200-300吨零号柴油。
因堵塞未停运时,增压风机压力升高到800-1000Pa时,单台增压风机电流将上升100A左右,按保守年运行堵塞1000小时计,可节约电量120万千瓦时,四台机组约年节约500-600万元。取消了低泄漏密封系统,减少了维护量,同时停用了低泄漏风机、GGH减速转机等,年节电同样可观。
GGH取消后因通道压力下降,且因脱硝改造中很多电厂已将增压风机改造为变频模式,取消GGH(或设置)后不需再进行单独改造,增压风机电耗将进一步明显下降。烟囱防腐改造与GGH配置除雾装置两台机组费用约4000多万元,三至四年即可回收全部投资成本。同时换来的将是设备的长期安全、经济、可靠运行与人力财力的巨大节约。
本文中提出的取消GGH改(或设置)双除雾器工艺,能彻底根治GGH泄漏、消除GGH堵塞(堵塞后可及时隔离进行清理);大大降低脱硫电耗;因运行浆液PH值得到提高,烟气中SO2吸除率将提高,整体脱硫效率将得到显著提高;由原GGH改造后的除雾器可有效提升除雾效果,优化了只取消GGH而引发的排烟石膏雨问题;
运行中发生污堵时,可随时进行物理隔离能得到及时的、彻底检修与清理,不会造成机组非停;因及时消除了堵塞,增压风机电耗不会增加。同时大大降低了辅助如制浆、脱水系统的负担,可有效避免因脱硫效率低制浆、脱水不堪重负而引起烟气SO2超排与为满足排放指标不得不限负荷等一系列问题。使环保达标排放、设备安全经济运行、维护减量形成良性循环。
4该技术优点
零泄漏,降低脱硫成本;脱硫旁路取消后仍可随时进行改造后的除雾器堵塞的物理隔离清理,避免机组非停;因扩容式除雾,将大大减少烟气携水,节水并减轻雾霾。真正截留雾霾污染因子于污染源处(湿份和二氧化硫最大限度双截留)。因最终排烟湿分进一步降低,无须过分考虑排烟抬烟高度。
5结论
总之,取消GGH改(或设置)双除雾器的设计是值得脱硫工艺界考虑与实施应用的。在严厉的新排放标准和《控制污染物排放许可制实施方案》执行的倒逼下,将成为燃煤电厂脱硫工艺的必然选择。将脱硫系统运行因GGH的不可靠性的不可控转变成可控、可调状态,规避了环保超排考核与因GGH缺陷而引发的机组非停、降出力等各种风险。该技术还对行业节水、大气减轻雾霾将发挥积极作用。
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作者简介:马祝平,男,回族,高级工程师。曾在火电厂从事化学环保技术管理工作20年,现在云南电力技术有限责任公司/云南电力试验研究院从事化学环保方面研究工作。是国内600MW机组“炉水氢氧化钠处理”工艺技术成功应用与大力推广第一人,该工艺在国内的引入彻底解决了汽轮机快速积盐问题,为行业因积盐导致汽轮机效率降低,节约近20多亿元人民币;个人已授权四项发明专利;在电力核心期刊《电力科学与工程》《电力科技通讯》,行业性会议论文集发表多篇学术论文;被聘为工信部中国信息化推进联盟电力专业委员会专家、电力行业化学专业技术委员会专家;国家水处理高级考评员。
单位地址:云南省昆明市经开区云大西路中段云电科技园;邮编:650217。
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