取消GGH后湿法烟气脱硫系统设计方案探讨

1取消GGH后湿法烟气脱硫系统设计方案探讨李晓金1，甄志1(1.北京国电龙源环保工程有限公司，北京100052)摘要：对湿法烟气脱硫系统取消烟气换热器(GGH)后需注意的问题进行了深入的分析和探讨，主要包括脱硫增压风机压头的确定、吸收塔入口烟道的防腐措施、烟气事故喷淋装置的设置方案、烟囱冷凝水收集措施和计算以及“石膏雨”的预防等方面内容。结合工程实例，分析了脱硫增压风机的压头选取、定量地计算了烟气事故喷淋水量和烟囱冷凝水量等，从而为脱硫系统取消GGH后的设计、运行提供了理论依据。关键词：烟气换热器（GGH）；阻力；防腐；烟气事故喷淋水；烟囱冷凝水中图分类号：X51文献标志码：B文章编号：1004-9649(2010)01-0000-000引言当前火电厂湿法烟气脱硫(WFGD)工程建设不断加快,大型火电机组烟气脱硫以石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺为主,并已成为我国燃煤电厂烟气脱硫的首选工艺。针对烟气脱硫湿法工艺是否需要加装烟气换热器（GGH）的问题,已经进行了相当一段时间的大讨论，目前还没有定论。但是新建湿法烟气脱硫机组越来越多地采用了不装设GGH的方案[1]。本文对湿法脱硫系统在取消GGH后的设计、运行等方面做了如下几方面的探讨和分析。1脱硫增压风机压头的选取脱硫增压风机压头的选取，取决于脱硫系统的总阻力。设置GGH脱硫系统的总阻力和不设置GGH的总阻力有以下几个方面的差别：(1)吸收塔阻力。虽然没有GGH的烟气进入吸收塔的烟温比有GGH的烟温高，但是经过吸收塔循环浆液喷淋后,烟气温度将被降为对应压力下的饱和温度，所以进入吸收塔后烟气量没有太大变化，对同一个吸收塔来说有或没有GGH设备，阻力基本没有影响。(2)烟道阻力。在有GGH的情况下，GGH设备本体的阻力为900～1000Pa，烟道阻力根据工程的具体情况计算确定，一般在600Pa左右。对于无GGH的脱硫系统的烟道阻力可以直接扣除；同时对于一开始就不设置GGH的脱硫系统，在设计时原烟道和净烟道的长度可以大大降低，脱硫阻力可以相应的减小，一般为300Pa左右。(3)烟囱阻力。脱硫系统有GGH时，净烟气温度一般为80℃左右，无GGH时，净烟气温度为50℃左右。由于烟气排烟温度的差别，导致烟囱的自生通风能力不同。当夏季工况时,环境温度较高,烟囱在低温烟气下几乎没有自拔力,相对的烟囱的阻力就会很大,从而需要脱硫增压风机提供更大的压头。北方某电厂共建设三期，其中二期建设2台600MW亚临界直接空冷机组，烟气脱硫设置GGH2装置，2台锅炉合用一座高240m钢筋混凝土单筒烟囱；三期建设2台660MW超临界直接空冷机组，烟气脱硫系统未设置GGH装置，2台锅炉合用一座高240m钢筋混凝土单筒烟囱；对于烟囱自身阻力可以根据文献[2]进行详细计算，本文经过详细核算，烟囱的自身阻力设定为350Pa；对于烟囱的自身通风能力，可以参考公式lghyazsΔ-=)(rr[2]作定量计算。式中:ρa为全年最热月份地面环境空气温度下对应的大气密度,kg/m3；ρy排烟筒内烟气平均温度下的烟气密度,kg/m3；g当地地面重力加速度，一般取9.81m/s2；Δl为烟囱自生通风计算高度，m；hzs为烟囱自身通风能力，Pa。从上面公式中可以发现空气和烟气的密度差决定了烟气的自拔力，而空气的密度与环境压力、环境温度有很大的关系，对同一地区夏天温度高、密度小；冬天温度低，密度高；表1以该电厂为例，计算脱硫系统有GGH和无GGH时脱硫增压风机压头的选取。表1增压风机选型表Tab.1SelectionTableofBoosterFan脱硫机组性能规范BMCR工况阻力（Pa）二期三期项目二期三期吸收塔直径X高度17.5mX40.45m吸收塔直径X高度17.5mX36m吸收塔阻力10001000脱硫烟道长度约180m脱硫烟道长度约80m烟道阻力550+900300烟囱出口直径D=10m,烟囱入口烟道高度H=14.25m烟囱出口直径D=10m,烟囱入口烟道高度H=15.2m烟囱自生通风力①420（平均）260（夏天）180（平均）30（夏天）混凝土单筒烟囱，高度240m混凝土单筒烟囱，高度240m脱硫增压风机压头（BMCR工况）25401630注：①全年最热月的环境平均温度为38℃，全年环境平均温度20℃；2需要考虑的防腐问题2.1吸收塔入口烟道防腐电厂脱硫吸收塔入口烟温设计为不高于180℃，高于180℃时烟气需走旁路烟道。对于有GGH的系统，经过烟气换热后，吸收塔入口温度一般为90℃左右，但是对于无GGH系统，吸收塔入口烟道耐热温度就要达到180℃。吸收塔入口防腐既要满足耐高温的要求又要经受干湿界面对烟道的腐蚀要求，通常选择的吸收塔防腐介质为耐高温玻璃鳞片、耐酸胶泥或合金钢（C22或C276）。各种防腐材料对照如下表。表2防腐材料对照表Tab.2Anti-corrosionMaterialTables名称性能玻璃鳞片玻璃鳞片涂料具有耐蚀，抗渗透性好，涂膜收缩率低，热膨胀系数小，固化残余应力少，3耐磨损，施工简便，易于修补。耐酸胶泥耐酸耐热胶泥是以硅酸钾为粘结剂，高分子缩合磷酸盐为固化剂，硅铝酸盐为耐腐蚀填料组成的新型无机黏合剂。它与以硅酸纳为黏合剂，氟硅酸纳为固化剂的普通水玻璃胶泥相比，抗渗透性，耐热性，耐水性等方面显示出突出的优点。合金钢（C276）哈氏合金C-276的金相组织为奥氏体，属于镍基合金的一种。有很强的抗点蚀、应力腐蚀裂纹和耐酸的性能。哈氏合金C-276的密度为8.89g/cm3，熔化温度范围为1325～1370℃。从表2数据看无论选择何种材料防腐，都能满足工艺的要求。但是实际选择过程中要结合工程的造价和使用的效果做出最终的选择。耐酸胶泥作为一种防腐材质，由于价格相对较低在入口烟道上被广泛使用。实际的施工过程主要注意的是在耐酸胶泥的外表需增加一层耐酸钢丝防护网，防止耐酸胶泥脱落，并且在入口烟道的底部铺设耐酸瓷砖，这样即使耐酸胶泥有裂纹，也可以通过耐酸砖将其覆盖，而且可以形成迷宫效应，阻止酸液的渗漏；另外铺设耐酸砖也方便了入口石膏的清理。笔者通过对实际投运项目的跟踪，发现耐酸胶泥性能参数完全达标，业主普遍较为满意。2.2烟囱防腐从表1的计算可知，在夏季脱硫机组运行的情况下，有GGH的系统烟囱的自拔力和烟囱阻力基本可以抵消，无GGH的系统烟囱要产生很大的阻力，由此产生了两个问题：（1）在烟气温度低、密度大、湿度高的情况下，要自然形成负压烟囱非常困难，就是说这种状态下的烟囱一般是内部压力高于外部压力，有烟气自然向外渗透的倾向；（2）湿烟气中水蒸汽和三氧化硫的析出是不可避免的。传统的烟囱结构是筒装混凝土加耐酸砖内衬，烟囱内壁表面耐酸砖能够抵抗酸腐蚀，烟囱防腐材料开裂，酸性液体、烟气会从裂缝中不断向外渗透，破坏烟囱的结构，造成安全隐患。因此取消GGH后，烟囱可能正压运行，更要特别注意烟囱的防腐材料的选择。3烟气事故喷淋系统设置的必要性在FGD取消GGH后，由于吸收塔入口烟温的提高，为防止过高的烟温对于吸收塔产生破坏性影响，很多工程在吸收塔入口段设置烟气事故喷淋系统。烟气事故喷淋系统是指在喷淋层事故状态下将水喷入高温的吸收塔入口烟道，达到降低烟气温度，保护吸收塔防腐材质以及内部设备的目的。4图1吸收塔入口事故喷淋系统Fig.1AccidentSprinklerSystemofAbsorberentrance3.1烟气事故喷淋系统的设计烟气事故喷淋系统的具体设计方案为在高位布置一个事故喷淋水箱，在吸收塔的入口段加装雾化喷嘴，通过管道将水箱与喷嘴连接，使喷淋水自流到喷嘴雾化，然后进行烟气事故降温。这样该模型就可以简化为一个小孔出流模型和喷水雾化模型，通过热平衡方程可以计算出事故冲洗水量,通过小孔出流公式可以定量地计算事故喷淋水箱的尺寸：（1）事故喷淋水量的计算模型1111DtcqΔ=(1)2222DtcqΔ=(2)23RDqj=(3)321qqq+=(4)式中:1q为烟气放热量，kJ；1c为烟气比热容,kJ/kg·K;1tΔ为烟气温降，℃;1D为喷水降温时间内的烟气流量，kg；2q为液态水到饱和水的吸热量，kJ；2c为液态水的比热容,一般取值为4.2kJ/kg·K;2tΔ为水的温升,℃;2D为降温喷水流量，kg；R:水的气化潜热，一般取为2260kJ/kg·K；j为减温喷水利用系数（经验系数），一般取值为0.5；（2）小孔出流水箱计算模型：若水箱排出时不补充水，筒内液面不断下降，排水速率也不断减小，故为非恒定流，由伯努利方程可以得到下面平衡关系式：输入速率-输出速率=积累速率[3]5qddzAzzgA=--)(262.0020(5)∫∫--==2121)(262.020zzzzzzgAAdzdqq(6)式中：z为液面高度，m；θ为流动时间，s；A0为流出小孔面积,m2;z1为水箱高度，m；z2为水箱小孔出口高度，m；通过联立公式（6）和（4）就可以准确地计算出事故喷淋水箱的容积以及事故喷淋水箱的高度。表3是以某2台典型的300MW和600MW脱硫机组计算出来的事故减温水量。需要说明的是，本计算是基于理论计算值，减温喷水利用系数j取值为0.5。表3事故喷淋水量实例计算Tab.3Calculationofaccidentspraywater内容300MW600MW烟气温度/℃129127环境温度/℃2020喷水降温时间/s6060烟气流量/kg/min2412751339烟气比热/kJ/kg.K0.9220.796烟气温降/℃7977水的温升/℃8080烟气放热量/kJ17796073146670喷水减温量/kg127322503.2浆液循环泵电路系统的可靠设置烟气事故喷淋系统投入是在循环浆液喷淋系统断电、旁路挡板门开启或者停机之前这段时间内，所以只要循环浆液喷淋系统运转正常或者只有一层喷淋层正常工作，对吸收塔也不会产生影响。为此需要对循环泵进行可靠的电源保证，通常建议循环浆液泵(以设置三台为例)从主体A、B两段接取电源，并且其中一台循环泵从A、B两段同时接取电源，如图1所示。当一路电源断电时，可以切换到另一路电源，充分保证有一台循环浆液泵正常运转；另外当循环浆液泵A在检修时，同时B路电源断电时，循环浆液泵B可以切换到A路电源，来保证至少一台循环泵的正常工作。如图2所示：图2单台机组循环泵供电示意图Fig.2Supplypowerforcirculationpumpofsingleunitdiagram6基于上述系统原理分析及循环浆液泵电路系统的改进，对于无GGH的脱硫系统可靠性运行将更有保证。4烟囱冷凝水系统收集的必要性及定量计算由于FGD取消GGH后，脱硫后净烟气温度一般为45～50℃，经过净烟道、烟囱后会产生大量的冷凝水，为此要求在烟道、烟囱的设计上要充分的考虑冷凝水收集的措施并对冷凝水作定量计算。（1）烟囱冷凝水定量计算饱和烟气的凝结水量根据热平衡方法进行计算。烟囱的散热量等于烟囱内饱和烟气中水蒸气凝结的放热量。由于烟气中水蒸气的凝结,水蒸气量减少,烟气的水蒸气饱和温度降低。烟囱内饱和烟气的凝结水量Q的计算如下:RqQ=（7）tcVqΔ=（8）WthDt1035.0ΔΔ=Δ（9）［4］式中：R为水蒸气的汽化潜热，kJ/kg；q为烟囱的散热量kJ/h；c为烟气比热容，kJ/(kg﹒K)，Δt为烟气在烟囱中的温降，℃；Δh为烟气出入口高差,m;W为烟囱对应的机组总容量,MW;D为烟囱出口内径,m;Δt1为烟气与环境空气的温差,℃。表4以某4台实际脱硫工程300MW和660MW机组对烟囱凝结水量分别作定量计算。假设环境气温为20℃,脱硫后烟气的温度为50℃。取烟气比热容c=1.12kJ/(kg·K),水蒸气的汽化潜热R=2261kJ/kg,烟囱入口高差220m。表4烟囱内烟气的凝结水量Tab.4Thecondensationwaterofflueinsidethechimney项目机组2X300MW2X660MW锅炉蒸发量（t/h）2X10252X2000烟气量（m3/h）2X13293192X33220237烟囱出