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燃煤電廠脫硫裝置中無煙氣換熱器的優越性分析
來源: | 作者:prob28086 | 發布時間: 2017-11-03 | 906 次瀏覽 | 分享到:

北極星環保網訊:煙氣脫硫、脫硝是除去或減少電廠燃煤過程中產生的SO2和NOx,如何經濟有效地控制燃煤中SO2和NOx的排放量是我國節能減排中迫切需要解決的問題。對燃煤電廠鈣法脫硫裝置是否設置煙氣換熱器(GGH)進行對比分析,提出燃煤電廠不設GGH裝置的可行性。

煙氣脫硫

[關鍵詞]燃煤電廠;脫硫裝置;GGH

前言近年來,按照國家節能減排的整體部署和國家環保政策的要求,火電廠普遍建設了脫硫設施,火電廠煙氣在經過脫硫設施處理后,污染物排放水平大幅度降低,促進了環境空氣質量改善。目前國內脫硫較為普遍采用了濕法噴淋塔工藝,其中比較成熟的是石灰石-石膏法,該工藝是利用了氣態SO2較容易溶于水的特點,采用液態的漿液進行噴淋和洗滌等,將煙氣中不足1%的SO2等酸性氣體脫除,在漿液池中通過氧化生成硫酸鹽類物質。

1.濕法—鈣法脫硫排放濕煙氣的主要特點

1.1濕法—鈣法煙氣脫硫工藝原理

石灰石粉加水制成質量濃度約為30%的漿液,泵入吸收塔與煙氣充分接觸混合,在吸收區氣態SO2溶解為液態SO2并轉化為亞硫酸根,漿液中亞硫酸根與漿液中的碳酸鈣生成亞硫酸鈣,在塔下部漿池鼓入的氧化空氣進行反應生成硫酸鈣,硫酸鈣達到一定飽和度后,結晶形成二水石膏。從吸收塔排出的石膏漿液經濃縮、脫水至石膏庫堆放。脫硫后的煙氣依次經過除霧器除去霧滴。

1.2凈煙氣中化學介質及其腐蝕性

經脫硫處理的凈煙氣為低溫濕煙氣,煙氣中含有大量的水蒸氣(未設煙氣換熱器時水蒸氣體積達15%左右)及少量的液滴(一般為75-99)。主要腐蝕性介質為水蒸氣SO2、SO3等。低溫下水蒸氣會結露成液滴,與煙氣中的SO2、SO3化合,形成腐蝕性很強的硫酸液膜,將對煙道及煙囪筒體產生強烈腐蝕,因此必須對煙道及煙囪進行嚴格的防腐措施。

測試表明,經過FGD(煙氣脫硫)后的煙氣酸露點在90-125℃范圍內,而加設GGH后的溫度約85℃,因此在FGD下游設備表面上,仍會產生新的酸凝結液。所以,無論是否安裝GGH裝置,煙氣濕法脫硫工藝的煙囪都必須采取防腐措施。

1.3GGH的作用

設置GGH有2個作用:其一是降低進入吸收塔的原煙氣溫度,滿足脫硫工藝的要求。為防止高溫煙氣對吸收塔內部防腐層的破壞,進入吸收塔的煙氣溫度一般不會超過165℃,安裝煙氣換熱器后可利用吸收塔出口的低溫凈煙氣冷卻高溫煙氣,使進入吸收塔的煙氣溫度控制在100℃以下。其二是利用原煙氣的熱量加熱凈煙氣,提高排煙溫度可以減輕煙道和煙囪遭受低溫濕煙氣的腐蝕,同時使煙囪出口的煙氣抬升高度增高,從而改善電廠周圍的環境空氣質量。

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