脱硫系统不设烟气再热器方案探讨

脱硫系统较多采用设置烟气再热器（GGH）方案。GGH可以降低吸收塔的入口烟温，提高烟囱出口烟温和烟气抬升高度，但也存在初投资大、运行维护费用高等问题。为此，从技术、经济及环保角度对脱硫系统GGH设置与否进行了比较，探讨了不设GGH方案的可行性，并给出了相关建议。     

拆除GGH对烟囱腐蚀及周围环境的影响分析

为解决发电厂湿法脱硫系统GGH堵塞严重的问题,针对直接拆除GGH的建议进行分析。拆除GGH后脱硫净烟气温度降低、湿度增大,同时烟囱内压力也增大,从而加剧了对烟囱内壁的腐蚀;拆除GGH还会降低烟气抬升高度,增大污染物最大落地浓度,但烟气排放的污染物浓度仍符合国家环保要求。因此,要拆除GGH,必须对烟囱内壁采取更严密的防腐措施,同时做好环境评估工作。     

湿烟气的抬升与凝结

通过数值求解湿烟气守恒方程组的方法，研究在不同环境和排放条件下脱硫湿烟气的抬升和凝结问题，发现当环境接近于饱和状态时，饱和湿烟气因水汽的凝结会使烟羽抬升比加热到100℃的干烟气还高。在通常情况下，湿烟气的凝结水主要产生在烟囱下风向100～300m以内，最大凝结水量发生于烟囱下风向的数米范围内，为1～10g／kg。环境温度升高时，凝结水量减少；烟气温度升高时，凝结水量增多。白烟长度从数十米至数百米，有时甚至达到1～2km，它取决于环境条件和排放条件。白烟长度对环境湿度的变化和烟气温度的变化比较敏感，环境湿度增大时，白烟长度增长；烟气排放温度升高时，白烟长度增长。此外，白烟长度还随环境风速的增大而增长，随环境温度的升高而缩短。     

湿法烟气脱硫装置采用湿烟囱排放的探讨

湿法烟气脱硫装置中 ,烟气换热器的作用是降低进入吸收塔的原烟气温度 ,满足脱硫工艺要求 ;还可减轻烟道和烟囱遭受低温湿烟气的腐蚀。湿法烟气脱硫装置中换热器的设置取决于烟囱出口排烟温度。湿法烟气脱硫装置采用湿烟囱排放可降低工程投资 ,降低电耗、水耗和年运行费。湿法烟气脱硫装置是否采用湿烟囱排放除考虑经济因素外 ,还应考虑烟流扩散、烟羽的黑度测量、烟气携带冷凝物等问题。采用湿烟囱排放对工艺装置的设计具有一定的要求。     

燃煤电厂排烟方式对比研究

比较计算燃煤电厂烟气的抬升高度和落地空气质量浓度,讨论通过常规的烟囱排放或通过冷却塔排放哪种方式更有利于空气环境质量的改善。计算方法采用德国标准规范的烟团抬升模式和污染物扩散模式。比较方案选择了冷却塔和烟囱各3种设计方案。计算结果表明,使用149.6m高的冷却塔排放烟气,其抬升高度明显高于其他方案,其一次性落地空气质量浓度明显小于其他方案;使用120m高的冷却塔和240m烟囱排放烟气,其抬升高度和一次性落地空气质量浓度结果相当;210m烟囱不加GGH方案的情况为最差。     

电厂湿烟羽消白烟气参数计算

采用湿法脱硫的电厂,脱硫系统出口烟气温度低且含水量大,未经处理直接排向大气会引起电厂周边环境污染问题。对烟气进行加热,或冷凝回收烟气中一部分水蒸汽是解决此问题的有效方法。给出了电厂湿烟羽"消白"过程中烟气参数计算方法,一台350 MW超临界压力发电机组的计算表明:水蒸汽凝结时释放的潜热是冷凝过程主要热量来源;冷凝烟气中水蒸汽的"消白"方案投资较大,运行成本较高;采用辅助加热器对烟气进一步升温,将烟囱入口烟气温度提高到75℃,是一种较好的烟气"消白"方法。     

GGH和“湿烟囱”在FGD系统中的应用比较

目前电厂烟气脱硫（FGD）系统对尾部净烟气的处理,一般采用的两种方法,即GGH（烟气再热器）对净烟气进行再热处理,和对流经脱硫吸收塔的净烟气进行直接排放的“湿烟囱”方法,通过比较笔者认为,利用GGH对净烟气进行再热处理应是FGD系统采用的基本方法。     

应用S/P模式评估自然通风冷却塔排放脱硫后烟气对大气环境的影响

应用德国烟气通过冷却塔排放的扩散模式——VDI 3784标准的S/P模式和烟气抬升后空气污染物扩散的计算模型VDI 3782、环境气象学大气扩散模式(颗粒物)VDI 3945,对自然通风冷却塔排放脱硫后烟气对大气环境影响的评估方式、基本参数、冷却塔烟羽的抬升、气象数据和计算进行了简要分析。分析表明,弱风条件下冷却塔排放比烟囱排放要好;大风条件下情况相反,但总的情况适合污染物排放。并以某电厂为例,计算了抬升高度和扩散后的落地质量浓度,同时和烟囱扩散效果进行了对比,表明这个模式是可行的,污染物的落地质量浓度小于环境质量空气标准的1%,在大多数气象条件下,烟塔的排放要优于烟囱排放。     

1000MW机组烟囱石膏雨的研究

为研究"石膏雨"产生的原因并消除该现象,针对某1 000 MW电厂的运行参数,计算了不同环境温度、不同机组负荷下烟囱内的冷凝液量,得出较高负荷和较低环境温度会使烟囱内生成更多的冷凝液量。计算了采用管式GGH装置的烟囱不发生白烟的烟气排放温度,分析得出白烟现象的发生温度受环境温度的影响很大,冬季要解决白烟问题除GGH装置外还需引入其他热源。     

大型火电机组湿烟囱排放的研究

阐述了火电厂湿法烟气脱硫装置中烟气加热器的运行特点,对脱硫装置采用湿烟囱排放的可行性和存在的问题进行了分析,对脱硫装置提出了改进措施.建议采用钛和钛铂合金复合板作烟囱内筒,可以降低烟气对烟囱的腐蚀,延长烟囱的使用寿命.     

采用混合式烟气再热技术治理火电厂“石膏雨”

在我国大型火电机组中,采用湿法烟气脱硫系统但未设置烟气再热器（GGH）的电厂经常在烟囱周围飘落大量的细小液滴（石膏雨）,严重影响电厂周围的环境与居民生活。石膏雨生成的主要原因是湿法脱硫系统排出的烟气温度低、湿度大,为此,确定采用锅炉系统热二次风加热脱硫净烟气的混合式烟气再热技术,对石膏雨问题进行治理。结合抚顺某热电厂的实际,介绍混合式烟气再热技术的原理、实施要点、系统主要设计参数;通过锅炉热效率、锅炉辅机功耗、机组供电煤耗等试验分析数据对混合式烟气再热系统进行技术经济分析;同时以300 MW机组为例,将混合式烟气再热技术与热媒式、回转式GGH进行经济性和安全性比较。实践结果表明,采用混合式烟气再热技术可完全消除石膏雨现象,与传统GGH相比,一次性投资少,年运行费用相对较低,且无腐蚀与堵塞问题,经济效益和社会效益显著。     

湿法脱硫系统中除雾器的升级改造实践

在分析比较各型除雾器布置方式优缺点的基础上,通过将湿法脱硫系统两级水平型除雾器改造升级为一级管式＋二级屋脊型除雾器,降低吸收塔出口烟气液滴携带量,从而改善GGH堵塞和设备腐蚀问题.吸收塔出口烟气液滴含量由改造前的55.9 mg/m3降低到改造后的38.2 mg/m3,取得了良好的改造效果和社会效益.     

排放湿烟气烟囱的钢内筒设计探讨

针对目前燃煤电厂采用湿式石灰石-石膏法脱硫工艺取消烟气加热装置的烟囱设计存在的问题,分析了排烟参数的变化对钢内筒防腐的影响。通过对某电厂三期工程的设计实践,对钢内筒设计有关问题进行探讨:排烟参数对钢内筒设计的影响十分复杂,烟囱设计中环保、土建、热机专业应密切协调配合,核算钢内筒的内直径、流速、沿程阻力,以满足烟囱全负压运行。建议了不同内衬应控制的烟气流速限值,保证排放湿烟气的烟囱安全可靠运行。     

采用外加剂提高混凝土的抗渗性和抗冻性

在水工结构和寒冷地区对混凝土的抗渗性、抗冻性的配合比设计提出了更高要求,不掺用外加剂很难满足抗渗性、抗冻性的要求,因此在混凝土的拌制过程中掺入外加剂,不但能提高混凝土的抗渗性、抗冻性,还能满足设计要求,并能取得良好的经济效益。     

火电厂湿法烟气脱硫效率的研究

针对某火电厂2×330MW机组湿法烟气脱硫系统,运用微元法对系统脱硫效率进行研究,建立了脱硫效率与原烟气量、原烟气二氧化硫含量、浆液pH值、液气比之间的仿真模型。对影响湿法烟气脱硫效率进行了定量分析,其结果对提高湿法烟气脱硫效率和降低运行费用具有指导意义。     

湿法脱硫无烟气旁路技术的应用

详细介绍了无烟气旁路、无GGH的湿法脱硫技术全国首批次在景德镇发电厂2×660 MW机组的应用,实际验证并肯定了该技术的工业使用价值,并从设计、安装、运行维护和管理等方面入手,详细阐述了保证系统安全运行的具体措施.     

热管烟气换热器在湿法脱硫工艺中的应用及比较

石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统中有几种换热器,热管烟气换热器具有传热效率高、流体阻力损失小、烟 气不泄漏、脱硫率高、没有附加动力消耗、运行及维护费用低等优点,该换热器更适合石灰石-石膏湿法烟气脱硫系 统。热管烟气换热器设计、制造时,应注意热管烟气换热器低于酸露点温度区的酸腐蚀;合理控制热管壁温;选择合适 的烟气流速;合理布置管排;采用合适的清灰方式和注意换热器中孔板的密封。     

对燃煤电厂烟气脱硫装置是否装烟气再热系统的分析

本文通过技术、经济、环保方面分析,在有环境容量地区的燃煤脱硫电厂具有不安装GGH的条件;如不安装GGH,脱硫后的烟气温度将低于酸露点温度,需对烟囱和烟道采取相应的防腐措施.综合考虑取消GGH与对烟囱和烟道采取防腐措施后,将节约电厂的投资和运行费.     

目前烟气脱硫工艺技术几个问题的探讨

阐述了烟气中SO2排放造成的严重形势,在采用钙基烟气湿法脱硫工艺技术治污的同时又产生新的污染,系统不设置热交换器(GGH)以及烟囱防腐等问题,并提出若干建议。