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荐读 | 关于烟气除湿

热力发电 2019-03-15 13:02:12

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好久不见
Hi


近几年,国内电站锅炉MGGH系统的改造工程很多。


相比GGH系统,MGGH是一个进步,但MGGH本身也存在许多问题。


那么,有没有更好的烟气除湿方案呢?


西安热工研究院有限公司研究员薛宁对此进行了深入的思考——



1
 燃煤电站锅炉排入大气的水量

近几年,国内电站锅炉MGGH系统的改造工程很多。该工程的技术原理是利用锅炉排烟余热(约120~160 ℃)加热循环水,循环水在锅炉排烟与脱硫塔出口净烟气之间形成闭式循环,升高温度的热水用来加热脱硫后含湿量较大的净烟气,使烟囱入口温度提高到75~85 ℃,远远高于烟气的水露点温度,从而使得烟囱出口的烟气远离饱和态,基本看不到白色水气(即“烟羽”)现象。

(配图来自网络)

MGGH,国内也称“水媒式烟气换热器”,相较于GGH(原烟气与净烟气换热器)有许多优点,如避免了净烟气二次污染,换热器腐蚀堵塞等问题,但MGGH也存在腐蚀问题,接近酸露点温度的换热管,仍存在腐蚀风险。GGH或MGGH,对于减轻烟囱腐蚀,提高烟气抬升高度,增大扩散范围,杜绝厂区的石膏雨问题,都有重要作用。

但是,采用加热烟气的办法,并没有减少烟气的携带水量,反而随着烟温提高,体积流量和烟速提高,烟气带水量会有所增加;携带水量的增加,意味着溶解在水中的石膏、各种酸性污染物也随着烟气和水汽扩散到大气中。

经过简单测算,锅炉机组排入大气中的水量是相当大的。如对300 MW机组,燃煤含水量4.5%~12.5%,单台机组每小时排入大气的水量约45~60 t。此水量主要由燃煤本身含水量、燃煤中氢元素燃烧生成的水量和空气中带入的水量(此部分较少,约占总水量的10%)3部分组成。这里没有计及因烟气流携带脱硫或湿除的喷淋水而进入大气的水量,这部分水量比前述的烟气基本携带水量还要大,烟气总的携带水量约占烟气体积流量的13%~16%。

水蒸气进入大气,本身并无直接危害,其不妥之处在于两点:一是携带溶解在水中的污染物进入大气,不利于工业减排和烟囱防腐;二是形成非自然的水循环,对城市“热岛”效应有助推效果。如果能对这部分水量假以利用,尤其对于干旱缺水地区,则将是两全其美的。

(配图来自网络)


2
 烟气除湿方案

目前,已有若干的烟气除湿方案和项目正在研究论证中,绝大多数都是利用换热器给烟气降温的原理。此外,笔者曾考虑过用冷却剂或吸收剂的办法,但是其费效比过大或循环方式总有无法解决的障碍。因此,目前的尝试仍停留在换热降温除湿的层面。

对于采用换热器降温手段减少烟气带水量,是可行性很高的一个方案,换热器采用氟塑料管材,对渗漏、爆管和腐蚀都没有很高要求,但是这种管管径小,管束密集,长期使用难免管束被石膏沾染包裹,很难清除。同时,采用换热器降温方案,对于冬春季节,循环水温较低是没有问题的,夏季水温高,换热器端差减小,换热效果大大降低,除湿作用大打折扣,则必须增大循环水量,系统能耗将很大;最为重要的是,因为存在换热端差,烟温就不可能降到很低,即换热器方案的效率较低;同时为提高换热效果,烟气必须保证一定流速,则烟气的携带水量不能忽略。对于经换热器降温后的烟气,烟温较低(低于40 ℃),烟气携带水量仍很高,仍应属湿烟气,对后面的烟囱采用干烟囱还是湿烟囱存在选择尴尬。

(配图来自网络)

对换热器方案的烟气除湿技术,如果在夏季也想获得好的脱水效果,必须对循环水进行降温,否则需要很大的循环水量。给循环水降温的方案有很多,如直接冷却(这肯定是不经济的),大气降温等,凝汽式电厂的循环水冷却塔就是给循环水降温的。冷却塔内形成空气与水的逆流传热降温,其逃逸到大气中的水量比从烟囱携带出去的水量要大得多,但此处是纯的水汽,并无污染物携带。其实还可以采用“大地降温”的方案,这在下一节进一步说明。中国由于东南沿海发电企业较多,有大量电厂采用海水脱硫技术,海水脱硫可以看作“利用大地降温循环水”的案例。

对于烟气除湿脱水,上面的技术难点其实并不复杂,真正难的在于“水的处理”。这个“处理”包含两层意思:一是烟气脱下来的水为弱酸性,不能直排,必须经中和后才能排走或再利用;二是水量长期累积起来的量是非常巨大的,电厂不能完全利用。若要完全脱水利用,则变成一个市政问题。


3
增湿脱水方案

有海水脱硫的电厂,烟囱里一般很少水汽排出。这是因为巨量的海水将烟温降得很低,当烟温降至水露点以下时,水汽大量凝结沉降,极少量被烟气流携带出烟囱。

所谓“增湿脱水方案”,就是模仿海水脱硫,利用大量的循环水冲洗(喷淋)脱硫塔(或湿式电除尘器)烟气,将烟温降得较低,低于烟气水露点;同时大量水喷淋导致烟气含湿量增加,则烟气水露点提高,从而水汽更易于凝结排出。方案的实施非常容易,可适当加高脱硫塔(湿式除尘器塔),增大喷淋量,提高上塔水泵的容量,同时增大浆液澄清池等后处理系统的容量。欲脱水,先增湿,看似不合常理,实则是欲擒故纵。靠烟气喷淋的方式,烟气与水传热又传质,换热效率比换热器方案高多了。

喷淋水温度越低,则降低烟温的效果越好,需要的喷淋水量越少。但除具备海水脱硫条件的电厂,内陆电厂用水均必须循环利用,这就导致循环水温度越来越高,最后降温效果下降,除湿也就不显著。因此,无论换热器方案还是直接喷淋方案,均需要对循环水进行冷却,这是无法躲避的热力学第二铁律!上文已提到,可以考虑“大地降温”的方案——这里可以脑洞一下,将电厂的循环水冷却塔改造为“护厂河”,有条件的电厂可以在附近开建“人工湖”。笔者曾经考察过山东某厂周边,完全具备修湖的条件。修湖或挖河后,可以考虑在水面建太阳能发电基地,一方面充分利用空间和太阳能资源,另一方面,可以有效防止循环水被晒的“过热”。

大地降温循环水,利用的是导热与自然对流传热的机理;而循环水冷却塔则是利用空气与水逆流传质、传热来降低水温,是强制对流换热机理,其效果,肯定是后者好一些。因此,利用大地降温,对于“护厂河”或“人工湖”的修建,也需要讲究一番,如定义“表面积/体积比S/V”指标等,其形状应该是尽量犬牙交错。因为土地的比热容大于空气的比热容,当夏季气温较高时,利用大地冷却循环水的效果应该不差于空气冷却,但两个方案很难拉到同一条水平线上,所以很难比较,这里不再赘述。

需要说明的一点是,用上述办法处理脱硫后湿烟气含水问题还可,但如果想代替机组循环水冷却塔,则因为循环水量过于巨大,上述的湖、河将大到电厂无法承受,因此不太现实。

还有很重要的一点,从烟气凝结排出来的水是酸性的,主要有SO32-、SO42-、Cl-、F-等,不能直排,必须处理。加碱中和之后的水,表观是中性的,但酸根离子仍在,这样的水渗入土壤或排入江河的后果怎样,已超出本人专业范围,又找不到相关的专家咨询,实难回答。但脱下来的水终究是要利用的,这又是无法回避的问题。设想那些水在没有除下来以前,携带着石膏液滴、少量的气体污染物排入大气中,也未形成立竿见影的危害,因此,如果认为中和处理之后的水排入江河,也应该是可以的。毕竟,海水脱硫废水直排入海,而此处是脱除95%左右硫元素且经中和处理后的“废水”。


4
 费效估算

对300 MW机组,燃煤含水量在4.5%~12.5%的湿烟气,其携带水量约145~160 t/h,按湿烟气温度45 ℃、用25 ℃的喷淋水降温至30 ℃(烟气水露点温度一般约36 ℃左右),则需要喷淋水量约为7 000~8 500 t/h。此处计算较为保守,循环水温略高、湿烟气降温幅度略大,实际上如果不追求完全除水,降温幅度还可低些,实际耗水量可减少。注意,此处的喷淋水量是在湿法脱硫之后需要追加的水量。

理想情况下,烟气中每小时可脱水约150 t,理论上几天之内即可积累到循环水自给自足的程度,后续的水需要湖、河蓄积,或排入已有江河。即本系统需要有一个“启动水量”。如果不追求完全脱水,循环水量可少些,每小时除水100 t还是很容易实现的。

烟气除湿脱水,使强腐蚀性有害气体及脱硫残余石膏浆液,全部随水排走,不再进入大气,可降低大气污染物排放;烟气含湿量低,烟囱可按干烟囱设计,防腐压力减轻;烟囱视觉污染基本消除,具有一定的社会效益。

增湿喷淋脱水方案,主要设备是循环泵,利用脱硫塔或湿除尘设备,还有一些循环水管道、阀门等,设备非常少。重点在于地冷系统的建设费用,系统越大投资越多。这些都是很容易估算的。而对于废液的处理费用,通过咨询化学专家,估列如下:

废水pH值按23范围,取平均值pH=2.5,根据pH =-[H+],则 [H+]=3.16×10-3mol/L

每小时排放水量100160 t/h(取平均值130 t/h),则相当于需要中和的[H+]: 130×103 L/h×3.16×10-3 mol/L=410.8 mol/h

酸碱中和1:1的摩尔比,则需要NaOH也为410.8 mol/h

因此,每小时需消耗氢氧化钠:410.8×40=16 432 g=16.4 kg

按固体碱氢氧化钠市场价3 5004 500/t(按均价4 000/t),

则酸碱中和每小时成本:16.4×10-3×4 000=65.6元。

       这 个 成 本 , 电 厂 应 该 是 可 以 承 受 的 。



5
 结  语

相比GGH系统,MGGH是一个进步,一定程度上避免了换热面堵塞与烟尘二次携带,但MGGH的腐蚀也是很严重的,其设计、安装、运行、维护、材料选择等各个方面均存在问题,多数时候还需要蒸汽辅热,其能耗远远高于GGH。因此,本人不看好MGGH,不建议电厂采用此方案。

MGGH之外,业内也在寻求各种烟气除湿方案,换热器是大家普遍推荐的方式。本人多方比较之后,仍认为“模拟海水脱硫”的增湿脱水方案是最佳的。困难在于脱下来的大量水如何处理。按一个2×300 MW容量的电厂,如果烟气完全脱水,每天(按24 h计)可排水约2 000~3 000 m3,其中只有很少一部分用于自给自足,内部循环,仍有约2 000多m3需要排走。这就需要废水的无害化处理和连通就近的江河。因此,多数时候是无法实现烟气完全脱水的。

这么大的水量,除了政府有手段解决,任何企业均无法单独处理。对于北方干旱缺水地区,如果建立一个启动水量,后续电厂用水即可自给自足,还可以供应其它工业用水。如工业园区,可考虑若干企业建立联合用水机制,修建人工湖和渠道,也可以考虑上文提到的太阳能发电选项。作者考察的山东某电厂,即适合此种操作模式。

当本文该收笔的时候,作者正在北方某工业园区,这里化工企业众多,烟囱林立,缕缕白烟直冲云霄,空气中到处弥漫着一股煤气的味道,让人不愿呼吸。北方许多工业园区基本就是这个情况,因此作者在此并不想轻松结尾。

近几年的火电厂环保改造,以中国超强的工业产能和工程能力,迅速席卷全国,先后完成了烟气脱硝、低氮燃烧、脱硫、除尘、烟气余热利用等工程,有的还完成了二次改造。这个过程太快了,以致于我们还没有完全消化其中的技术细节。但是,问题依然存在,雾霾依然严重,甚至连雾霾是什么,如何产生,至今仍无定论。排入大气的NOx、SOx少了,但带来了CO和NH3,日积月累的效果是什么,我们并不知道。

对于石灰石-石膏湿法脱硫工艺,SCR/SNCR烟气脱硝工艺,通过弱化燃烧达到分级低氮效果的燃烧技术等,目前为止是技术经济上最可行的方案,这个毋庸置疑。但这些技术本身并不是环保的,是否有更好的方案呢?

   
     这需要电力人共同努力!

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