不设GGH可行性研究报告.docx

西柏坡发电厂一期烟气脱硫工程不设烟气-烟气加热器（GGH）可 行 性 研 究河北三融电力环保工程有限公司2005年4月内 容 摘 要本文对西柏坡电厂一期烟气脱硫工程设置GGH与否两个方案，从脱硫岛区域布置的差异、脱硫后的净烟气的腐蚀性及腐蚀级别、烟气的露点温度及脱硫后净烟气露点温度预测、技术方案比较和基本建设投资等方面进行了比较详细地阐述，经计算分析，设置GGH方案脱硫后净烟气露点温度为111.7，不设GGH方案脱硫后净烟气露点温度为114.7。所以，无论设置GGH与否，其净烟气温度均在露点温度以下，都将对现有钢筋混凝土烟囱产生较强的腐蚀，现有钢筋混凝土烟囱都需要进行防腐处理，才能确保发电机组安全、正常运行。本文还对脱硫系统不设GGH方案所引起的永久性钢烟囱、吸收塔结构、增压风机等设施的变化进行了比较详细分析阐述，提供了德国比晓夫永久性钢烟囱设计方案，该设计方案能保证烟囱的稳定性。本文通过对各因素的比较对比认为，西柏坡电厂一期2x300MW机组脱硫工程脱硫系统无论设置GGH与否，现有钢筋混凝土烟囱都需要进行防腐处理；不设GGH方案在技术上是可行的；钢筋混凝土烟囱防腐处理保证寿命比较长；永久性钢烟囱直接坐落在吸收塔上，稳定性适应区域气象条件；脱硫岛区域布置优于设GGH方案；电厂运营费用低于设GGH方案；环境效益与设GGH方案基本相当；工程投资在原无GGH投标方案基础上进增加1075万元，总造价变化为10270.85万元，低于设GGH方案。建议业主采用不设GGH方案。目 录1 概述22 环境保护23 脱硫岛布置差异34 对烟道的腐蚀65 对烟囱的腐蚀75.1 烟气露点温度75.2脱硫后的烟气腐蚀程度85.3 烟囱的防腐86 主要设备的变化96.1增压风机的变化96.2 临时烟囱的变化106.3 烟气系统附件的变化106.4 吸收塔及基础的变化106.5 净烟道防腐材质变化106.6 电气及控制方面的变化106.7运行费用比较117设置GGH与不设GGH技术方案比较118 永久性钢烟囱烟囱118.1钢烟囱的参数确定118.2采用钢烟囱对环境的影响128.3 钢烟囱设计方案129 脱硫工程投资比较1310 结论14西柏坡发电厂一期烟气脱硫工程不设烟气-烟气加热器（GGH）可行性研究1 概述西柏坡电厂一期工程2300MW亚临界机组于1993年12月1号机组投产，2号机组1994年投产，安装2台最大连续蒸发量1025t/h（MCR工况）亚临界自然循环中间再热汽包锅炉，分别配动叶可调和静叶可调引风机各2台，锅炉空气预热器出口烟气温度为145（MCR工况），经实际检测，引风机入口处烟气温度为141。2台锅炉共用一座高210米、出口直径7米钢筋混凝土单筒烟囱。西柏坡电厂一期工程2300MW亚临界机组烟气脱硫工程采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺，一炉一塔脱硫装置。由于原烟囱的设计烟温约141，内表面仅设有保温层，本报告将针对采用湿法脱硫后，从环境保护、脱硫岛布置、烟囱腐蚀、主要设备的变化、永久烟囱、工程投资等方面对是否设GGH进行分析比较并形成结论。2 环境保护西柏坡电厂一期工程烟气脱硫不设烟气加热系统（GGH）方案已经河北省环保局论证批复，同意西柏坡电厂一期2x300MW机组烟气脱硫工程不设GGH。在环境湿度处于未饱和状态下时，一期工程脱硫装置设置GGH和不设置GGH两种情况下，一期工程1#和2#炉共用的烟囱烟气抬升高度计算比较如下表所示。烟气抬升高度的比较表一期工程一号烟囱符号单位设GGH不设GGH烟囱高度Hsm210出口内径Dm7.0烟囱入口烟温Ts80.0050.34环境温度Ta12.9012.90SO2排放浓度Cmg/Nm3226.77226.77计算抬升高度Hm524.78274.43抬升高度524.78 m需增加风压经计算分析，环保结论如下：环境湿度不饱和时，不上GGH时，烟气抬升高度从524.78米降至274.43米，不利于烟气扩散。但是，提升增压风机风压320烟气抬升高度均为524.78米。在饱和状态下，烟气抬升高度差别不大。一期工程脱硫上GGH和不上GGH，全厂SO2排放量均可达标排放。增压风机风压提升320不上GGH和上GGH最大落地浓度点到烟囱距离相当。不上GGH，会形成白烟现象。1#和3#烟囱排放的湿烟气与全厂冷却塔水蒸汽相比，对于电厂周围局部小环境的影响所占比例很小。总之，在采取有效措施时，上GGH和不上GGH环境效益相当。3 脱硫岛布置差异由于本工程属老机组的脱硫改造，可利用的空间极为有限，因此，是否设置GGH对本脱硫工程的布置有很大的影响，两方案脱硫岛区域布置详见布置图：不设GGH的布置图设GGH的布置图通过上述平面布置图可看出两方案的差异：1）设置GGH与否，都需要拆迁现有的灰管线。不设GGH方案的拆迁对电厂的生产干扰小；2）设备检修方面，设置GGH方案，脱硫场地设备布置拥挤，增压风机、GGH检修无通道，难以实现设备的检修。而不设GGH方案，由于无GGH，脱硫区域整体布局合理，设备检修通道顺畅；3）设置GGH方案，脱硫塔的位置已紧贴路边，与道路的安全距离无法满足总平面布置规定的要求，同时造成区域极为不美观，而不设GGH方案，设置了二个浆液循环泵房，泵房距路边距离约3米，整体布局符合总平面布置规定的要求，使得该区域较为美观；4）从消防角度看，设置GGH方案，由于布置紧张，消防通道欠通畅.4 对烟道的腐蚀通常进行湿法脱硫处理后的烟气，水份含量高，湿度大，温度低，易于出现烟气结露现象。烟气中的水气结露后形成的具腐蚀性水液较大，主要依附于烟囱内侧壁流下来至专设的排液口排到脱硫系统的废液池中。而脱硫处理后的烟气中还含有氟化氢和氯化物等强腐蚀性物质，形成腐蚀强度高、渗透性较强、且较难防范的低温高湿稀酸型腐蚀状况。湿法脱硫工艺对烟气中的SO2脱除效率很高，但对造成烟气腐蚀主要成分的SO3脱除效率不高，约20%左右。因此，烟气脱硫后，对烟囱的腐蚀隐患并未消除，相反，脱硫后的烟气环境（低温、高湿等）可能使腐蚀状况进一步加剧。在有GGH的系统中，原烟气中的部分热量被用来加热脱硫后净烟气，烟气出吸收塔的温度一般在50C左右，通过再热系统后烟气一般可加热至80C左右。加设烟气加热系统（GGH）可以提高脱硫处理后排放的烟气温度（约80），以减缓烟气冷凝结露产生的腐蚀性水液液体。从理论上讲，采用烟气加热器（GGH）能有利于减缓烟气的腐蚀（即提高烟气温度，减少结露），但烟气湿度、水分这些诱发腐蚀的因素依然存在，况且GGH的运行能否满足运行温度值的要求，尤其是在发电机组低负荷运行、机组开启和关停期间及其它不利工况时能否满足运行温度值的要求值得关注和重视，因此，即使设GGH，烟道内部的结露现象依然存在。 因此，不管是否设GGH,吸收塔出口至FGD出口挡板门的整个净烟气烟道内通过的烟气为饱和湿烟气，具有很强腐蚀性。由于烟气处于饱和状态,对防腐材料的耐酸性、耐湿性和粘结性都将有更高的要求。不设GGH时，由于烟气没有再热过程，因此,减少了酸性冷凝液因蒸发而浓缩的可能，严重点腐蚀的情况也将相应减少。5 对烟囱的腐蚀5.1 烟气露点温度FGD装置前后烟气露点温度计算非常复杂，国内外有各种计算公式，得出的酸露点温度结果有较大差别，西北电力设计院张建中在2003年第4期热机技术中发表的对烟气SOX排量计算、脱硫前后烟气露点温度预测及烟气腐蚀性评定中若干问题的讨论一文中，总结了多种酸露点预测方法，针对我厂所用神府煤，计算出脱硫前后烟气酸露点如下表。西柏坡电厂一期工程设计煤种烟气酸露点计算表烟气成分计算项目设计煤种可燃硫*Sc.ar %2.05SO3转化率K SO3 %烟气成分SO2%0.145SO3%0.001613H2O%5.51符号公式脱硫前酸露点（）1tDP= tDP.O+SZS1/3/1.05ahAzs109.72tDP=186+26lgSO3+20lgH2O128.23tDP=+20 lgSO3128.1脱硫前后烟气露点温度变化：SO3脱除率SO330%露点温度变化tDP无GGH5.0有GGH2.0由以上数据可以看出：有GGH和无GGH时，从FGD进入烟囱的烟气温度分别在80C和50C，均低于酸露点温度，SO3将全溶于水中，烟气会在尾部烟道和烟囱内壁结露，尽管烟气中等酸性SO2气体减少，但烟气的腐蚀性并未比脱硫前减少，加上烟囱正压区的增大，烟囱会出现腐蚀。综上所述，脱硫系统设置GGH与否，净烟气温度都低于露点温度，烟囱都会出现腐蚀现象，烟囱和尾部烟道都应进行防腐处理。5.2脱硫后的烟气腐蚀程度脱硫后的烟气对烟囱腐蚀程度由烟气腐蚀性指数Kc表示。Kc=100Sar/AarRXORXO=CaOMgONa2OK2O式中：RXO煤灰分中碱性氧化物总含量的百分比Sar、Aar煤中收到基硫和灰分含量的重量百分比 当Kc=1.52.0时，为强腐蚀烟气,Kc=1.01.5 时，为中腐蚀烟气经计算，Kc=1.352，根据腐蚀性烟气分级标准，本工程脱硫后的烟气为中腐蚀性烟气。但是，脱硫后的烟气温度低于烟气露点温度，烟气对烟囱的腐蚀性等机将更加增强。5.3 烟囱的防腐由以上计算分析可知，脱硫系统设GGH进入烟囱的净烟气温度为80，同样低于烟气露点温度111.7，其腐蚀性级别与不设GGH的净烟气同属中腐蚀性烟气，对烟囱具有较强的的腐蚀性。不管脱硫系统是否设GGH，排入烟囱的烟气虽然SO2浓度不高，但吸收塔对SO3的脱除效率大约仅为20，此时，烟囱内烟气的温度仍处在烟气露点以下，会对烟囱内壁产生腐蚀作用，并且腐蚀速率随硫酸浓度和烟囱壁温的变化而变化，烟气对烟囱的腐蚀程度与烟囱壁温有关。A.当烟囱壁温达到酸露点时，硫酸开始在烟囱内壁凝结，产生腐蚀，但此时凝结酸量尚少，浓度也高，故腐蚀速度较低；B.烟囱壁温继续降低，凝结酸液量进一步增多，浓度却降低，进入稀硫酸的强腐蚀区。腐蚀速率达到最大；C.烟囱壁温进一步降低，凝结水量增加，硫酸浓度降到弱腐蚀区，同时，腐蚀速度随壁温降低而减小；D.烟囱壁温达到水露点时，壁温凝结膜与烟气中SO2结合成H2SO3溶液，烟气中残存的HCl/HF也会溶于水膜中，对金属和非金属均也会产生强烈腐蚀，故随着壁温降低腐蚀重新加剧。E. 设置GGH与否，都存在烟囱内壁结露现象。原因是诱发烟囱腐蚀的烟气湿度、水分等因素都依然存在，尤其是在发电机组低负荷运行及其它不利工况时更为明显。通过对北京大唐和国华定州电厂的调研也证明了设置GGH与否都存在烟囱内壁结露现象。西柏坡电厂一期工程2300MW亚临界机组锅炉空气预热器出口烟气温度为145（MCR工况），原钢筋混凝土烟囱的设计烟温为141，烟囱内表面仅设有保温层，没有防腐层。当采用湿法脱硫后，无论是否设GGH，烟囱内烟气的温度都处在烟气露点以下，会对烟囱内壁产生腐蚀作用，都需要对老烟囱进行防腐处理，才能确保现有钢筋混凝土烟囱安全运行。6 主要设备的变化6.1增压风机的变化由在环境湿度未饱和状态下环保计算结果可知，脱硫装置不上GGH时，烟囱出口烟气流速低于上GGH，由于烟温较低，烟气所携带的热释放率低，造成烟气抬升高度大大降低。在环境湿度处于饱和状态下时，未加热的湿烟气抬升高度与加热的干烟气抬升高度差别不大。环境处于饱和状态时，未加热的湿烟气中的水汽凝结释放出潜热，使烟气获得了额外浮力，且凝结的液态水不会再次蒸发，使得未加热烟气的抬升高度不会降低。不加热的湿烟气的抬升高度对环境湿度的变化比较敏感，环境湿度增大时，烟气最大抬升高度增大。烟气排放温度升高时，烟气最大抬升高度增大。GGH使6.2 临时烟囱的变化无论是否设GGH都存在对老烟囱的腐蚀问题，为保证机组的安全运行，都需要对老烟囱进行防腐处理。为了减少烟囱防腐施工对电厂发电量的影响，一期工程其中一台机组大修时进行烟囱防腐处理，此时另一台机组正常运行。所以，投标时#2吸收塔设置了临时烟囱，以满足烟囱防腐处理的需要。为了使烟囱防腐捡查和再处理时不影响机组的正常运行，需将临时烟囱改为永久性烟囱，并且将1个钢烟囱改为2个。6.3 烟气系统附件的变化 由于钢烟囱数量的增加及由临时烟囱改为永久性烟囱，相应增加2个净烟气挡板门及2个钢烟囱的防腐处理。6.4 吸收塔及基础的变化 永久性钢烟囱坐在吸收塔顶部，必然永久性增加吸收塔荷载。经初步计算，永久性钢烟囱施加在吸收塔顶部的水平力为119kN、弯距约为1960kN.m。永久性钢烟囱使吸收塔筒体壁厚增加，加工制作工程量增加。同时加大了吸收塔基础。6.5 净烟道防腐材质变化 不设GGH净烟气温度为50，对净烟道防腐材料要求更高。6.6 电气及控制方面的变化 不设GGH方案相对于设GGH方案，取消了GGH控制手段，但增加了烟气附件的控制，总体来讲，脱硫控制工作量变化不大。 电气专业减少了GGH电负荷，但增加了增压风机电负荷，总体来讲，电气专业稍有变化，但变化不大。电气间及控制室建筑与循环泵房为一体建筑，该建筑不作改变。6.7运行费用比较不设GGH减少的各项成本费用合计如下表序号成本名称单位消耗量价格年费用增加（万元）增加单位成本脱硫量(元/t)1电力消耗费用kW15120.24元118.442.552大修理费%2.251900万元42.759.213折旧费用%6.3331900万元 120.2725.904成本合计281.4637.667设置GGH与不设GGH技术方案比较综上所述，设置GGH与不设GGH技术方案比较汇总于下表。设置GGH与不设GGH技术方案比较项 目设置GGH方案不设GGH方案厂用电率比不设GGH方案增加厂用电。低水 耗 量低增加烟气减温用工艺水 烟气泄漏率1%无泄漏布 置布置较复杂布置简单烟道长度比不设GGH钢材重约35%。短工作环境及耐腐蚀能力净烟温低于烟气露点温度，存在腐蚀。净烟温低于烟气露点温度，存在腐蚀。现有钢筋混凝土烟囱需要防腐处理需要防腐处理可靠性故障点增加，可靠性差好维 护机械设备较多，维护工作量大维护工作量较少由上表可以看出，不设GGH方案优于设置GGH方案，因此，本可行性研究推荐不设GGH方案。8 永久性钢烟囱烟囱8.1钢烟囱的参数确定发电厂的烟囱高度，按规定至少应高于锅炉房高度的2倍，则需要有130m左右，但由于现在是临时的烟囱，因此按锅炉大气污染物排放标准的要求，烟囱应高于周围半径200m距离内最高建筑物3m以上，考虑到电厂锅炉高度在65m左右，因此将烟囱高度定为70m。考虑到烟囱高度较低，因此选用较高的出口流速来提高抬升高度，但同时考虑烟囱负压运行，因此将烟囱出口烟气流速定为20m/s。8.2采用钢烟囱对环境的影响炉的烟气，计算的SO2和烟尘的落地浓度如下表所示。1、 2号机组SO2和烟尘在C类稳定度下的落地浓度煤 质C类稳定度污 染 物SO2烟尘日平均浓度值 mg/m3环境空气质量二级标准 mg/m3日平均浓度值 / 标准限值 %6.855%5.987%最大浓度点到烟囱距离 m3906一期工程脱硫改造前，全厂1-4号机二氧化硫日均浓度最大值占二级标准限值的比例为36.39%(二期工程设计文件)，从上表中可以看出，本次改造中，锅炉烟气经过脱硫系统通过70m高烟囱排入大气，日均浓度占二级标准比例仅为6.855%，加上二期工程的3、4号机，对大气环境的贡献约占二级标准的25%，因此比1-4号炉不脱硫情况下对周围的环境贡献还要小，因此本次脱硫改造施工过程不会对周围环境产生不利影响。 8.3 钢烟囱设计方案 德国比晓夫公司有钢烟囱直接坐落在吸收塔上部的设计和业绩，设计方案间附图。该设计方案加强了吸收塔的强度、刚度和稳定性，充分考虑了该区域气象条件，稳定性好，钢烟囱可作为永久性烟囱使用。9 脱硫工程投资比较在脱硫系统不设GGH时，费用变化主要体现在下列几个方面：1）设备购置费中为增加烟气的抬升高度，增压风机压头及电机功率将加大，导致增压风机购置费用上升；同时由于吸收塔上永久钢烟囱的设置，导致吸收塔本体的壁厚增加，同时增加事故喷水减温设施，费用增加。2）建筑工程费由于永久烟囱的设置以及吸收塔本身重量及荷载增加，将导致吸收塔基础及地基处理费用增加，同时增加永久钢烟囱费用。3）安装费用由于永久钢烟囱的防腐将导致费用增加。4）由于永久烟囱的设置，相应增加支架及2个净烟气挡板门，材料购置费用增加。5）无论是否上GGH，烟囱都要进行防腐处理，防腐费用基本相当。具体费用比较见下表西柏坡电厂一期脱硫改造方案变化经济分析序号项目方案变化分析原方案（无GGH）变化差值（万元）1设备购置费用44604202建筑工程费用7512503安装工程费用8281304装置性材料费16542375原有灰沟迁移0386设计费用9900方案变化小计1075即不设GGH的方案变化后，费用增加1075万元，与投标报价中不设GGH方案相比，总造价变化为10270.85万元，比设GGH方案投标造价低1089.65万元，从投资的角度来说较为节省。10 结论1）不设置GGH的脱硫系统净烟气露点温度114.7，而设置GGH的脱硫系统净烟气露点温度111.7，均高于脱硫岛出口净烟气温度，脱硫岛出口净烟气均属于中强级腐蚀性烟气； 无论脱硫系统是否设置GGH，诱发烟囱腐蚀的烟气湿度、水分等因素都依然存在，都存在烟囱内壁结露现象，尤其是在发电机组低负荷运行及其它不利工况时更为明显；因此，由于烟囱设计烟气温度比较高，烟囱内表面仅有耐火保温砖，脱硫后的烟气温度低于露点温度，脱硫系统的GGH设置与否，老烟囱都需进行防腐处理，才能确保烟囱的安全使用。2）吸收塔顶部设永久性钢烟囱技术上可行，稳定性好。脱硫后的烟气经高70米的钢烟囱临时排放，满足国家烟气排放标准。不设GGH方案将2号机组临时烟囱改为永久性钢烟囱，1号机组设一根永久性钢烟囱，老烟囱防腐检查维护期间能保证发电机组正常运行，确保电厂的经济效益。3）在采取有效措施时，不上GGH和上GGH环境效益相当。4）设置GGH与否，都需要拆迁现有的灰管线。不设GGH方案的拆迁对电厂的生产干扰小。5）设备检修方面，设置GGH方案，脱硫场地设备布置拥挤，增压风机、GGH检修无通道，难以实现设备的检修。而不设GGH方案，由于无GGH，脱硫区域整体布局合理，设备检修通道顺畅。6）设置GGH方案，脱硫塔的位置已紧贴路边，与道路的安全距离无法满足总平面布置规定的要求，同时造成区域极为不美观，而不设GGH方案，设置了二个浆液循环泵房，泵房距路边距离约3米，整体布局符合总平面布置规定的要求，使得该区域较为美观。7）从消防角度看，设置GGH方案，由于布置紧张，消防通道欠通畅。8）不设GGH方案相对于设GGH方案，烟囱、部分设备及拆迁、土建专业均发生变化，电气和控制专业稍有变化，但变化不大。9）不设GGH的方案变化后，费用增加1075万元，与投标报价中不设GGH方案相比，总造价变化为10270.85万元，比设GGH方案投标造价低1089.65万元，从投资的角度来说较为节省。 综上所述，西柏坡电厂一期2x300MW机组脱硫工程脱硫系统不设GGH方案在技术上是可行的；烟囱防腐处理保证寿命比较长；脱硫岛区域布置优于设GGH方案；电厂运营费用低于设GGH方案；环境效益与设GGH方案基本相当；工程投资在原无GGH投标方案基础上进增加1075万元，总造价变化为10270.85万元，低于设GGH方案。