濕法脫硫GGH設置技術分析

饒崇輝（國核電力規劃設計研究院北京 100095）

前言

本文以兩臺1000MW火電機組設計數據為例，本期工程為大型坑口電廠，建設超超臨界燃煤空冷發電機組，同步建設煙氣脫硫、脫硝裝置。設計煤質基本資料如下:收到基低位發熱量：16.62 MJ/kg，揮發分36.76%，灰分13.64%，碳46.63%，氫2.17%，氧10.8%，氮0.51%，全硫0.65%。

每臺機組燃煤量：設計煤種：537t/h；校核煤種：578t/h。煙氣脫硫方案擬定為石灰石濕法煙氣脫硫工藝，一爐一塔，不設置脫硫增壓風機（與引風機合并），不設置煙氣旁路，脫硫效率≥96%，SO2排放濃度≮100mg/Nm3。

1 脫硫系統設置GGH技術分析

1.1 GGH設置的目的

石灰石濕法煙氣脫硫技術經常年的運行實踐，并具有低成本、高效率、成熟可靠、投資適中等特點，目前已成為國內燃煤電廠煙氣脫硫的首選。

濕法煙氣脫硫系統中，凈煙氣排煙溫度約在50℃左右，降低了煙囪的煙氣抬升作用，從而影響煙氣擴散后的地面污染物濃度。另外吸收塔排出的飽和濕煙氣含Cl-、少量SO2和SO3，在低溫條件下，容易產生稀硫酸和亞硫酸，對煙道和煙囪的腐蝕嚴重。另外系統的水耗也與吸收塔入口煙氣溫度有直接關系，引風機后的煙溫通常在120℃，水耗量較大，單臺1000MW機組脫硫水耗可達到150t/h。

因此有地區提出在濕法脫硫系統設置煙氣－煙氣換熱器（GGH），將凈煙氣加熱到80℃以上，以提高煙囪的煙氣抬升高度，并且抑制酸性冷凝液的產生，同時可以降低吸收塔入口煙氣溫度，以減少水消耗。

結合工程實際對脫硫系統設置GGH在提高煙氣抬升高度，抑制尾部煙氣腐蝕強度和節水幾個方面進行技術經濟分析。

1.2 GGH對煙氣抬升高度的作用

本工程兩臺1000MW機組合用一座單筒雙管煙囪，煙囪高度210m，出口內徑8.7m。脫硫系統排煙溫度約50℃，如設置GGH后將凈煙氣溫度提高到80℃以上。

分別按不經GGH和經GGH加熱后兩個排煙溫度計算了煙氣抬升高度和污染物孤立煙囪下風向最大地面濃度，包括NOx、SO2和粉塵的最大地面濃度，來進行分析和對比。計算結果對比見表1 。

表1 有無GGH的煙氣對比數據表

從對比結果可以看出，因NOx、S02和粉塵的污染源強度在煙氣經多種工藝處理后大幅度降低，因此，不論安裝GGH與否，它們的貢獻只占標準允許值的很小一部分。

1.3 設置GGH對尾部煙道和煙囪腐蝕影響

在濕煙氣的露點中，有水蒸氣露點和酸露點兩個概念。水蒸氣露點一般在75℃以下，而酸露點一般在90～135℃之間。以前認為脫硫后的煙氣經GGH加熱，煙氣溫度提高到80℃以上，可以減輕凈煙氣腐蝕強度。運行中發現，升溫的凈煙氣溫度仍低于酸露點，在煙囪和尾部煙道中仍然凝結稀酸液。因此，認為設置GGH后減輕腐蝕是錯誤的。主要原因分析如下：

(1)煙氣中SO2脫除很多，但SO3僅脫除部分，而且煙氣成分發生變化，含有大量 CL－和 SO3－、SO4－、F－-等。并且煙氣中水分達到飽和，CL和SO3將溶于水中，在煙囪和尾部煙道凝結，加劇了腐蝕。(2)GGH安裝后，換熱元件上沉積了飛灰，飛灰中重金屬的催化作用將部分SO2轉成SO3，盡管轉化比例不高，但提高了煙氣酸露點，有試驗證明，經GGH后煙氣SO3的比例有提高。(3)由于煙氣酸露點在90～135℃之間，而GGH后的煙溫僅80℃，因此，在FGD下游煙道和煙囪表面，仍然會產生酸凝結液。

因此，認為安裝GGH以減輕對下游設備和設施腐蝕是一個誤區。無論是否安裝GGH，濕法脫硫的煙囪都須采取防腐措施，并按濕煙囪設計，這在實踐中已是眾識。

1.4 設置GGH對水耗量的影響

設置GGH，將凈煙氣溫度提高到80℃，同時原煙氣溫度降低到90℃左右。煙氣溫度的降低對水耗量的減少是明顯的，本工程原煙氣溫度不變時，單臺機水耗量150t/h，原煙氣溫度降低后，按90℃計算，單臺機水耗量100t/h，節水效果是明顯的。

1.5 設置GGH存在的缺點

(1)GGH的投資費用高,GGH設備本體以及由GGH引發的直接投資,包括煙道、土建結構和附屬系統的費用占脫硫系統投資比例在20%強。(2)GGH本體的阻力約1000Pa，加上因此而增加的煙道阻力，總的增加阻力約1200Pa。為此必須增加引風機的出力，從而增加了運行費用。(3)GGH的內泄漏會降低脫硫系統效率，雖然低泄露系統可以保證泄露率在1.0%以下，但對于嚴格的排放標準，對FGD效率實現提高了難度。(4)由于原煙氣在GGH中溫度降到酸露點以下，從而在換熱原件高溫段有亞酸液凝結。亞硫酸對設備腐蝕性很強，并且易吸附飛灰顆粒，加上煙氣攜帶的石膏漿液液滴并經高溫煙氣蒸發，在換熱原件表面結垢[1]。(5)結垢會堵塞通流通道，并逐步提高GGH差壓，嚴重時有可能引起引風機運行異常。大部分GGH運行一段時間后都會因為煤質、除塵器以及在線吹掃效果等一系列因素造成GGH堵灰，輕者導致風機運行阻力增大，能耗增加，嚴重時導致風機過載跳閘，脫硫系統無法運行,機組被迫停機。

1.6 不安裝GGH存在的問題

(1)因較低的排煙溫度，當在環境濕度接近飽和，并且擴散條件不好時，煙囪出口時會形成羽狀白霧，在煙囪下方向附近地表，像蒙蒙細雨一般。(2)煙氣在煙囪中的凝結水量會比較大，腐蝕煙囪。尾部煙道和煙囪的腐蝕需重視并采取措施。(3)由于入口煙氣溫度較高，溫差較大，脫硫耗水量比設置GGH時多30-40%。

1.7 國內外應用的經驗

德國在80～90年代，煙囪出口處的最低溫度規定為72℃，以保證能夠充分擴散，并防止煙霧下沉。考慮到降溫損失，FGD裝置的出口煙溫大于80℃。長期運行過程，GGH故障在FGD系統中凸顯，嚴重降低系統可靠性。自2002年，采用了歐盟標準，排煙溫度沒有了限制。后續實施的一些電廠FGD不再設置GGH。德國公司認為，取消GGH是以后的發展方向。美國對煙氣溫度無強制要求，自上世紀80年代后的FGD大多不設置GGH，有GGH的約25%。某些電站為克服低煙溫而出現的不利影響，在風速等氣象條件不利于時，在煙囪底部用燃燒器加熱以提高煙氣溫度。這種簡便易行的方法，投資和運行費用都不高，同時克服了不利環境因素，是一種值得借鑒的措施。

日本為了減輕對地面的污染，規定了較高的排煙溫度，用以提高煙囪抬升高度和擴散范圍，日本所有的FGD系統均設置并安裝了GGH。國內初期引進煙氣脫硫系統時，部分FGD安裝了GGH。如珞璜電廠、重慶電廠、浙江半山電廠、北京一熱、江陰夏港、淮北發電廠等設置了GGH。近年來實施的火電廠工程，隨著對GGH作用認識的深入，大多數FGD沒有設置GGH，如常熟電廠、黃驊電廠、托克托電廠、后石電廠、長春二熱、哈一熱等煙氣濕法脫硫后均未設GGH。

2 設置GGH的經濟性分析

2.1 脫硫設置GGH的變化

(1)煙氣溫度80℃，能提高煙氣抬升溫度。(2)二套FGD水消耗約減少100t/h。(3)系統阻力增大，引風機功率增加約1500kW。(4)脫硫系統的占地面積增大，煙道加長，投資相應增加。(5)取消煙氣旁路后的系統，FGD作為機組煙氣唯一的通道，FGD中設備可靠性要求與機組可用率相同甚至更高。由于GGH故障率較高，則FGD可靠性降低，從而導致機組可用率降低。

2.2 投資對比

(1)每臺爐設置一臺GGH，本工程共增加兩套GGH設備以及其輔助的系統，包括增加的煙道，支架等的費用約為5000萬元；(2)風機容量增加，造價增加約160萬。脫硫裝置設置GGH方案投資高約5160萬元。

2.3 年運行費用

(1)電費（按0.31元/kWh）：每年多消耗的電費：15002x55000.31=511.5萬元/a。

2)水費（按2.0元/m3）：每年將減少水費：-10055002.0=-110萬元/a。

(3)維護費（按設備費的2.5%計）：增加的維護費用約為：50002.5%=125萬元。設置GGH方案每年多出的運行維護費總計約526.5萬元。

3 結語

(1)濕法脫硫中安裝GGH是上個世紀80～90年代的初期引進技術時的做法，長期運行發現GGH在FGD系統中僅節水作用有效，而帶來了高投資、高費用和事故隱患等諸多不利因素。(2)濕法脫硫尾部煙道和煙囪都需要重度防腐，與FGD安裝GGH與否無關。(3)GGH的投資和運行費用高，直接影響企業收益。(4)GGH可以提高煙氣抬升高度和降低地面污染物濃度，但對NOx、SO2和煙塵排放采取了有效措施后，排放的源強度很小，它們的貢獻只占環境允許值的很小一部分。并且通過提高擴散范圍降低落地濃度，只能局部弱化污染程度，不能總體上減少環境污染。(5)安裝GGH可以降低吸收塔入口原煙氣的溫度，可以有效的降低水耗。

[1]閻維平，劉忠，王春波，等。電站燃煤鍋爐石灰石濕法煙氣脫硫裝置運行與控制[M]。北京：中國電力出版社，2005：62-66.