電廠脫硫GGH裝置取消方案

胡亮成

（云南滇東雨汪能源有限公司云南曲靖655507）

電廠脫硫GGH裝置取消方案

胡亮成

（云南滇東雨汪能源有限公司云南曲靖655507）

文章分析了待改造系統中GGH裝置現狀和取消脫硫GGH裝置的必要性，提出了取消脫硫GGH裝置的具體方案。方案的實施有利于進一步降低SO2排放量，提高機組運行可靠性、經濟性。

脫硫GGH；煙氣系統；SO2吸收系統

1　待改造系統GGH裝置現狀

華能某電廠2×600MW機組（即1、2號機組）煙氣脫硫裝置采用石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝，石膏濕法煙氣脫硫工藝，每臺爐設置1套SO2吸收系統和煙氣系統，兩臺爐設置1套公用的吸收劑制備系統、石膏處理系統、脫硫裝置用水系統及漿液排放與回收系統等。煙氣脫硫系統中GGH是主要裝置之一。它利用原煙氣將脫硫后的凈煙氣進行加熱，使排煙溫度達到露點之上，減輕對凈煙道和煙囪的腐蝕，提高污染物的擴散度；同時降低進入吸收塔的煙氣溫度，降低塔內對防腐的工藝技術要求。但是，GGH裝置的使用也阻礙系統工作效率的提高。

1.1 SO2吸收系統

由于來煤含硫量波動較大，目前某電廠脫硫入口SO2濃度經常超過8000mg/Nm3，超過設計入口7000 mg/Nm3，煙囪出口SO2排放濃度只能基本控制在200mg/Nm3以內，難以保證高負荷期間排放濃度穩定達標排放。

1.2煙氣系統

由于某電廠燃煤硫分較高，脫硫裝置入口SO2濃度可達8000mg/Nm3以上，同時鍋爐SCR裝置對SO3轉化率有所提高，若總轉化率按1.5%考慮，則煙氣中SO3濃度可達120mg/Nm3，而GGH區域濕度較大，煙氣溫度低于露點，從而導致三氧化硫等酸性物質在該區域容易聚集，形成多成分復雜強酸，從而導致GGH區域煙道、支架及附屬設備等腐蝕嚴重。

2　取消脫硫GGH裝置必要性分析

某電廠脫硫回轉式GGH長期運行中基本能滿足脫硫凈煙氣溫升的要求，有利于煙氣中污染物擴散，但是也存在大量的問題，如漏風率高、腐蝕嚴重，堵塞嚴重、能耗高、事故率高等。

2.1脫硫GGH裝置運行的弊端

2.1.1脫硫效率提高受限

電廠近年來對脫硫系統進行了增設托盤等多次提效改造，以提高脫硫效率，降低SO2排放濃度。但由于燃煤含硫量很高，且現有回轉式GGH的漏風率限制了脫硫裝置效率的提升，使機組只能基本滿足SO2排放≤200mg/Nm3，難以確保高負荷期間SO2排放濃度持續穩定達標，更限制了對未來超低排放要求的適應能力。

2.1.2 GGH腐蝕、堵塞嚴重

GGH區域濕度較大，煙氣溫度低于露點，三氧化硫等酸性物質在該區域容易聚集，形成多成分復雜強酸，致使GGH區域煙道、蓄熱元件、支架及附屬設備等腐蝕嚴重。經腐蝕后的脫硫系統在運行過程中，GGH逐漸出現壓差增大、增壓風機出口風壓偏高現象，甚至出現由于增壓風機出口風壓高而引起的風機喘振現象。不但給機組安全穩定運行帶來巨大的安全隱患，同時浪費了大量的廠用電，降低了脫硫系統效率。工作人員采用專業離線高壓水沖洗手段對機組進行清理，但機組投入運行后，一周內就基本回復到停機前的差壓水平，堵塞嚴重。

2.1.3 GGH事故率高

脫硫GGH腐蝕嚴重，堵塞嚴重會造成漏風率增大、煙氣阻力增大，換熱效果下降等現象。當出現漏風率增大，煙囪出口SO2排放不能達標時；煙氣阻力增加到一定值，達到影響風機安全運行時；換熱效果達不到要求時；以及各種不能滿足運行要求的工況發生時，皆需要停運GGH進行檢修維護，影響系統運行的穩定性。

2.2脫硫GGH裝置取消的必要性

電廠GGH及附近煙道、設備等，長期運行后，腐蝕嚴重，需要不定期進行相應的檢修維護，增加機組運維成本。

由于凈煙氣攜帶含有石膏的液滴、原煙氣含有粘結性強的灰分、GGH設計和選材的局限、電廠運行和管理的不當等原因，目前國內電廠回轉式GGH結垢、堵塞問題普遍存在，難以徹底解決。雖然許多電廠采取了很多好的措施，改造了GGH換熱元件和密封系統，加強了運行管理，增強了吹掃和沖洗等，但是GGH結垢現象始終無法徹底消除。這些現象都將使煙氣系統阻力增加，增大風機電耗，進而增大廠用電率，即增加供電煤耗，降低電廠生產的經濟性。

2.3降低機組事故率

GGH由于腐蝕、堵塞、或不能滿足運行要求時，需要非停。由于脫硫旁路煙道已按照國家規定進行了拆除，所以停運GGH進行檢修維護時，需要機組和FGD非正常停機，嚴重影響機組的可用率。所以，電廠有必要且需要盡快取消現有回轉式GGH，進行相應的改造或替換，以防止此問題的出現，提高機組可用率。

3　脫硫GGH取消方案

3.1脫硫GGH取消方案分析

取消脫硫回轉式GGH的改造方案根據脫硫裝置排煙溫度，可分為兩種方案：

3.1.1直接取消現有GGH方案，煙囪直接排放脫硫濕煙氣，并對相關系統及設施進行改造；

3.1.2設置管式熱媒水換熱器(以下簡稱MGGH)方案：用MGGH替換現有回轉式GGH，煙囪仍排放加熱后的脫硫凈煙氣，僅對部分系統進行改造。

3.2脫硫GGH取消方案實施

由于取消脫硫GGH后對機組運行存在一定不利的影響，為使系統在改造完成后正常、高效運行，需要在改造方案實施的過程中做好應對不利因素的措施。

3.2.1 GGH取消后，不利于防止吸收塔入口煙氣超溫。為此在每座吸收塔入口煙道處需增設1套事故噴淋系統，在吸收塔入口煙氣超溫或吸收塔漿液循環泵突然全部停運時，降低進入吸收塔的煙氣溫度，以保護吸收塔內部件及其下游煙道不受損壞。

3.2.2 GGH取消后，較原設計工況下，進入吸收塔的煙氣體積流量和溫度均高于原設計值。吸收塔內煙氣流速的升高是有利于塔內脫硫反應過程的傳質，對提高脫硫效率是有利的，同時需增加液氣比滿足脫硫效率，因此對已建脫硫吸收塔，其脫硫效率會有所下降。并且流速太高煙氣會夾帶較多的液滴穿過除霧器，增加煙氣排放固體物中的石膏含量。因此，改造后吸收塔煙氣流速需要滿足除霧器正常運行的煙氣流速范圍。由于脫硫吸收塔是一個綜合反應裝置，其設計數據是根據工程具體情況采用專用軟件并考慮一定的裕量進行計算的，只要取消GGH后吸收塔煙氣流速的增加值在原設計裕量的范圍內就對吸收塔的性能沒有影響。

3.2.3 GGH取消后，不利于防止石膏雨現象。本工程脫硫系統共設有三級除霧器，其中一級位于吸收塔上部，另外兩級位于吸收塔出口凈煙道。為防止石膏雨現象，需要加強除霧器壓差參數監控，定期檢查除霧器結垢堵塞情況，并通過調整優化除霧器沖洗方式，確保沖洗水量及沖洗壓力，嚴格控制除霧器沖洗周期，防止除霧器結垢堵塞，以保證其除霧效果。若未來運行中有石膏雨現象，可將現有除霧器更換為性能更優越的新型除霧器或增設一級除霧器。

3.2.4 GGH取消后，脫硫凈煙氣為飽和濕煙氣，凈煙道和煙囪冷凝液將有大幅增加，改造過程中將增設煙囪及凈煙道的冷凝液回收管道。本工程煙囪底部現有排酸管道，一爐一根，分別排至地面積液坑，擬改造此排酸管道，設置排液接口；煙囪入口處混凝土煙道底部的易積液區域，擬增設2個排液接口；根據改造后脫硫凈煙道布置，在其最低點設置積液槽及相應排液接口。上述排液接口標高最低約為11.00m，與吸收塔區域排水溝最遠水平距離約30m，均可自流至吸收塔區域排水溝，所以本工程煙氣冷凝液回收系統擬用管道直接引至吸收塔區域排水溝，并在管道上設置U型自密封。

3.2.5 GGH取消后，BMCR工況下，煙囪及煙道將產生冷凝液約5t/ h～15t/h，都將排至吸收塔復用，因此，吸收塔煙氣蒸發的補充水量還需約45t/h～35t/h，才能維持脫硫吸收塔運行水平衡。

3.2.6 GGH取消后，不利于煙囪防腐。為此某電廠將進行煙囪防腐改造，按強腐蝕性煙囪考慮，以適應脫硫后濕煙氣的腐蝕。

4　結語

本工程取消脫硫GGH在技術上是可行的，有利于進一步降低SO2排放量，提高機組運行可靠性、經濟性。改造后兩臺爐每年可以減少排放1848tSO2，減少排污費約233萬元，環保社會效益顯著；同時每臺機組電機功率合計可降低約1900kW，合計每年可降低運維成本1385萬元。

表3　脫硝技術比較

2.4 SNCR/SCR聯合脫硝

SNCR/SCR聯合脫硝是鍋爐煙氣首先經過SNCR工藝脫除部分NOx，SCR利用SNCR工藝逃逸的還原劑進一步脫除NOx，減少了SCR技術的噴射系統。單一的SNCR脫硝技術（脫硝效率一般為25%~40%）難于滿足現有的排放標準，而單一的SCR脫硝技術采用較多的催化劑，且設備復雜，投資和運行費用高，不適用于中小型的燃煤鍋爐。由于該技術在爐膛上部和鍋爐尾部進行氮化物的二次脫除，其脫硝效果遠遠大于單純地采用SCR技術，脫硝效率大于80%[18]，且投資成本、運行成本更低，SNCR/SCR聯合脫硝技術適合應用在無法加裝大量催化劑的中小型鍋爐。