濕法脫硫GGH設(shè)置技術(shù)分析

饒崇輝（國核電力規(guī)劃設(shè)計(jì)研究院北京 100095）

前言

本文以兩臺(tái)1000MW火電機(jī)組設(shè)計(jì)數(shù)據(jù)為例，本期工程為大型坑口電廠，建設(shè)超超臨界燃煤空冷發(fā)電機(jī)組，同步建設(shè)煙氣脫硫、脫硝裝置。設(shè)計(jì)煤質(zhì)基本資料如下:收到基低位發(fā)熱量：16.62 MJ/kg，揮發(fā)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(tái)機(jī)組燃煤量：設(shè)計(jì)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(shè)置脫硫增壓風(fēng)機(jī)（與引風(fēng)機(jī)合并），不設(shè)置煙氣旁路，脫硫效率≥96%，SO2排放濃度≮100mg/Nm3。

1 脫硫系統(tǒng)設(shè)置GGH技術(shù)分析

1.1 GGH設(shè)置的目的

石灰石濕法煙氣脫硫技術(shù)經(jīng)常年的運(yùn)行實(shí)踐，并具有低成本、高效率、成熟可靠、投資適中等特點(diǎn)，目前已成為國內(nèi)燃煤電廠煙氣脫硫的首選。

濕法煙氣脫硫系統(tǒng)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(kuò)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(chǎn)生稀硫酸和亞硫酸，對(duì)煙道和煙囪的腐蝕嚴(yán)重。另外系統(tǒng)的水耗也與吸收塔入口煙氣溫度有直接關(guān)系，引風(fēng)機(jī)后的煙溫通常在120℃，水耗量較大，單臺(tái)1000MW機(jī)組脫硫水耗可達(dá)到150t/h。

因此有地區(qū)提出在濕法脫硫系統(tǒng)設(shè)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(chǎn)生，同時(shí)可以降低吸收塔入口煙氣溫度，以減少水消耗。

結(jié)合工程實(shí)際對(duì)脫硫系統(tǒng)設(shè)置GGH在提高煙氣抬升高度，抑制尾部煙氣腐蝕強(qiáng)度和節(jié)水幾個(gè)方面進(jìn)行技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析。

1.2 GGH對(duì)煙氣抬升高度的作用

本工程兩臺(tái)1000MW機(jī)組合用一座單筒雙管煙囪，煙囪高度210m，出口內(nèi)徑8.7m。脫硫系統(tǒng)排煙溫度約50℃，如設(shè)置GGH后將凈煙氣溫度提高到80℃以上。

分別按不經(jīng)GGH和經(jīng)GGH加熱后兩個(gè)排煙溫度計(jì)算了煙氣抬升高度和污染物孤立煙囪下風(fēng)向最大地面濃度，包括NOx、SO2和粉塵的最大地面濃度，來進(jìn)行分析和對(duì)比。計(jì)算結(jié)果對(duì)比見表1 。

表1 有無GGH的煙氣對(duì)比數(shù)據(jù)表

從對(duì)比結(jié)果可以看出，因NOx、S02和粉塵的污染源強(qiáng)度在煙氣經(jīng)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(xiàn)只占標(biāo)準(zhǔn)允許值的很小一部分。

1.3 設(shè)置GGH對(duì)尾部煙道和煙囪腐蝕影響

在濕煙氣的露點(diǎn)中，有水蒸氣露點(diǎn)和酸露點(diǎn)兩個(gè)概念。水蒸氣露點(diǎn)一般在75℃以下，而酸露點(diǎn)一般在90～135℃之間。以前認(rèn)為脫硫后的煙氣經(jīng)GGH加熱，煙氣溫度提高到80℃以上，可以減輕凈煙氣腐蝕強(qiáng)度。運(yùn)行中發(fā)現(xiàn)，升溫的凈煙氣溫度仍低于酸露點(diǎn)，在煙囪和尾部煙道中仍然凝結(jié)稀酸液。因此，認(rèn)為設(shè)置GGH后減輕腐蝕是錯(cuò)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(fā)生變化，含有大量 CL－和 SO3－、SO4－、F－-等。并且煙氣中水分達(dá)到飽和，CL和SO3將溶于水中，在煙囪和尾部煙道凝結(jié)，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(zhuǎn)成SO3，盡管轉(zhuǎn)化比例不高，但提高了煙氣酸露點(diǎn)，有試驗(yàn)證明，經(jīng)GGH后煙氣SO3的比例有提高。(3)由于煙氣酸露點(diǎn)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(huì)產(chǎn)生酸凝結(jié)液。

因此，認(rèn)為安裝GGH以減輕對(duì)下游設(shè)備和設(shè)施腐蝕是一個(gè)誤區(qū)。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(shè)計(jì)，這在實(shí)踐中已是眾識(shí)。

1.4 設(shè)置GGH對(duì)水耗量的影響

設(shè)置GGH，將凈煙氣溫度提高到80℃，同時(shí)原煙氣溫度降低到90℃左右。煙氣溫度的降低對(duì)水耗量的減少是明顯的，本工程原煙氣溫度不變時(shí)，單臺(tái)機(jī)水耗量150t/h，原煙氣溫度降低后，按90℃計(jì)算，單臺(tái)機(jī)水耗量100t/h，節(jié)水效果是明顯的。

1.5 設(shè)置GGH存在的缺點(diǎn)

(1)GGH的投資費(fèi)用高,GGH設(shè)備本體以及由GGH引發(fā)的直接投資,包括煙道、土建結(jié)構(gòu)和附屬系統(tǒng)的費(fèi)用占脫硫系統(tǒng)投資比例在20%強(qiáng)。(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(fēng)機(jī)的出力，從而增加了運(yùn)行費(fèi)用。(3)GGH的內(nèi)泄漏會(huì)降低脫硫系統(tǒng)效率，雖然低泄露系統(tǒng)可以保證泄露率在1.0%以下，但對(duì)于嚴(yán)格的排放標(biāo)準(zhǔn)，對(duì)FGD效率實(shí)現(xiàn)提高了難度。(4)由于原煙氣在GGH中溫度降到酸露點(diǎn)以下，從而在換熱原件高溫段有亞酸液凝結(jié)。亞硫酸對(duì)設(shè)備腐蝕性很強(qiáng)，并且易吸附飛灰顆粒，加上煙氣攜帶的石膏漿液液滴并經(jīng)高溫?zé)煔庹舭l(fā)，在換熱原件表面結(jié)垢[1]。(5)結(jié)垢會(huì)堵塞通流通道，并逐步提高GGH差壓，嚴(yán)重時(shí)有可能引起引風(fēng)機(jī)運(yùn)行異常。大部分GGH運(yùn)行一段時(shí)間后都會(huì)因?yàn)槊嘿|(zhì)、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(dǎo)致風(fēng)機(jī)運(yùn)行阻力增大，能耗增加，嚴(yán)重時(shí)導(dǎo)致風(fēng)機(jī)過載跳閘，脫硫系統(tǒng)無法運(yùn)行,機(jī)組被迫停機(jī)。

1.6 不安裝GGH存在的問題

(1)因較低的排煙溫度，當(dāng)在環(huán)境濕度接近飽和，并且擴(kuò)散條件不好時(shí)，煙囪出口時(shí)會(huì)形成羽狀白霧，在煙囪下方向附近地表，像蒙蒙細(xì)雨一般。(2)煙氣在煙囪中的凝結(jié)水量會(huì)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(shè)置GGH時(shí)多30-40%。

1.7 國內(nèi)外應(yīng)用的經(jīng)驗(yàn)

德國在80～90年代，煙囪出口處的最低溫度規(guī)定為72℃，以保證能夠充分?jǐn)U散，并防止煙霧下沉。考慮到降溫?fù)p失，F(xiàn)GD裝置的出口煙溫大于80℃。長期運(yùn)行過程，GGH故障在FGD系統(tǒng)中凸顯，嚴(yán)重降低系統(tǒng)可靠性。自2002年，采用了歐盟標(biāo)準(zhǔn)，排煙溫度沒有了限制。后續(xù)實(shí)施的一些電廠FGD不再設(shè)置GGH。德國公司認(rèn)為，取消GGH是以后的發(fā)展方向。美國對(duì)煙氣溫度無強(qiáng)制要求，自上世紀(jì)80年代后的FGD大多不設(shè)置GGH，有GGH的約25%。某些電站為克服低煙溫而出現(xiàn)的不利影響，在風(fēng)速等氣象條件不利于時(shí)，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(yùn)行費(fèi)用都不高，同時(shí)克服了不利環(huán)境因素，是一種值得借鑒的措施。

日本為了減輕對(duì)地面的污染，規(guī)定了較高的排煙溫度，用以提高煙囪抬升高度和擴(kuò)散范圍，日本所有的FGD系統(tǒng)均設(shè)置并安裝了GGH。國內(nèi)初期引進(jìn)煙氣脫硫系統(tǒng)時(shí)，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(fā)電廠等設(shè)置了GGH。近年來實(shí)施的火電廠工程，隨著對(duì)GGH作用認(rèn)識(shí)的深入，大多數(shù)FGD沒有設(shè)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(shè)GGH。

2 設(shè)置GGH的經(jīng)濟(jì)性分析

2.1 脫硫設(shè)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(tǒng)阻力增大，引風(fēng)機(jī)功率增加約1500kW。(4)脫硫系統(tǒng)的占地面積增大，煙道加長，投資相應(yīng)增加。(5)取消煙氣旁路后的系統(tǒng)，F(xiàn)GD作為機(jī)組煙氣唯一的通道，F(xiàn)GD中設(shè)備可靠性要求與機(jī)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(dǎo)致機(jī)組可用率降低。

2.2 投資對(duì)比

(1)每臺(tái)爐設(shè)置一臺(tái)GGH，本工程共增加兩套GGH設(shè)備以及其輔助的系統(tǒng)，包括增加的煙道，支架等的費(fèi)用約為5000萬元；(2)風(fēng)機(jī)容量增加，造價(jià)增加約160萬。脫硫裝置設(shè)置GGH方案投資高約5160萬元。

2.3 年運(yùn)行費(fèi)用

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

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

(3)維護(hù)費(fèi)（按設(shè)備費(fèi)的2.5%計(jì)）：增加的維護(hù)費(fèi)用約為：50002.5%=125萬元。設(shè)置GGH方案每年多出的運(yùn)行維護(hù)費(fèi)總計(jì)約526.5萬元。

3 結(jié)語

(1)濕法脫硫中安裝GGH是上個(gè)世紀(jì)80～90年代的初期引進(jìn)技術(shù)時(shí)的做法，長期運(yùn)行發(fā)現(xiàn)GGH在FGD系統(tǒng)中僅節(jié)水作用有效，而帶來了高投資、高費(fèi)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(guān)。(3)GGH的投資和運(yùn)行費(fèi)用高，直接影響企業(yè)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(duì)NOx、SO2和煙塵排放采取了有效措施后，排放的源強(qiáng)度很小，它們的貢獻(xiàn)只占環(huán)境允許值的很小一部分。并且通過提高擴(kuò)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(huán)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(yùn)行與控制[M]。北京：中國電力出版社，2005：62-66.