對取消GGH成為目前新建濕法煙氣脫硫工程首選方案的探討
引言
石灰石-石膏濕法煙氣脫硫系統中，經吸收塔凈化后的煙氣溫度一般為51℃左右，含飽和水蒸汽、SO2和SO3等，在上述溫度下，容易冷凝產生腐蝕性的硫酸、亞硫酸液，對吸收塔后煙道和煙囪有很強的腐蝕性。國內早期實施的脫硫工程中，普遍情況是設置GGH，利用高溫原煙氣將凈煙氣加熱到75℃以上，從而抑制酸性冷凝液的產生，解決吸收塔后煙道和煙囪的防腐問題。但目前新建工程基本不設置GGH，出吸收塔的凈煙氣直接進煙囪排放，同時，煙道和煙囪采取特殊防腐措施。
在脫硫系統中，為避免吸收塔排出的低溫濕煙氣腐蝕煙道和煙囪內壁，同時提高煙囪排出煙氣的抬升高度以利于污染物的擴散，避免排煙降落液滴，常設GGH裝置。我國《火力發電廠煙氣脫硫設計技術規程》(2004)規定，煙氣系統宜裝設煙氣換熱器。但從已投運的GGH運行狀況來看，大多數運行情況不好，均不同程度出現過GGH裝置換熱面結垢現象，有的結垢非常嚴重，影響脫硫系統的運行。隨著國家對脫硫裝置運行情況監管力度的加大，GGH裝置易于堵塞對脫硫連續穩定運行的制約越來越受到重視，基于此種考慮，近來不設置GGH裝置的項目越來越多。
在美國，自20世紀80年代中期以后安裝的脫硫系統基本都不設置GGH；在歐洲、日本，環保標準要求煙囪排煙溫度不低于75℃，因此，其煙氣脫硫系統基本上都設置了GGH。在中國，最早不設置GGH的電廠是福建后石電廠600MW機組煙氣脫硫裝置。隨著近幾年大量脫硫裝置的投運，對設置GGH和不設置 GGH的脫硫裝置的運行已經積累了一定的經驗。
取消GGH可節省脫硫系統建設投資，經濟性顯著。以已投運的600MW燃煤機組脫硫工程為例，對設置GGH和不設置GGH機組的實際運行情況進行運行驗證和對比分析，對兩種方案存在的優缺點進行論述分析，不考慮經濟因素。
1 設置GGH的脫硫裝置的運行情況
1.1 GGH容易堵塞，運行2~3月就要停機沖洗。GGH堵塞，帶來的影響：
GGH換熱惡化，進入吸收塔的煙氣溫度升高，排入煙囪的煙氣溫度降低；
由于進入吸收塔的煙氣溫度升高導致脫硫水耗增加；
GGH的阻力增大，使增壓風機能耗增加，易導致風機喘振，甚至超出增壓風機出力；
阻力過大時，GGH需要停機沖洗，脫硫系統可利用率降低。
1.2造成GGH容易堵塞的原因多種多樣，主要有：
電除塵設備故障或除塵效率降低，導致原煙氣中飛灰濃度增加，易使GGH積灰；
GGH本體的設計合理性、設備質量原因；
除霧器的流速分布不均，流速過高，易使除霧器后的凈煙氣攜帶液滴濃度過高，液滴隨凈煙氣被帶到GGH冷端，造成積灰、結垢；
吸收塔液位的影響。吸收塔在運行時由于氧化空氣的鼓入及攪拌器擾動，液面上常會產生大量泡沫，液位有一定的上升，造成虛假液位，使吸收塔漿液外溢。這些泡沫攜帶有大量的石灰石和石膏混合物顆粒，進入到除霧器，造成除霧器堵塞，使凈煙氣中霧滴濃度上升、石膏等夾帶物大量超標，并隨凈煙氣進入到GGH，造成結垢；
吸收塔PH值的影響。當PH值過低時，亞硫酸鹽溶解度上升，硫酸鹽溶解度下降，會有石膏在很短時間內大量析出，產生硬垢，同時，也不利于SO2的吸收。當 PH值過高時，亞硫酸鹽的溶解度下降，會引起亞硫酸鹽析出，產生軟垢。無論是亞硫酸鹽或硫酸鹽，達到飽和結晶析出，均易對下游的除霧器及GGH造成阻塞；
吸收塔漿液密度的影響。漿液密度越高，相應吸收塔液滴中石膏、石灰石混合物濃度越高，因此，凈煙氣帶到GGH的固體物增加；
GGH入口溫度的影響。GGH的入口溫度過高，易造成GGH附著物的迅速固化，使積垢變為硬垢，難于清洗。
1.3解決堵塞的方法：
減少吸收塔和除霧器出口的攜漿量。通過優化噴淋層設計、除霧器及煙道設計，提高除霧器的除霧效果，減少進入GGH的漿液量；
在GGH設計制造方面，選擇容易吹透的換熱元件形式，設置充分的吹灰措施（包括高壓水沖洗、壓縮空氣吹掃、蒸氣吹灰等）；
運行中嚴格定期吹灰，定期檢查，發現有結垢先兆就應進行處理，處理時一定沖洗干凈，不留余垢。
1.4實例
某電廠一期為2×600MW機組，煙氣脫硫采用川崎濕法石灰石石膏工藝。每臺機組配置一臺單立軸、回轉再生式GGH，熱端朝上，冷端朝下布置。在BMCR 工況下，GGH能夠將凈煙氣加熱至80℃以上(煙囪入口處)，為了清潔GGH使煙氣壓降滿足要求，配備了壓縮空氣吹掃系統、在線沖洗水系統、離線沖洗水系統。
電廠1號機組脫硫系統GGH自運行以來，GGH原煙氣及凈煙氣差壓均比設計值大。在168試運期間，GGH原煙氣側差壓達到了0.96kPa(設計值為輕微沾污時，原煙氣側為0.76kPa)，168試運后，GGH堵塞逐漸變得嚴重，雖多次啟動在線沖洗水進行清灰，但不能將差壓降至1.0kPa以下。 GGH堵塞嚴重時，1號機組原煙氣側差壓在風量1520kNm3/h時，達到1.46kPa，煙氣總阻力超過3.9kPa，增壓風機電流超過設計值 542A。
為此，電廠1號機組進行了大修，在大修期間，對GGH的換熱元件進行翻轉，并用高壓水進行了清洗；除霧器也徹底清除了底部的積垢，疏通了排水管道，更換了堵塞的噴嘴；對脫硫裝置系統的儀表進行重新校驗。機組重新啟動后，首先從運行參數的控制上著手，加強觀察、記錄、分析，然后再進一步考慮調試及改造措施。
2 不設置GGH的脫硫裝置的運行情況
2.1脫硫系統不設置GGH，帶來運行參數上的變化主要有：
脫硫裝置排煙溫度降低至51℃左右；
由于進入吸收塔的煙氣溫度較高，需要釋放更多的熱量和蒸發更多的水分才能夠達到絕熱飽和狀態。與設置GGH方案相比，二套脫硫系統裝置工藝水消耗約增加66.3t/h。
由于不需GGH驅動電機及密封和低泄露風機，功耗減少約230kW；由于脫硫系統煙氣阻力降低，每套脫硫系統增壓風機的軸功率約可節省980kW。二套脫硫裝置裝置電耗共降低約2400kW。
由于不設置GGH，脫硫裝置運行可靠性和可利用率提高，維護和檢修工作量減少。
2.2濕法煙氣脫硫裝置不設GGH時，煙囪需要考慮防腐措施。不設GGH時的煙囪防腐方案主要有：一是在混凝土煙囪內襯耐酸瓷磚；另一種是鋼管煙囪內表面襯玻璃鱗片、鈦合金板或鎳基合金板。
2.3實例
某電廠4×600MW機組煙氣脫硫裝置不設置GGH，自2006年初第一臺機組通過168后，后三臺均在關閉旁路擋板的情況下與主機組同步通過168試運。其中4#機組自2006年末通過168后直接投入商業運行，一直運行到07年5月底因主機組故障而短期停運，在旁路擋板關閉情況下連續運行181天。脫硫裝置投運后，在水耗、電耗等數據方面，與設計基本一致，連續運行可靠性明顯提高。
電廠煙囪為4管復合鈦管鋼煙囪。在4臺機組脫硫都投運，且旁路擋板100%關閉的情況下，由于排煙溫度為51度的水蒸氣飽和煙氣，且含有75mg/Nm3 的水滴，在煙囪口形成“滾滾白煙”。電廠曾經因為此問題，被附近居民舉報到環保部門，后環保部門到電廠進行調查，在聽取了電廠的解釋之后，才理解并接受。實際上，對于不設置GGH的電廠，由于脫硫前后煙氣排放條件的顯著差異，是很容易通過觀察煙囪排煙判斷脫硫裝置是否投運的。
通常認為取消GGH后，由于煙氣溫度降低，煙氣抬升高度會降低。因為該電廠屬于沿海電廠，理論上當環境接近于飽和狀態時，飽和濕煙氣因水汽的凝結會使煙羽抬升比加熱到100℃的干煙氣還高，取消GGH煙氣抬升高度通常會更高，不會增加氮氧化物在煙囪附件區域的落地濃度。該電廠在無風的運行情況下，煙囪高度為240米，抬升高度約500米，原來擔心的抬升高度降低的影響，并不顯著。
3 設置GGH與否對電廠周圍環境空氣質量的影響
3.1從理論上，不設置GGH較設置時SO2最大地面濃度增大約75%，但由于脫硫后二氧化硫排放量很小，所造成的最大地面濃度僅為《環境空氣質量標準》（GB3095--1996）二級標準的限值3.2%，說明SO2排放對電廠周圍環境空氣質量影響甚微。粉塵排放則由于濕法脫硫工藝具有較高的除塵效率，對環境影響較小。
3.2如果電廠未安裝脫硝裝置，不設置GGH時，按照現有規范計算，氮氧化物的最大落地濃度從占二級標準限值的20.7%增加到35%，占二級標準限值的份額較大。NOX的上述計算是基于鍋爐出口煙氣中NOX含量為350mg/Nm3（干基），實際運行中鍋爐排煙NOX含量有可能高于此值。因此，NOX排放成為不設置GGH后對環境影響最大的問題。
3.3如果機組安裝煙氣脫硝系統，通過配置催化劑層數，脫硝效率可以達到50～90％。這樣，即使在采用濕煙囪的情況下，NOx最大一次落地濃度也小于0.04mg/Nm3，不會嚴重加劇NOx污染，可以滿足更嚴格的環保排放標準。
3.4隨著國家環保法規的日趨完善，對氮氧化物的排放控制將日趨嚴格，國內電廠將逐步實施煙氣脫硝。從總體環保效益和經濟效益分析，對同時安裝脫硝和脫硫系統的電廠，脫硫系統不設GGH具有明顯的優勢。
結束語
通過已投運的600MW燃煤機組脫硫裝置為例，介紹了采用GGH和不采用GGH機組的實際運行情況。通過進行運行驗證和對比分析，對兩種方案存在的優缺點進行論述分析。
從技術分析的角度看，脫硫裝置不設置GGH有一定的優勢，按照常規計算的煙囪抬升高度降低在實際運行中沒有得到驗證。且取消GGH可以提高脫硫裝置的可利用率，切實降低SO2排放。但取消GGH后，脫硫水耗有明顯增加。
因此，在不缺水的區域，建議可以取消GGH。
參考文獻
[1]許正濤，吳樹志.煙氣脫硫工程中設置GGH與否的技術經濟分析和論證，全國電力行業脫硫脫硝技術協作網，2007年全國電力行業脫硫脫硝技術協作網暨技術研討會論文集，2007,10.
[2]胡斌，郝建宏.定州電廠GGH結垢原因分析，全國電力行業脫硫脫硝技術協作網，2007年全國電力行業脫硫脫硝技術協作網暨技術研討會論文集，2007，10.
作者簡介：王力春（1975~），男，漢族，黑龍江省七臺河市人；工程師，畢業于東北大學。1999.7-2007.6年，在哈爾濱鍋爐廠有限責任公司從事電站主機（鍋爐）性能設計工作。從2007，6至今，在中國電能成套設備有限公司從事電站設備招標采購工作。
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