饶崇辉（国核电力规划设计研究院北京 100095）

前言

本文以两台1000MW火电机组设计数据为例，本期工程为大型坑口电厂，建设超超临界燃煤空冷发电机组，同步建设烟气脱硫、脱硝装置。设计煤质基本资料如下:收到基低位发热量：16.62 MJ/kg，挥发分36.76%，灰分13.64%，碳46.63%，氢2.17%，氧10.8%，氮0.51%，全硫0.65%。

每台机组燃煤量：设计煤种：537t/h；校核煤种：578t/h。烟气脱硫方案拟定为石灰石湿法烟气脱硫工艺，一炉一塔，不设置脱硫增压风机（与引风机合并），不设置烟气旁路，脱硫效率≥96%，SO2排放浓度≮100mg/Nm3。

1 脱硫系统设置GGH技术分析

1.1 GGH设置的目的

石灰石湿法烟气脱硫技术经常年的运行实践，并具有低成本、高效率、成熟可靠、投资适中等特点，目前已成为国内燃煤电厂烟气脱硫的首选。

湿法烟气脱硫系统中，净烟气排烟温度约在50℃左右，降低了烟囱的烟气抬升作用，从而影响烟气扩散后的地面污染物浓度。另外吸收塔排出的饱和湿烟气含Cl-、少量SO2和SO3，在低温条件下，容易产生稀硫酸和亚硫酸，对烟道和烟囱的腐蚀严重。另外系统的水耗也与吸收塔入口烟气温度有直接关系，引风机后的烟温通常在120℃，水耗量较大，单台1000MW机组脱硫水耗可达到150t/h。

因此有地区提出在湿法脱硫系统设置烟气－烟气换热器（GGH），将净烟气加热到80℃以上，以提高烟囱的烟气抬升高度，并且抑制酸性冷凝液的产生，同时可以降低吸收塔入口烟气温度，以减少水消耗。

结合工程实际对脱硫系统设置GGH在提高烟气抬升高度，抑制尾部烟气腐蚀强度和节水几个方面进行技术经济分析。

1.2 GGH对烟气抬升高度的作用

本工程两台1000MW机组合用一座单筒双管烟囱，烟囱高度210m，出口内径8.7m。脱硫系统排烟温度约50℃，如设置GGH后将净烟气温度提高到80℃以上。

分别按不经GGH和经GGH加热后两个排烟温度计算了烟气抬升高度和污染物孤立烟囱下风向最大地面浓度，包括NOx、SO2和粉尘的最大地面浓度，来进行分析和对比。计算结果对比见表1 。

表1 有无GGH的烟气对比数据表

从对比结果可以看出，因NOx、S02和粉尘的污染源强度在烟气经多种工艺处理后大幅度降低，因此，不论安装GGH与否，它们的贡献只占标准允许值的很小一部分。

1.3 设置GGH对尾部烟道和烟囱腐蚀影响

在湿烟气的露点中，有水蒸气露点和酸露点两个概念。水蒸气露点一般在75℃以下，而酸露点一般在90～135℃之间。以前认为脱硫后的烟气经GGH加热，烟气温度提高到80℃以上，可以减轻净烟气腐蚀强度。运行中发现，升温的净烟气温度仍低于酸露点，在烟囱和尾部烟道中仍然凝结稀酸液。因此，认为设置GGH后减轻腐蚀是错误的。主要原因分析如下：

(1)烟气中SO2脱除很多，但SO3仅脱除部分，而且烟气成分发生变化，含有大量 CL－和 SO3－、SO4－、F－-等。并且烟气中水分达到饱和，CL和SO3将溶于水中，在烟囱和尾部烟道凝结，加剧了腐蚀。(2)GGH安装后，换热元件上沉积了飞灰，飞灰中重金属的催化作用将部分SO2转成SO3，尽管转化比例不高，但提高了烟气酸露点，有试验证明，经GGH后烟气SO3的比例有提高。(3)由于烟气酸露点在90～135℃之间，而GGH后的烟温仅80℃，因此，在FGD下游烟道和烟囱表面，仍然会产生酸凝结液。

因此，认为安装GGH以减轻对下游设备和设施腐蚀是一个误区。无论是否安装GGH，湿法脱硫的烟囱都须采取防腐措施，并按湿烟囱设计，这在实践中已是众识。

1.4 设置GGH对水耗量的影响

设置GGH，将净烟气温度提高到80℃，同时原烟气温度降低到90℃左右。烟气温度的降低对水耗量的减少是明显的，本工程原烟气温度不变时，单台机水耗量150t/h，原烟气温度降低后，按90℃计算，单台机水耗量100t/h，节水效果是明显的。

1.5 设置GGH存在的缺点

(1)GGH的投资费用高,GGH设备本体以及由GGH引发的直接投资,包括烟道、土建结构和附属系统的费用占脱硫系统投资比例在20%强。(2)GGH本体的阻力约1000Pa，加上因此而增加的烟道阻力，总的增加阻力约1200Pa。为此必须增加引风机的出力，从而增加了运行费用。(3)GGH的内泄漏会降低脱硫系统效率，虽然低泄露系统可以保证泄露率在1.0%以下，但对于严格的排放标准，对FGD效率实现提高了难度。(4)由于原烟气在GGH中温度降到酸露点以下，从而在换热原件高温段有亚酸液凝结。亚硫酸对设备腐蚀性很强，并且易吸附飞灰颗粒，加上烟气携带的石膏浆液液滴并经高温烟气蒸发，在换热原件表面结垢[1]。(5)结垢会堵塞通流通道，并逐步提高GGH差压，严重时有可能引起引风机运行异常。大部分GGH运行一段时间后都会因为煤质、除尘器以及在线吹扫效果等一系列因素造成GGH堵灰，轻者导致风机运行阻力增大，能耗增加，严重时导致风机过载跳闸，脱硫系统无法运行,机组被迫停机。

1.6 不安装GGH存在的问题

(1)因较低的排烟温度，当在环境湿度接近饱和，并且扩散条件不好时，烟囱出口时会形成羽状白雾，在烟囱下方向附近地表，像蒙蒙细雨一般。(2)烟气在烟囱中的凝结水量会比较大，腐蚀烟囱。尾部烟道和烟囱的腐蚀需重视并采取措施。(3)由于入口烟气温度较高，温差较大，脱硫耗水量比设置GGH时多30-40%。

1.7 国内外应用的经验

德国在80～90年代，烟囱出口处的最低温度规定为72℃，以保证能够充分扩散，并防止烟雾下沉。考虑到降温损失，FGD装置的出口烟温大于80℃。长期运行过程，GGH故障在FGD系统中凸显，严重降低系统可靠性。自2002年，采用了欧盟标准，排烟温度没有了限制。后续实施的一些电厂FGD不再设置GGH。德国公司认为，取消GGH是以后的发展方向。美国对烟气温度无强制要求，自上世纪80年代后的FGD大多不设置GGH，有GGH的约25%。某些电站为克服低烟温而出现的不利影响，在风速等气象条件不利于时，在烟囱底部用燃烧器加热以提高烟气温度。这种简便易行的方法，投资和运行费用都不高，同时克服了不利环境因素，是一种值得借鉴的措施。

日本为了减轻对地面的污染，规定了较高的排烟温度，用以提高烟囱抬升高度和扩散范围，日本所有的FGD系统均设置并安装了GGH。国内初期引进烟气脱硫系统时，部分FGD安装了GGH。如珞璜电厂、重庆电厂、浙江半山电厂、北京一热、江阴夏港、淮北发电厂等设置了GGH。近年来实施的火电厂工程，随着对GGH作用认识的深入，大多数FGD没有设置GGH，如常熟电厂、黄骅电厂、托克托电厂、后石电厂、长春二热、哈一热等烟气湿法脱硫后均未设GGH。

2 设置GGH的经济性分析

2.1 脱硫设置GGH的变化

(1)烟气温度80℃，能提高烟气抬升温度。(2)二套FGD水消耗约减少100t/h。(3)系统阻力增大，引风机功率增加约1500kW。(4)脱硫系统的占地面积增大，烟道加长，投资相应增加。(5)取消烟气旁路后的系统，FGD作为机组烟气唯一的通道，FGD中设备可靠性要求与机组可用率相同甚至更高。由于GGH故障率较高，则FGD可靠性降低，从而导致机组可用率降低。

2.2 投资对比

(1)每台炉设置一台GGH，本工程共增加两套GGH设备以及其辅助的系统，包括增加的烟道，支架等的费用约为5000万元；(2)风机容量增加，造价增加约160万。脱硫装置设置GGH方案投资高约5160万元。

2.3 年运行费用

(1)电费（按0.31元/kWh）：每年多消耗的电费：15002x55000.31=511.5万元/a。

2)水费（按2.0元/m3）：每年将减少水费：-10055002.0=-110万元/a。

(3)维护费（按设备费的2.5%计）：增加的维护费用约为：50002.5%=125万元。设置GGH方案每年多出的运行维护费总计约526.5万元。

3 结语

(1)湿法脱硫中安装GGH是上个世纪80～90年代的初期引进技术时的做法，长期运行发现GGH在FGD系统中仅节水作用有效，而带来了高投资、高费用和事故隐患等诸多不利因素。(2)湿法脱硫尾部烟道和烟囱都需要重度防腐，与FGD安装GGH与否无关。(3)GGH的投资和运行费用高，直接影响企业收益。(4)GGH可以提高烟气抬升高度和降低地面污染物浓度，但对NOx、SO2和烟尘排放采取了有效措施后，排放的源强度很小，它们的贡献只占环境允许值的很小一部分。并且通过提高扩散范围降低落地浓度，只能局部弱化污染程度，不能总体上减少环境污染。(5)安装GGH可以降低吸收塔入口原烟气的温度，可以有效的降低水耗。

[1]阎维平，刘忠，王春波，等。电站燃煤锅炉石灰石湿法烟气脱硫装置运行与控制[M]。北京：中国电力出版社，2005：62-66.