引言

石灰石-石膏濕法煙氣脫硫系統(tǒng)中，經(jīng)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(chǎn)生腐蝕性的硫酸、亞硫酸液，對吸收塔后煙道和煙囪有很強(qiáng)的腐蝕性。國內(nèi)早期實(shí)施的脫硫工程中，普遍情況是設(shè)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(chǎn)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(shè)置GGH，出吸收塔的凈煙氣直接進(jìn)煙囪排放，同時，煙道和煙囪采取特殊防腐措施。

在脫硫系統(tǒng)中，為避免吸收塔排出的低溫濕煙氣腐蝕煙道和煙囪內(nèi)壁，同時提高煙囪排出煙氣的抬升高度以利于污染物的擴(kuò)散，避免排煙降落液滴，常設(shè)GGH裝置。我國《火力發(fā)電廠煙氣脫硫設(shè)計(jì)技術(shù)規(guī)程》(2004)規(guī)定，煙氣系統(tǒng)宜裝設(shè)煙氣換熱器。但從已投運(yùn)的GGH運(yùn)行狀況來看，大多數(shù)運(yùn)行情況不好，均不同程度出現(xiàn)過GGH裝置換熱面結(jié)垢現(xiàn)象，有的結(jié)垢非常嚴(yán)重，影響脫硫系統(tǒng)的運(yùn)行。隨著國家對脫硫裝置運(yùn)行情況監(jiān)管力度的加大，GGH裝置易于堵塞對脫硫連續(xù)穩(wěn)定運(yùn)行的制約越來越受到重視，基于此種考慮，近來不設(shè)置GGH裝置的項(xiàng)目越來越多。

在美國，自20世紀(jì)80年代中期以后安裝的脫硫系統(tǒng)基本都不設(shè)置GGH；在歐洲、日本，環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)要求煙囪排煙溫度不低于75℃，因此，其煙氣脫硫系統(tǒng)基本上都設(shè)置了GGH。在中國，最早不設(shè)置GGH的電廠是福建后石電廠600MW機(jī)組煙氣脫硫裝置。隨著近幾年大量脫硫裝置的投運(yùn)，對設(shè)置GGH和不設(shè)置 GGH的脫硫裝置的運(yùn)行已經(jīng)積累了一定的經(jīng)驗(yàn)。

取消GGH可節(jié)省脫硫系統(tǒng)建設(shè)投資，經(jīng)濟(jì)性顯著。以已投運(yùn)的600MW燃煤機(jī)組脫硫工程為例，對設(shè)置GGH和不設(shè)置GGH機(jī)組的實(shí)際運(yùn)行情況進(jìn)行運(yùn)行驗(yàn)證和對比分析，對兩種方案存在的優(yōu)缺點(diǎn)進(jìn)行論述分析，不考慮經(jīng)濟(jì)因素。

1 設(shè)置GGH的脫硫裝置的運(yùn)行情況

1.1 GGH容易堵塞，運(yùn)行2~3月就要停機(jī)沖洗。GGH堵塞，帶來的影響：

GGH換熱惡化，進(jìn)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(jìn)入吸收塔的煙氣溫度升高導(dǎo)致脫硫水耗增加；

GGH的阻力增大，使增壓風(fēng)機(jī)能耗增加，易導(dǎo)致風(fēng)機(jī)喘振，甚至超出增壓風(fēng)機(jī)出力；

阻力過大時，GGH需要停機(jī)沖洗，脫硫系統(tǒng)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(shè)備故障或除塵效率降低，導(dǎo)致原煙氣中飛灰濃度增加，易使GGH積灰；

GGH本體的設(shè)計(jì)合理性、設(shè)備質(zhì)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(jié)垢；

吸收塔液位的影響。吸收塔在運(yùn)行時由于氧化空氣的鼓入及攪拌器擾動，液面上常會產(chǎn)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(jìn)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(biāo)，并隨凈煙氣進(jìn)入到GGH，造成結(jié)垢；

吸收塔PH值的影響。當(dāng)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(nèi)大量析出，產(chǎn)生硬垢，同時，也不利于SO2的吸收。當(dāng) 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(chǎn)生軟垢。無論是亞硫酸鹽或硫酸鹽，達(dá)到飽和結(jié)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(yīng)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?yōu)橛补�，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(yōu)化噴淋層設(shè)計(jì)、除霧器及煙道設(shè)計(jì)，提高除霧器的除霧效果，減少進(jìn)入GGH的漿液量；

在GGH設(shè)計(jì)制造方面，選擇容易吹透的換熱元件形式，設(shè)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(yùn)行中嚴(yán)格定期吹灰，定期檢查，發(fā)現(xiàn)有結(jié)垢先兆就應(yīng)進(jìn)行處理，處理時一定沖洗干凈，不留余垢。

1.4實(shí)例

某電廠一期為2×600MW機(jī)組，煙氣脫硫采用川崎濕法石灰石石膏工藝。每臺機(jī)組配置一臺單立軸、回轉(zhuǎn)再生式GGH，熱端朝上，冷端朝下布置。在BMCR 工況下，GGH能夠?qū)魺煔饧訜嶂?0℃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(tǒng)、在線沖洗水系統(tǒng)、離線沖洗水系統(tǒng)。

電廠1號機(jī)組脫硫系統(tǒng)GGH自運(yùn)行以來，GGH原煙氣及凈煙氣差壓均比設(shè)計(jì)值大。在168試運(yùn)期間，GGH原煙氣側(cè)差壓達(dá)到了0.96kPa(設(shè)計(jì)值為輕微沾污時，原煙氣側(cè)為0.76kPa)，168試運(yùn)后，GGH堵塞逐漸變得嚴(yán)重，雖多次啟動在線沖洗水進(jìn)行清灰，但不能將差壓降至1.0kPa以下。 GGH堵塞嚴(yán)重時，1號機(jī)組原煙氣側(cè)差壓在風(fēng)量1520kNm3/h時，達(dá)到1.46kPa，煙氣總阻力超過3.9kPa，增壓風(fēng)機(jī)電流超過設(shè)計(jì)值 542A。

為此，電廠1號機(jī)組進(jìn)行了大修，在大修期間，對GGH的換熱元件進(jìn)行翻轉(zhuǎn)，并用高壓水進(jìn)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(tǒng)的儀表進(jìn)行重新校驗(yàn)。機(jī)組重新啟動后，首先從運(yùn)行參數(shù)的控制上著手，加強(qiáng)觀察、記錄、分析，然后再進(jìn)一步考慮調(diào)試及改造措施。

2 不設(shè)置GGH的脫硫裝置的運(yùn)行情況

2.1脫硫系統(tǒng)不設(shè)置GGH，帶來運(yùn)行參數(shù)上的變化主要有：

脫硫裝置排煙溫度降低至51℃左右；

由于進(jìn)入吸收塔的煙氣溫度較高，需要釋放更多的熱量和蒸發(fā)更多的水分才能夠達(dá)到絕熱飽和狀態(tài)。與設(shè)置GGH方案相比，二套脫硫系統(tǒng)裝置工藝水消耗約增加66.3t/h。

由于不需GGH驅(qū)動電機(jī)及密封和低泄露風(fēng)機(jī)，功耗減少約230kW；由于脫硫系統(tǒng)煙氣阻力降低，每套脫硫系統(tǒng)增壓風(fēng)機(jī)的軸功率約可節(jié)省980kW。二套脫硫裝置裝置電耗共降低約2400kW。

由于不設(shè)置GGH，脫硫裝置運(yùn)行可靠性和可利用率提高，維護(hù)和檢修工作量減少。

2.2濕法煙氣脫硫裝置不設(shè)GGH時，煙囪需要考慮防腐措施。不設(shè)GGH時的煙囪防腐方案主要有：一是在混凝土煙囪內(nèi)襯耐酸瓷磚；另一種是鋼管煙囪內(nèi)表面襯玻璃鱗片、鈦合金板或鎳基合金板。

2.3實(shí)例

某電廠4×600MW機(jī)組煙氣脫硫裝置不設(shè)置GGH，自2006年初第一臺機(jī)組通過168后，后三臺均在關(guān)閉旁路擋板的情況下與主機(jī)組同步通過168試運(yùn)。其中4#機(jī)組自2006年末通過168后直接投入商業(yè)運(yùn)行，一直運(yùn)行到07年5月底因主機(jī)組故障而短期停運(yùn)，在旁路擋板關(guān)閉情況下連續(xù)運(yùn)行181天。脫硫裝置投運(yùn)后，在水耗、電耗等數(shù)據(jù)方面，與設(shè)計(jì)基本一致，連續(xù)運(yùn)行可靠性明顯提高。

電廠煙囪為4管復(fù)合鈦管鋼煙囪。在4臺機(jī)組脫硫都投運(yùn)，且旁路擋板100%關(guān)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(jīng)因?yàn)榇藛栴}，被附近居民舉報(bào)到環(huán)保部門，后環(huán)保部門到電廠進(jìn)行調(diào)查，在聽取了電廠的解釋之后，才理解并接受。實(shí)際上，對于不設(shè)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(yùn)的。

通常認(rèn)為取消GGH后，由于煙氣溫度降低，煙氣抬升高度會降低。因?yàn)樵撾姀S屬于沿海電廠，理論上當(dāng)環(huán)境接近于飽和狀態(tài)時，飽和濕煙氣因水汽的凝結(jié)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(qū)域的落地濃度。該電廠在無風(fēng)的運(yùn)行情況下，煙囪高度為240米，抬升高度約500米，原來擔(dān)心的抬升高度降低的影響，并不顯著。

3 設(shè)置GGH與否對電廠周圍環(huán)境空氣質(zhì)量的影響

3.1從理論上，不設(shè)置GGH較設(shè)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(huán)境空氣質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)》（GB3095--1996）二級標(biāo)準(zhǔn)的限值3.2%，說明SO2排放對電廠周圍環(huán)境空氣質(zhì)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(huán)境影響較小。

3.2如果電廠未安裝脫硝裝置，不設(shè)置GGH時，按照現(xiàn)有規(guī)范計(jì)算，氮氧化物的最大落地濃度從占二級標(biāo)準(zhǔn)限值的20.7%增加到35%，占二級標(biāo)準(zhǔn)限值的份額較大。NOX的上述計(jì)算是基于鍋爐出口煙氣中NOX含量為350mg/Nm3（干基），實(shí)際運(yùn)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(shè)置GGH后對環(huán)境影響最大的問題。

3.3如果機(jī)組安裝煙氣脫硝系統(tǒng)，通過配置催化劑層數(shù)，脫硝效率可以達(dá)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(yán)重加劇NOx污染，可以滿足更嚴(yán)格的環(huán)保排放標(biāo)準(zhǔn)。

3.4隨著國家環(huán)保法規(guī)的日趨完善，對氮氧化物的排放控制將日趨嚴(yán)格，國內(nèi)電廠將逐步實(shí)施煙氣脫硝。從總體環(huán)保效益和經(jīng)濟(jì)效益分析，對同時安裝脫硝和脫硫系統(tǒng)的電廠，脫硫系統(tǒng)不設(shè)GGH具有明顯的優(yōu)勢。

結(jié)束語

通過已投運(yùn)的600MW燃煤機(jī)組脫硫裝置為例，介紹了采用GGH和不采用GGH機(jī)組的實(shí)際運(yùn)行情況。通過進(jìn)行運(yùn)行驗(yàn)證和對比分析，對兩種方案存在的優(yōu)缺點(diǎn)進(jìn)行論述分析。

從技術(shù)分析的角度看，脫硫裝置不設(shè)置GGH有一定的優(yōu)勢，按照常規(guī)計(jì)算的煙囪抬升高度降低在實(shí)際運(yùn)行中沒有得到驗(yàn)證。且取消GGH可以提高脫硫裝置的可利用率，切實(shí)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(qū)域，建議可以取消GGH。

參考文獻(xiàn)

[1]許正濤，吳樹志.煙氣脫硫工程中設(shè)置GGH與否的技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析和論證，全國電力行業(yè)脫硫脫硝技術(shù)協(xié)作網(wǎng)，2007年全國電力行業(yè)脫硫脫硝技術(shù)協(xié)作網(wǎng)暨技術(shù)研討會論文集，2007,10.

[2]胡斌，郝建宏.定州電廠GGH結(jié)垢原因分析，全國電力行業(yè)脫硫脫硝技術(shù)協(xié)作網(wǎng)，2007年全國電力行業(yè)脫硫脫硝技術(shù)協(xié)作網(wǎng)暨技術(shù)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(yè)于東北大學(xué)。1999.7-2007.6年，在哈爾濱鍋爐廠有限責(zé)任公司從事電站主機(jī)（鍋爐）性能設(shè)計(jì)工作。從2007，6至今，在中國電能成套設(shè)備有限公司從事電站設(shè)備招標(biāo)采購工作。

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