对湿法脱硫工艺中是否增设烟气换热器的讨论
０ 前言
近年来我国烟气脱硫产业化取得了重大进展， 截止到２００５ 年底， 已建成投产 ５３００ 万 ｋＷ 装机的烟气脱硫设施。针对我国火电机组不同情况的烟气脱硫技术得到全面发展， 脱硫设备国产化率已达 ９０％以上。石灰石－ 石膏湿法烟气脱硫（ＦＧＤ）工艺由于其适应范围广、工艺成熟、脱硫效率高、脱硫剂来源丰富且价格较低， 已成为我国燃煤电厂的首选工艺［１］。
石灰石－ 石膏湿法脱硫工艺中， 关于烟气系统的配置方案， 一般有 ２ 种。即： 原烟气经增压风机升压后直接进入吸收塔， 脱硫后的烟气直接引至烟囱排放（ 排烟温度约 ５０℃）； 或烟气经增压风机升压后再经烟气换热器（ＧＧＨ） 进行高低温烟气换热降温后进入吸收塔， 脱硫后的烟气经 ＧＧＨ 升温后再引至烟囱排放（排烟温度约 ８０℃）。脱硫系统中的 ＧＧＨ 实际上是一个再生式换热器， 国际上较普遍采用的 ＧＧＨ 型式为回转式［２］。
湿法 ＦＧＤ 系统投资较大， 一般占电厂投资的近 ８％［１］。为此， 减少湿法 ＦＧＤ 装置的造价， 降低运行、维护费用， 越来越受到关注。湿法 ＦＧＤ 工艺是否需要进行烟气升温， 即烟气脱硫是否需加装 ＧＧＨ 的问题一直困惑着脱硫产业界［３］。
１ 国内外现状和发展趋势
１．１ 国外现状和发展趋势
德国设置 ＧＧＨ 并不是基于为烟囱防腐蚀的原因， 而是因不设 ＧＧＨ 时， 排烟温度低至 ５０℃左右， 烟囱出口烟气呈白色水雾， 视觉效果较差， 为防止出现这种状况， 环境保护法规中有烟气温度应超过 ７２℃的规定， 因而必须要设置ＧＧＨ［４，５］。德国大规模建设 ＦＧＤ 装置的时间是 ２０ 世纪 ８０～９０年代。因此， 在此期间建设的 ＦＧＤ 全部设置了 ＧＧＨ， 而且主要是回转式 ＧＧＨ。经过多年的运行， 发现 ＧＧＨ 是整个ＦＧＤ系统的故障点， 大大影响了 ＦＧＤ的可用率。几乎所有的ＧＧＨ 在运行过程中都出现了故障。德国加入欧盟以后， 大部分欧盟成员国对烟气排放的温度没有法规上的限制 。从［５］２００２ 年开始， 德国采用了欧盟的标准， 取消了对烟气排放温度的限制。因此， 在原东德地区近期建设的 ＦＧＤ， 已有部分电厂不再设置 ＧＧＨ， 将脱硫后的烟气通过冷却塔排放， 这样既可以省去湿烟囱的投资， 又可以大大提高烟气中污染物的扩散能力， 从而改善视觉效果［４］。
ＦＧＤ 装置设置 ＧＧＨ 在亚洲地区采用的较多， 如日本、韩国、中国等［２］。日本是一个面积小， 地形狭长的岛国， 为了减轻烟气排放对日本本土的污染。一直采用较高烟温排放， 以增强烟气的扩散能力。因此， 日本的 ＦＧＤ 装置一般都设置ＧＧＨ［３，４］。
美国环保标准对烟囱出口排烟温度无要求。因此， 美国自 ２０ 世纪 ８０ 年代中期以后安装的 ＦＧＤ 系统基本都不设置ＧＧＨ［３，４］。美国 Ｂ＆Ｗ 公司在全球 ＦＧＤ 工程业绩中， ６０％不设置 ＧＧＨ； 其中在美国 ＦＧＤ 中， ９０％以上不设置 ＧＧＨ， 在台湾ＦＧＤ 工程中均不设置 ＧＧＨ。美国一些电厂考虑到 ＦＧＤ 不设置 ＧＧＨ 可能会因烟温过低对周围环境产生不利影响， 采用了在烟囱底部安装燃烧洁净燃料的燃烧器， 此方法可以在气象条件不利于扩散时， 对脱硫后的烟气进行临时加热［３］。这种方法的投资和运行费用都很低， 同时对保护环境有很好的作用， 是一种比较实际的方案。
１．２ 国内现状和发展趋势
由于我国的 ＦＧＤ 事业是在引进日本和欧洲技术的基础上发展起来的， 因此基本沿用了它们的技术规则［４］。国内初期建设，目前已投运的电厂 ＦＧＤ 装置均设置了 ＧＧＨ， 如利用日本三菱技术的珞磺电厂 １ 期、 期工程， ＦＧＤ 装置采用了２水媒管式 ＧＧＨ。重庆电厂、浙江半山电厂、北京第一热电厂的ＦＧＤ 引进的是德国 Ｓｔｅｉｎｍｕｌｌｅｒ 公司的技术， 采用了气气回转式 ＧＧＨ［２，３］。国内自行设计的火电厂湿法 ＦＧＤ 装置， 例如北京石景山热电厂， 北京一热 ２ 期工程， 山东黄台电厂， 江阴夏港电厂、浙江钱清电厂、广东瑞明电厂和沙角 Ａ 厂也均设置了 ＧＧＨ［５］。
但是随着脱硫技术的发展和进步以及业内人士对脱硫技术认识的深化， 国内有些工程在 ＦＧＤ 装置后没有设置ＧＧＨ。如， 常熟电厂、利港电厂、黄骅电厂、台山电厂、王滩电厂、托克托电厂、潮州电厂、乌沙山电厂、陡河电厂、唐山电厂、后石电厂等［２－５］。
从国内外燃煤电厂 ＦＧＤ 装置运行状况来看， 存在着设置和取消 ＧＧＨ 系统 ２ 种情况， 目前国内外在在建电厂的ＦＧＤ 系统中， 主张取消 ＧＧＨ 的， 有逐渐增加的趋势［６］。
２ 比较
２．１ 设置 ＧＧＨ 的作用
（１） 增强污染物扩散。湿法 ＦＧＤ 系统中设置 ＧＧＨ 后可以将脱硫后的排烟温度升高至 ８０℃左右， 从而可以提高烟气从烟囱排放时的抬升高度。同时也使烟气中 ＳＯ２ 的地面最大落地浓度降低， 最大落地浓度点距烟囱的距离也扩大， 即烟气的扩散能力得以加强。
某电厂 ２ 台 ３０ 万 ｋＷ 机组合用一个烟囱， 烟囱高度为２１０ｍ， 设置与取消 ＧＧＨ 时主要污染物对地面浓度的影响对比如表 １ 所示［３］。从表 １ 的计算结果可以看出， 由于二氧化硫和粉尘的源强度在除尘和脱硫之后大大降低。因此， 无论是否设置 ＧＧＨ， 它们的贡献只占环境允许值的很小一部分。由于 ＦＧＤ 不能有效脱除氮氧化物， 氮氧化物的源强度并没有降低， 因此是否设置 ＧＧＨ 对于氮氧化物的贡献有较大影响，但从表 １看出， 仍然只占环境允许值的 １０％左右。因此， 对环境的影响不会很显著。实际上降低氮氧化物对环境影响的根本措施是安装脱硝装置， 想通过扩散来降低落地浓度只是一种权宜之计， 只能减轻局部环境污染， 不能减轻总体环境污染。但如果电厂的环境湿度处于饱和状态， 则湿烟气的抬升与其处于环境湿度未饱和时有明显不同。此时 ＦＧＤ 系统设置 ＧＧＨ 与否对烟气抬升高度差异不大， 不会造成地面污染浓度的改变。
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（２）降低烟羽可见度。由于安装了湿法 ＦＧＤ 系统之后，从烟囱排出的烟气处于饱和状态， 在环境温度较低时， 凝结水汽会形成白色的烟羽。在我国南方城市， 这种烟羽一般只会在冬天出现； 而在北方环境温度较低的地区， 出现的几率较大。一般而言， ＦＧＤ 系统后冒白烟是很难彻底解决的， 如果要完全消除白烟， 必须将烟气加热到 １００℃以上。设置ＧＧＨ 也只能使烟囱出口附近的烟气不产生凝结， 使白烟在较远的地方形成。白烟对环境质量没有影响， 只是一个公众的认识问题。
（３）避免烟囱降落液滴及减轻烟囱腐蚀。经湿法脱硫后的烟气， 在排放过程中， 随着烟温的逐渐降低， 烟气易于冷凝结露并在潮湿环境下产生腐蚀性的水液液体， 并依附于烟囱内侧壁流下， 对烟囱造成严重腐蚀。而 ＧＧＨ 的设置可以提高经脱硫处理后排放的烟气温度， 从而减缓了由于烟气冷凝结露产生的腐蚀性水液液体， 同时减轻了烟囱腐蚀。
２．２ 取消 ＧＧＨ 的可能性
取消 ＧＧＨ 需要考虑如下一些主要问题：
（１） 污染物扩散问题。取消 ＧＧＨ 后的排烟温度仅为５０℃或更低， 从而使烟气从烟囱排放时的抬升高度有所降低。同时也使烟气中 ＳＯ２ 的地面最大落地浓度加大， 影响到了烟气的扩散能力。如果工程脱硫效率较高， 经过脱硫后ＳＯ２ 浓度较低， 落地浓度仍然能满足国家的有关要求。因此，取消 ＧＧＨ 对于因污染物扩散能力降低而导致的最大落地浓度无较大影响。
（２）可见烟羽问题。设置 ＧＧＨ 后由于烟温的提升， 烟囱冒白烟的问题可以在一定程度上得以减轻。但由于湿法ＦＧＤ 工艺设置 ＧＧＨ 后排烟温度仅在 ８０℃左右， 温升有限，因此只能使得烟囱在出口附近的烟气不产生凝结， 白烟仍会在较远的地方形成。
（３）系统稳定运行问题。ＧＧＨ 包括设备本体、密封系统、水和压缩空气冲洗系统等， 较为复杂， 工作条件恶劣。设置ＧＧＨ 后， 由于 ＧＧＨ 部件的腐蚀和换热元件堵塞， 造成的增压风机的运行故障， 已经成为 ＦＧＤ 系统长期稳定运行的瓶颈之一， 不设 ＧＧＨ 可减少故障点， 使脱硫系统运行可靠性提高， 维护和检修工作量也相应减少。还可优化炉后布置， 使烟道和设备的布置更加简洁合理， 安装和检修空间增大， 施工安装更方便。
（４） 对下游设备及烟囱的腐蚀问题。从理论上讲， 采用ＧＧＨ 提高了脱硫后排烟温度， 能有利于减缓烟气的腐蚀（ 即提高烟气温度， 减少结露）。但由于烟气在经过 ＧＧＨ 加热之后， 烟温仍然低于其酸露点， 因此， 仍然会在下游的设备中产生新的酸凝结。不仅如此， 由于在低温情况下随温度上升， 液体的腐蚀性会增强， 因此， 烟温升高更加剧了凝结液的腐蚀倾向， 使得经 ＧＧＨ 加热后的烟气有更强的腐蚀性。因此， 无论是否设置 ＧＧＨ， 湿法脱硫工艺的烟囱都必须采取防腐。一般有 ２ 种防腐方式： ①钢管烟囱内表面衬玻璃鳞片； ②钢管烟囱内表面衬钛合金板或镍基合金板。湿烟囱在我国应用实绩尚少， 需对国外电厂的实际运行情况进行定期调研［６］。
２．３ 技术－ 经济性比较
湿法 ＦＧＤ 工艺中是否设置 ＧＧＨ 方案的技术－ 经济性比较如表 ２ 所示：
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设置 ＧＧＨ， 由于增加了烟气系统阻力， 使得运行费用提高不少， 维护费用也有所增加。对于 ２ 台 ３０ 万 ｋＷ 机组， 设置 ＧＧＨ， 总投资为 ３０００ 多万元， 约占 ＦＧＤ 系统总投资的２０％以上。年运行费用约 ８９０ 万元， 而建设一个防腐性能良好可以长期使用的湿烟囱的防腐费用大约为 １２００～２０００ 万元［３］。
再以某 ２台６０万 ｋＷ机组为例， 进行比较［４］： 不设ＧＧＨ方案比设置 ＧＧＨ 方案将节省 ＧＧＨ 投资 ５０００ 万元， 增加烟囱和海水淡化装置投资各 ２０００ 万元， 合计节省投资 １０００ 万元； 节省厂用电费 ２４３．１ 万元／ａ， 节省维护费用 ５０ 万元／ａ， 多增加水耗 １１１．３２ 万元／ａ， 合计节省运行维护费用 １８１．７８ 万元／ａ。
不设 ＧＧＨ 方案中除脱硫工艺耗水量大于设置 ＧＧＨ 方案外， 其余无论从投资、布置、运行维护费用等各项指标上，不设 ＧＧＨ 方案均较设置 ＧＧＨ 方案为优。但要考虑对烟囱进行防腐处理。
２．４ 环境保护要求
火电厂湿法 ＦＧＤ 系统后的烟气升温， 主要是在一定程度上提高烟气抬升高度和有效源高， 从而在一定条件下改善烟气扩散条件而对污染物的排放浓度和排放量没有影响［３］。
对于燃煤电厂较为密集的地区， 对环境质量有特殊要求的京津地区、城区及近郊、风景名胜区或有特殊景观要求的区域、以及位于城市的现有电厂改造等， 在景观要求和环境质量等要求下， 火电厂均应采取加装 ＧＧＨ 等设备， 进一步改善烟气扩散条件。在农村、部分海边等有环境容量的地区建火电厂， 在满足达标排放、总量控制和环境功能的条件下， 可暂不采取烟气升温措施。对新建、扩建、改造的火电厂， 其烟气排放是否需要升温， 应通过项目的环境影响评价确定。
３ 结论
设置 ＧＧＨ 而起到的污染物扩散能力、可见烟羽程度均对脱硫系统的实际运行以及环保要求无实质影响， 且设置ＧＧＨ 也不会使净烟气下游设备及烟囱免设防腐设施。
ＧＧＨ 并不是烟气脱硫装置保证脱硫效率必备的组件， 发电厂是否设置 ＧＧＨ应根据工程的具体情况， 如工程所处的地理位置、机组容量、机组烟囱的设计等， 综合考虑取消 ＧＧＨ 与对烟囱和烟道采取防腐措施后， 可节约电厂的投资和运行费。
参考文献
１ 张爽． 湿法烟气脱硫装置采用湿烟囱排放的探讨． 电力建设， ２００５， ２６（１）
２ 安牧宁， 李俊青． ３００ＭＷ 机组烟气脱硫系统可行性分析． 内蒙古电力技术， ２００５， ２３（４）
３ 赵鹏高， 马果骏， 王宝德， 等． 石灰石－ 石膏湿法烟气脱硫工艺不宜安装烟气换热器． 中国电力， ２００５， ３８（１１）
４ 杨建祥． 对燃煤电厂烟气脱硫装置是否装烟气再热系统的分析． 电力勘测设计， ２００５， （５）
５ 张华， 何强， 陈振宇， 等． 湿法烟气脱硫中 ＧＧＨ 对污染物扩散影响初探． 电力环境保护， ２００５， ２１（２）
６ 赵华， 赖敏， 丁经纬． 脱硫系统不设烟气再热器方案探讨． 热力发电，２００５，（１０）
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