对取消GGH成为目前新建湿法烟气脱硫工程首选方案的探讨
引言
石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统中，经吸收塔净化后的烟气温度一般为51℃左右，含饱和水蒸汽、SO2和SO3等，在上述温度下，容易冷凝产生腐蚀性的硫酸、亚硫酸液，对吸收塔后烟道和烟囱有很强的腐蚀性。国内早期实施的脱硫工程中，普遍情况是设置GGH，利用高温原烟气将净烟气加热到75℃以上，从而抑制酸性冷凝液的产生，解决吸收塔后烟道和烟囱的防腐问题。但目前新建工程基本不设置GGH，出吸收塔的净烟气直接进烟囱排放，同时，烟道和烟囱采取特殊防腐措施。
在脱硫系统中，为避免吸收塔排出的低温湿烟气腐蚀烟道和烟囱内壁，同时提高烟囱排出烟气的抬升高度以利于污染物的扩散，避免排烟降落液滴，常设GGH装置。我国《火力发电厂烟气脱硫设计技术规程》(2004)规定，烟气系统宜装设烟气换热器。但从已投运的GGH运行状况来看，大多数运行情况不好，均不同程度出现过GGH装置换热面结垢现象，有的结垢非常严重，影响脱硫系统的运行。随着国家对脱硫装置运行情况监管力度的加大，GGH装置易于堵塞对脱硫连续稳定运行的制约越来越受到重视，基于此种考虑，近来不设置GGH装置的项目越来越多。
在美国，自20世纪80年代中期以后安装的脱硫系统基本都不设置GGH；在欧洲、日本，环保标准要求烟囱排烟温度不低于75℃，因此，其烟气脱硫系统基本上都设置了GGH。在中国，最早不设置GGH的电厂是福建后石电厂600MW机组烟气脱硫装置。随着近几年大量脱硫装置的投运，对设置GGH和不设置 GGH的脱硫装置的运行已经积累了一定的经验。
取消GGH可节省脱硫系统建设投资，经济性显著。以已投运的600MW燃煤机组脱硫工程为例，对设置GGH和不设置GGH机组的实际运行情况进行运行验证和对比分析，对两种方案存在的优缺点进行论述分析，不考虑经济因素。
1 设置GGH的脱硫装置的运行情况
1.1 GGH容易堵塞，运行2~3月就要停机冲洗。GGH堵塞，带来的影响：
GGH换热恶化，进入吸收塔的烟气温度升高，排入烟囱的烟气温度降低；
由于进入吸收塔的烟气温度升高导致脱硫水耗增加；
GGH的阻力增大，使增压风机能耗增加，易导致风机喘振，甚至超出增压风机出力；
阻力过大时，GGH需要停机冲洗，脱硫系统可利用率降低。
1.2造成GGH容易堵塞的原因多种多样，主要有：
电除尘设备故障或除尘效率降低，导致原烟气中飞灰浓度增加，易使GGH积灰；
GGH本体的设计合理性、设备质量原因；
除雾器的流速分布不均，流速过高，易使除雾器后的净烟气携带液滴浓度过高，液滴随净烟气被带到GGH冷端，造成积灰、结垢；
吸收塔液位的影响。吸收塔在运行时由于氧化空气的鼓入及搅拌器扰动，液面上常会产生大量泡沫，液位有一定的上升，造成虚假液位，使吸收塔浆液外溢。这些泡沫携带有大量的石灰石和石膏混合物颗粒，进入到除雾器，造成除雾器堵塞，使净烟气中雾滴浓度上升、石膏等夹带物大量超标，并随净烟气进入到GGH，造成结垢；
吸收塔PH值的影响。当PH值过低时，亚硫酸盐溶解度上升，硫酸盐溶解度下降，会有石膏在很短时间内大量析出，产生硬垢，同时，也不利于SO2的吸收。当 PH值过高时，亚硫酸盐的溶解度下降，会引起亚硫酸盐析出，产生软垢。无论是亚硫酸盐或硫酸盐，达到饱和结晶析出，均易对下游的除雾器及GGH造成阻塞；
吸收塔浆液密度的影响。浆液密度越高，相应吸收塔液滴中石膏、石灰石混合物浓度越高，因此，净烟气带到GGH的固体物增加；
GGH入口温度的影响。GGH的入口温度过高，易造成GGH附着物的迅速固化，使积垢变为硬垢，难于清洗。
1.3解决堵塞的方法：
减少吸收塔和除雾器出口的携浆量。通过优化喷淋层设计、除雾器及烟道设计，提高除雾器的除雾效果，减少进入GGH的浆液量；
在GGH设计制造方面，选择容易吹透的换热元件形式，设置充分的吹灰措施（包括高压水冲洗、压缩空气吹扫、蒸气吹灰等）；
运行中严格定期吹灰，定期检查，发现有结垢先兆就应进行处理，处理时一定冲洗干净，不留余垢。
1.4实例
某电厂一期为2×600MW机组，烟气脱硫采用川崎湿法石灰石石膏工艺。每台机组配置一台单立轴、回转再生式GGH，热端朝上，冷端朝下布置。在BMCR 工况下，GGH能够将净烟气加热至80℃以上(烟囱入口处)，为了清洁GGH使烟气压降满足要求，配备了压缩空气吹扫系统、在线冲洗水系统、离线冲洗水系统。
电厂1号机组脱硫系统GGH自运行以来，GGH原烟气及净烟气差压均比设计值大。在168试运期间，GGH原烟气侧差压达到了0.96kPa(设计值为轻微沾污时，原烟气侧为0.76kPa)，168试运后，GGH堵塞逐渐变得严重，虽多次启动在线冲洗水进行清灰，但不能将差压降至1.0kPa以下。 GGH堵塞严重时，1号机组原烟气侧差压在风量1520kNm3/h时，达到1.46kPa，烟气总阻力超过3.9kPa，增压风机电流超过设计值 542A。
为此，电厂1号机组进行了大修，在大修期间，对GGH的换热元件进行翻转，并用高压水进行了清洗；除雾器也彻底清除了底部的积垢，疏通了排水管道，更换了堵塞的喷嘴；对脱硫装置系统的仪表进行重新校验。机组重新启动后，首先从运行参数的控制上着手，加强观察、记录、分析，然后再进一步考虑调试及改造措施。
2 不设置GGH的脱硫装置的运行情况
2.1脱硫系统不设置GGH，带来运行参数上的变化主要有：
脱硫装置排烟温度降低至51℃左右；
由于进入吸收塔的烟气温度较高，需要释放更多的热量和蒸发更多的水分才能够达到绝热饱和状态。与设置GGH方案相比，二套脱硫系统装置工艺水消耗约增加66.3t/h。
由于不需GGH驱动电机及密封和低泄露风机，功耗减少约230kW；由于脱硫系统烟气阻力降低，每套脱硫系统增压风机的轴功率约可节省980kW。二套脱硫装置装置电耗共降低约2400kW。
由于不设置GGH，脱硫装置运行可靠性和可利用率提高，维护和检修工作量减少。
2.2湿法烟气脱硫装置不设GGH时，烟囱需要考虑防腐措施。不设GGH时的烟囱防腐方案主要有：一是在混凝土烟囱内衬耐酸瓷砖；另一种是钢管烟囱内表面衬玻璃鳞片、钛合金板或镍基合金板。
2.3实例
某电厂4×600MW机组烟气脱硫装置不设置GGH，自2006年初第一台机组通过168后，后三台均在关闭旁路挡板的情况下与主机组同步通过168试运。其中4#机组自2006年末通过168后直接投入商业运行，一直运行到07年5月底因主机组故障而短期停运，在旁路挡板关闭情况下连续运行181天。脱硫装置投运后，在水耗、电耗等数据方面，与设计基本一致，连续运行可靠性明显提高。
电厂烟囱为4管复合钛管钢烟囱。在4台机组脱硫都投运，且旁路挡板100%关闭的情况下，由于排烟温度为51度的水蒸气饱和烟气，且含有75mg/Nm3 的水滴，在烟囱口形成“滚滚白烟”。电厂曾经因为此问题，被附近居民举报到环保部门，后环保部门到电厂进行调查，在听取了电厂的解释之后，才理解并接受。实际上，对于不设置GGH的电厂，由于脱硫前后烟气排放条件的显著差异，是很容易通过观察烟囱排烟判断脱硫装置是否投运的。
通常认为取消GGH后，由于烟气温度降低，烟气抬升高度会降低。因为该电厂属于沿海电厂，理论上当环境接近于饱和状态时，饱和湿烟气因水汽的凝结会使烟羽抬升比加热到100℃的干烟气还高，取消GGH烟气抬升高度通常会更高，不会增加氮氧化物在烟囱附件区域的落地浓度。该电厂在无风的运行情况下，烟囱高度为240米，抬升高度约500米，原来担心的抬升高度降低的影响，并不显著。
3 设置GGH与否对电厂周围环境空气质量的影响
3.1从理论上，不设置GGH较设置时SO2最大地面浓度增大约75%，但由于脱硫后二氧化硫排放量很小，所造成的最大地面浓度仅为《环境空气质量标准》（GB3095--1996）二级标准的限值3.2%，说明SO2排放对电厂周围环境空气质量影响甚微。粉尘排放则由于湿法脱硫工艺具有较高的除尘效率，对环境影响较小。
3.2如果电厂未安装脱硝装置，不设置GGH时，按照现有规范计算，氮氧化物的最大落地浓度从占二级标准限值的20.7%增加到35%，占二级标准限值的份额较大。NOX的上述计算是基于锅炉出口烟气中NOX含量为350mg/Nm3（干基），实际运行中锅炉排烟NOX含量有可能高于此值。因此，NOX排放成为不设置GGH后对环境影响最大的问题。
3.3如果机组安装烟气脱硝系统，通过配置催化剂层数，脱硝效率可以达到50～90％。这样，即使在采用湿烟囱的情况下，NOx最大一次落地浓度也小于0.04mg/Nm3，不会严重加剧NOx污染，可以满足更严格的环保排放标准。
3.4随着国家环保法规的日趋完善，对氮氧化物的排放控制将日趋严格，国内电厂将逐步实施烟气脱硝。从总体环保效益和经济效益分析，对同时安装脱硝和脱硫系统的电厂，脱硫系统不设GGH具有明显的优势。
结束语
通过已投运的600MW燃煤机组脱硫装置为例，介绍了采用GGH和不采用GGH机组的实际运行情况。通过进行运行验证和对比分析，对两种方案存在的优缺点进行论述分析。
从技术分析的角度看，脱硫装置不设置GGH有一定的优势，按照常规计算的烟囱抬升高度降低在实际运行中没有得到验证。且取消GGH可以提高脱硫装置的可利用率，切实降低SO2排放。但取消GGH后，脱硫水耗有明显增加。
因此，在不缺水的区域，建议可以取消GGH。
参考文献
[1]许正涛，吴树志.烟气脱硫工程中设置GGH与否的技术经济分析和论证，全国电力行业脱硫脱硝技术协作网，2007年全国电力行业脱硫脱硝技术协作网暨技术研讨会论文集，2007,10.
[2]胡斌，郝建宏.定州电厂GGH结垢原因分析，全国电力行业脱硫脱硝技术协作网，2007年全国电力行业脱硫脱硝技术协作网暨技术研讨会论文集，2007，10.
作者简介：王力春（1975~），男，汉族，黑龙江省七台河市人；工程师，毕业于东北大学。1999.7-2007.6年，在哈尔滨锅炉厂有限责任公司从事电站主机（锅炉）性能设计工作。从2007，6至今，在中国电能成套设备有限公司从事电站设备招标采购工作。
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