湿法烟气脱硫去掉GGH对脱硫系统的影响分析及解决对策
一、烟气脱硫GGH运行现状
目前国内带烟气再热器GGH的脱硫机组绝大部分都存在GGH严重堵塞情况，GGH在运行过程中阻力逐渐增大，造成脱硫机组运行能耗越来越大。
由于原烟气温度在GGH中由130~160℃左右降低到酸露点以下的80℃左右，因此在GGH的降温侧会产生大量的粘稠的酸液。这些酸液不但对GGH的换热元件和壳体有很强的腐蚀作用，而且会粘附大量烟气中的飞灰。另外，穿过除雾器的微小浆液液滴在换热元件的表面上蒸发之后，也会形成固体的结垢物。结垢造成净烟气不能达到设计要求的排放温度，使GGH换热效率降低，并对下游设施造成腐蚀。GGH换热面结垢后，污垢的导热系数比换热元件小，热阻增大。随着结垢厚度的增加，传热热阻增大，在原烟气侧高温原烟气热量不能被GGH换热元件有效吸收，换热元件蓄存热量达不到设计值。换热元件回转到净烟气侧，GGH换热元件本身没有储存到充足热量，又由于结垢而不能释放出来被净烟气吸收，因此净烟气的温升达不到设计要求。结垢越严重换热效率就越差，净烟气的温升就越小，净烟气对外排放温度就越低，对后续的设备腐蚀越来越严重。
GGH结垢会造成吸收塔耗水量增加。由于结垢GGH换热元件与高温原烟气不能有效进行热交换，经过GGH的原烟气未得到有效降温，进入吸收塔的烟气温度超过设计值。进入吸收塔的烟气温度越高，从吸收塔蒸发而带走的水量就越多。
GGH结垢引起增压风机能耗增加，结垢特别严重后，烟气通流面积减小使烟气流速增加，风机压力升高。当GGH压降使风机出口压力处于风机失速区，风机严重脱离运行工况，造成风机喘振。最后导致增压风机过载跳闸或旁路挡板门自行打开，脱硫系统无法正常运行。
GGH的原烟气侧向净烟气侧的泄漏会降低系统的脱硫效率，回转式GGH的原烟气侧和净烟气侧之间的泄漏可以达到1.0％，有的甚至更高，并且随着运行时间的延长，泄漏率会逐渐增大。泄漏率对于整个脱硫系统效率有很大的负面影响，消耗不必要的动力。
二、去掉GGH后对脱硫系统的影响分析
脱硫系统去掉GGH后，系统运行及维护工作量及大修费用大大降低。脱硫系统中无论投资或占地，GGH都占有很高的比例，GGH本身是个庞大的系统，又带有许多附属设备如低泄漏风机、密封风机、吹灰器、高压水泵，而这些附属设备若其中一个发生故障都会使GGH系统停运，最终导致脱硫系统停运。
俗话说，风机是电厂的电老虎。脱硫系统也不例外，增压风机是整个脱硫系统中单台用电负荷最大的设备。增压风机的压头主要由吸收塔压降、GGH压降及烟道压降组成，GGH的压降占到整个增压风机压降的1/3以上。因此去掉GGH后，增压风机的压头及电耗能降低1/3左右。同时因GGH的附属设备都将一起拆除掉，这些附属设备都将不再耗电。
对于发电企业来讲，机组每停1秒钟都会给电厂带来直接的经济损失，因此提高发电设备的运行可靠性及可用率是电厂努力追求的目标。系统中设备数量越多，组成的整个系统的运行可靠性及可用率越低，GGH系统中光控制点数就约80多点，若去掉GGH，整个脱硫系统的运行可靠性及可用率将有很大的提高。
脱硫系统原烟气温度一般在130~160℃左右，烟气经GGH降温侧降温后，温度至80℃左右进入吸收塔，在吸收塔进行反应后，出口烟气温度大约在50℃左右。若去掉GGH，130~160℃左右的烟气直接进入吸收塔，经喷淋降温后烟气温度大约在50℃左右离开吸收塔，温降达到80~110℃左右。吸收塔内烟气温度的降低都是通过喷淋降温水的蒸发来实现的，因此去掉GGH后，整个脱硫系统的水耗将增加约50％。
烟气的体积与烟气的K氏温度成正比关系，脱硫系统原烟气温度一般在130~160℃左右，烟气经GGH降温侧降温后，温度至80℃左右进入吸收塔，吸收塔流速保持一个最佳设计流速。在去掉GGH后，原烟气直接进入吸收塔，此时吸收塔入口及塔内烟气流速将会大幅增加，偏离了原来的设计工况，甚至影响到系统的安全稳定运行。
烟气经脱硫后虽然SO2被大量吸收，但SO3只有少部分被吸收，而且烟气温度降低，湿度增大，在取消GGH的情况下，进入烟囱的烟气温度在50℃左右，低于酸露点，含水量约为100mg/m3，烟囱筒壁会结露形成酸液，给烟囱的安全运行带来严重的腐蚀危害。
三、建议及对策
通过对脱硫系统GGH运行现状及取消GGH后对脱硫系统的影响分析，提出以下建议：
1、吸收塔是整个脱硫系统的核心，在去掉GGH后，为了保证整个脱硫系统脱硫效率，使进入吸收塔烟气温度维持原设计温度或稍高于原设计温度，在吸收塔入口处加装低温省煤系统。低温省煤系统是利用锅炉排烟温差热能加热汽轮机的冷凝水，达到降低锅炉煤耗的装置。加装低温省煤系统后，不仅解决了去掉GGH后烟气对脱硫系统的不利影响，而且降低排烟温度、提高锅炉效率，减少发电煤耗，排烟温度每降低10度，可节省标煤1克左右；同时烟气经降温后进入吸收塔大幅减少脱硫系统水耗，以220MW机组脱硫为例，年节标煤约5000吨，年节水量约15万吨，将给企业带来可观的经济效益。低温省煤系统压降一般在500~600Pa，远低于GGH的压降1000Pa，因此加装低温省煤系统后无需对脱硫系统及设备进行改造。
2、电厂烟囱高度达200多米，脱硫系统去掉GGH后湿烟气进入烟囱，给烟囱造成严重的腐蚀，给烟囱的安全运行带来严峻的考验。鉴于此，必须对烟囱进行防腐。烟囱防腐方式不同会对烟囱的运行产生不同的结果，由于烟气状态不稳定，干烟气与湿烟气交替进入烟囱（在FGD正常运行时为低温湿烟气，FGD停运时为高温干烟气），对于防腐材料提出非常高的要求，因此不合理的防腐方案将给烟囱带来不断的麻烦。所以，需慎重确定防腐方案。一般情况下，烟囱防腐时整个发电机组将需停运2个月左右。
3、考虑到目前国内烟囱防腐出现的问题，建议考虑增设湿烟囱（为了便于区分，将原机组烟囱叫"烟囱"，增设的湿烟囱叫"湿烟囱"）。增设湿烟囱后，原来的烟囱就无需再进行防腐。湿烟囱是指只经脱硫后烟气排放的烟囱，因其只走湿烟气而被命名为湿烟囱。正常情况下，烟气经吸收塔脱硫后进入湿烟囱排放；当脱硫系统停运时，脱硫烟气旁路门打开，烟气经原烟囱排放。湿烟囱因只经过湿烟气，而湿烟气状态又单一、稳定，防腐方案的确定比较容易，同时在湿烟囱安装施工期间，FGD正常运行（湿烟囱建造好后湿烟气直接切换进入湿烟囱），无需停炉，不会影响机组运行发电。
参考文献：
[1]邓徐帧,裴耀先,顾咸志,石灰石－石膏湿法烟气脱硫装置的防腐蚀,《电力环境保护》,2002,18(2):11－16。
[2]曾庭华,脱硫后烟气的腐蚀性探讨,电力设备,2004,(2):55－57。
[3]钟秦,燃煤烟气脱硫脱硝技术及工程实例,北京,化学工业出版社,2004。
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