石灰石―石膏湿法烟气脱硫工艺是否安装烟气换热器

　　随着我国电力工业的快速发展和环境保护要求的不断提高，火电厂烟气脱硫（FGD）设施的建设不断加快。到2004年底，全国约有2000万千瓦装机的烟气脱硫设施投运或建设，约3000万千瓦装机的烟气脱硫设施正在施工建设。迄今为止，国内外已开发出数百种烟气脱硫技术，其中大型火电厂机组烟气脱硫均以石灰石一石膏烟气脱硫湿法工艺为主，该工艺已成为我国燃煤电厂烟气脱硫的工艺。而烟气脱硫湿法工艺是否需要进行烟气升温，即烟气脱硫是否需加装烟气换热器（GGH）的问题一直困扰着脱硫产业界。

　　1国内外烟气换热器的安装情况1.1国内情况国内初期建设的目前已投运的火电厂烟气脱硫装置均安装了烟气换热器。如利用日本三菱技术的珞磺一期、二期工程烟气脱硫，采用了水媒管式烟气换热器；重庆电厂、浙江半山电厂、北京热电厂的烟气脱硫，弓丨进德国Steinmuller公司的技术，采用了气一气回转式烟气换热器。随后建设的石景山热电厂、北京热电厂二期、山东黄台电厂、江阴夏港电厂、浙江钱清电厂烟气脱硫装置也都安装了GGH.国内目前实施的脱硫工程中，通常都是设置GGH，但也有部分工程没有GGH，也就是吸收塔处理后的净烟气不升温，直接经烟囱排放至大气。如60万千瓦机组的常熟电厂、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、后石电厂等烟气湿法脱硫后均没有安装GGH. 1.2国外情况德国大规模建设FGD设施的时间是在上世纪80 ~90年代。由于当时该国法规的要求，烟气的排放温度不得低于72"C，因此，在此期间建设的FGD装置全部安装了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。据德国有关公司介绍，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，由于大部分欧盟成员国对烟气排放温度没有法规上的限制，所以从2002年开始，德国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装置已有部分不再安装GGH.德国脱硫公司认为，不安装GGH是今后FGD系统发展的趋势。德国已有越来越多的电厂将脱硫后的烟气通过冷却塔排放，这样既可以不安装GGH，又可以省去湿烟囱的投资，而且也大大提高了烟气中污染物的扩散能力。

　　美国环保标准对烟囱出口的排烟温度并无要求，因此美国自80年代中期以来建设的脱硫系统基本都不设置GGH，设置GGH的仅占25.美国一些电厂考虑到FGD系统不安装GGH会由于烟温过低而可能对周围环境产生不利影响，因此在烟囱底部安装了燃烧洁净燃料的燃烧器，在气象条件不利于扩散时，可对脱硫后的烟气进行临时加热。该方法的投资和运行费用都较低，而且又起到了保护环境的作用，是一种切合实际的解决方案，值得我们借鉴。

　　日本为了减轻环境污染，一直采用较高烟温排放，以增强烟气的扩散能力，因此，日本所有的FGD装置均安装了GGH. 2烟气换热器的作用⑴提高排烟温度和抬升高度湿法烟气脱硫系统中，吸收塔出口净烟气的温度一般为47~5rC，设置GGH可将净化后的饱和湿烟气加热到约80=C，从而提高烟气从烟囱排放时的抬升高度。从环境质量的角度来看，根据某电厂（2台30万千瓦机组）的实际计算，主要污染物（二氧化硫、粉尘和氮氧化物）对地面浓度的贡献见下表。

　　污染物二氧化硫粉尘氮氧化物国家二级标准限值日均值/标准值从以上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，因此无论是否安装GGH，它们的贡献都只占环境允许值的很小一部分。

　　由于FGD系统不能有效脱除氮氧化物，因此安装GGH可控制氮氧化物的浓度。但从上表可以看出，即使不安装GGH，氮氧化物对地面浓度的贡献也仍然只占环境允许值的10左右，因此对环境的影响不会很明显。实际上，通过扩散来降低氮氧化物落地浓度，只能减轻局部环境污染，不能减轻总体环境污染。降低氮氧化物对环境影响的根本措施是安装脱硝装置。但如果电厂的环境湿度处于饱和状态，FGD系统安装或不安装GGH对烟气抬升高度的影响都不大，不安装GGH也不会造成地面污染浓度的增大。

　　（2）减轻湿法脱硫后烟囱冒白烟的问题由于烟气脱硫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，这种烟羽一般只在冬天出现；而在北方环境温度较低的地区，这种烟羽出现的几率则较大。一般而言，烟气脱硫后冒白烟的问题是很难彻底解决的，如果要完全消除白烟，则必须将烟气加热到100C以上。

　　安装GGH后排烟温度约为80C，因此只能使烟囱出口附近的烟气不产生凝结，而无法避免白烟在较远的地方形成。

　　白烟问题并不是一个环境问题，它只是一个公众的认识问题。也就是说，白烟的产生对环境质量没有影响，更何况与冷却塔相比，烟囱产生的白烟要少得多。

　　因此，我们要加强宣传，科学地认识白烟问题。

　　3安装烟气换热器带来的问题投资和运行费用增加据初步推算，目前国内火电厂FGD系统采用GGH的约占80以上。若按每年新增FGD容量3000万千瓦计算，安装GGH的直接设备费用就达11亿元左右。而且如果计算因安装GGH而增加的间接设备费用及相应的建筑安装费用等，其总和约占FGD总投资的20.此外，GGH本体对烟气的压降约为1000Pa，如果算上由于安装GGH而弓丨起的烟道压降，总的压损约为1200Pa.为了克服这些阻力，必须增加增压风机的压头，这会使FGD系统的运行费用大大增加。

　　GGH的原烟气侧向净烟气侧的泄漏会降低系统的脱硫效率，尽管回转式GGH的原烟气侧和净烟气侧之间的泄漏可以控制在1.0以下，但这毕竟是一种无谓的损失。

　　⑶脱硫系统运行故障增加原烟气温度在GGH中会由约130C降低到酸露点以下的80C，因此，在GGH的热侧会产生大量粘稠的浓酸液。这些酸液不仅对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后，也会形成固体结垢物。上述这些固体物会堵塞换热元件的通道，进一步增加GGH的压降。国内已有电厂由于GGH粘污严重而造成增压风机振动过大的例子。

　　⑷增加相应的能耗、水耗GGH在运行中和停机后需用压缩空气、蒸汽和高压水进行冲洗，以去除换热元件上的积灰和酸沉积物，因此增加了相应的能耗、水耗。冲洗GGH的废水含有很强的腐蚀性，必须进行专门的处理后才能排放。

　　（5）不能避免尾部烟道和烟囱被腐蚀由于对FGD系统的性能尚未完全认识，多数人误认为脱硫后的净烟气通过GGH加热后，烟温升高至80"C，可以降低脱硫后烟气对下游设备的腐蚀倾向。但实践证明，烟气经过GGH加热后，烟温仍低于其酸露点，仍然会在尾部烟道和烟囱中产生新的酸凝结。因此，认为采用GGH后烟气不会对尾部烟道和烟囱产生腐蚀是认识上的一个误区。而且无论是否安装GGH，烟气脱硫湿法工艺的烟囱都必须采取防腐措施，并按湿烟囱进行设计。

　　4结语⑴长期的实践已经证明：GGH在FGD系统中的作用不大，但安装GGH后引起的负面影响却很大。

　　烟气脱硫湿法工艺排放净烟气的烟囱都必须采取防腐措施，这与是否安装GGH无关。因此，认为安装GGH后可以不对烟囱采取防腐措施，并以此节省烟囱防腐所需费用的观点不但是错误的，而且是危险的。

　　GGH的投资和运行费用非常昂贵，2台30万千瓦机组安装GGH的总投资为3000多万元，约占FGD系统总投资的20以上，年运行费用约为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根据目前国内已投运的GGH情况看，大多数GGH的运行情况不佳。由于运行时间尚短，腐蚀的问题还没有完全暴露出来。目前主要的问题是换热元件堵塞，造成FGD系统停运。

　　对于不安装GGH致使排放的氮氧化物对地面浓度的贡献有所增加的问题，主要应依靠安装烟气脱硝装置来解决，而且从经济角度来看，取消GGH之后节省的投资和运行费用，有可能补偿安装烟气脱硝所需的投资费用。是否需要安装烟气脱硝设施应依据排放标准来决定，在氮氧化物不超标的情况下，不能强制企业安装烟气脱硝设施。所以，仅从污染物排放控制角度来看，是否安装GGH，应由业主自主决定，环保部门只需提出污染物控制要求。

　　安装GGH后对于减轻烟囱周围地区的烟囱雨和烟囱冒白烟的问题有一定效果。但白烟不影响环境质量，其不能作为环境因素加以考虑，更不能以此作为安装GGH的标准和依据。

　　安装GGH后烟气的升温，主要是在一定程度上提高了烟气抬升高度和有效源高，从而在一定条件下改善了烟气扩散条件，而对污染物的排放浓度和排放量没有影响。

　　综上所述，石灰石一石膏湿法脱硫工艺安装GGH弊多利少，不但不能有效改善我国总体环境质量，而且还会大大增加企业负担，并将影响脱硫系统的安全、稳定、高效运行。因此，今后建设的烟气脱硫设施不宜再安装GGH.