石灰石―石膏湿法烟气脱硫工艺不宜安装烟气换热器

　　文\赵鹏局马果骏王宝德胡健民不宜安装烟气换热器石灰石石膏湿法烟气脱硫工艺随着电力工业的快速发展，特别是环境保护要求的提高，火电厂烟气脱硫（FGD）设施建设不断加快，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，并已成为我国燃煤电厂烟气脱脱硫的工艺。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的问题一直困惑着脱硫产业界。本文就安装烟气换热器（GGH）有关问题作一阐述，供业内人士，也供有关决策部门。

　　国内初期建设目前已投运的电厂烟气脱硫装置，均安装了烟气换热器。目前实施的脱硫工程中较普遍的情况是设置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60万干瓦机组的常熟电厂、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GGH.以一些主要国家为例：时间是上世纪80-90年代，由于当时法规的要求烟气的排放温度不得低于72C，因此在此期间建设的FGD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。据德国公司介绍几乎所有的GGH在运行过程中出现了故障。德国加入欧盟以后，从2002年开始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已有部分电厂不再安装GGH.德国脱硫公司认为，不安装GGH是今后FGD发展的趋势。德国已经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。

　　2、美国。美国环保标准对烟囱出口排烟温度无要求，因此美国自80年代中期以后安装的脱硫系统基本都不设置GGH，GD中设置GGH的仅占25.美国一些电厂考虑到FGD不安装GGH因烟温过低可能对周围环境产生不利影响采用在烟囱底部安装燃烧洁净燃料的燃烧器，在气象条件不利于扩散时对脱硫后的烟气进行临时加热。这种方法投资很低运行费用也很低同时保护了环境是一种结合实际的解决方案，值得我们借鉴。

　　3、曰本。曰本是一个面积小地形狭长的岛国。为了减轻对曰本本土的污染，一直采用较高烟温排放，以增强烟气的扩散能力，因此，曰本所有的FGD装置均安装了GGH.提高排烟温度和抬升高度湿法烟气脱硫系统中，设置GGH可将净化后的饱和湿烟气加热到约80C从而提高烟气从烟囱排放时的抬升高度。根据某电厂实际计算对于2台30万干瓦机组合用一个烟囱，烟囱高度为210m，在环境湿度未饱和的条件下安装和不安装GGH的烟气抬升高度有明显的差异。

　　但是从环境质量的角度来看，主要的关注点是在安装和不安装GGH时主要污染物（二氧化硫、粉尘和氮氧化物）对地面浓度的贡献。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安装GGH对于氮氧化物的贡献有较大影响，实际上低氮氧化物对环境影响的根本措施是安装脱硝装置通过扩散来降低落地浓度只、是一种权宜之计，只能减轻局地环境污染，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明显不同，此时FGD安装和不安装GGH对烟气抬升高度差异不大不会造成地面污染浓度的增大。

　　（二）减轻湿法脱硫后烟囱冒白烟问题由于FGD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，GD后冒白烟是很难彻底解决的，如果要芫全消除白烟，必须将烟气加热到100C以上。安装GGH后排烟温度约80C，因此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。

　　白烟问题不是一个环境问题，也就是对环境质量没有影响，而是一个公众的认识问题，更何况与冷却塔相比烟囱的白烟要少得多。因此，需要加强宣传科学认识白烟问题。

　　GGH不能减轻尾部烟道和烟囱的腐蚀实践证明烟气经过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后不会对尾部烟道和烟囱产生腐蚀的概念是错误的。一是脱硫后的净烟气尽管so2含量降低了，但S3脱出的很少，而且烟气的腐蚀性成份发生了很大变化有cl、s32、s42-、F-等。净烟气中的水分含量较大；S3将全溶于水中烟气会在尾部烟道和烟囱内壁结露，使烟囱的腐蚀加大。二是安装GGH后烟气中的飞灰会积聚在GGH换热元件上，飞灰中的重金属会起催化剂作用将烟气中部分S2转化为S3，尽管数量不多，但对升高烟气的酸露点是有影响的，测试表明GGH后S3的含量有所增加。三是测试发现经过FGD后的烟气酸露点在90-120°C温度范围内，而烟气再热之后的温度约80C，因此在FGD下游设备表面上仍然会产生新的酸凝结液。四是经GGH加热后的烟气温度高于烟气水露点，因此可以防止新的凝结水产生，但是80C的低温烟气无法在很短时间内将已经凝结在烟道或烟囱表面上的水或穿过除雾器的浆液快速蒸干，只能使这些液滴慢慢地浓缩、干燥而此过程使得原来酸性不强的液滴变成腐蚀性很强的酸液在烟道和烟囱上形成点腐蚀。

　　因此，认为安装GGH后可以减轻脱硫烟气对下游设备的腐蚀是一个认识上的误区。

　　据初步推算，目前国内火电厂FGD采用GGH的约占80以上若按每年新增FGD容量3000万干瓦计算，安装GGH的直接设备费用就达11亿元左右，如计及因安装GGH而增加的增压风机提高压力、控制系统增加控制点数、烟道长度增加和GGH支架及相应的建筑安装费用等，其总和约占FGD总投资的20.这样使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10以下，但毕竟是一种无谓的损失。

　　GGH的热测会产生大量粘稠的浓酸液。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。

　　增加相应的能耗、水耗GGH在运行过程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相应的能耗、水耗。GGH冲洗后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。

　　一是由于对原烟气的降温幅度有所增加，因此FGD系统的工艺水耗要比安装GGH时约增加30-40；二是由于净烟气温度较低在环境空气中的水分接近饱和、气象扩散条件不好时，烟气离开烟囱出口时会形成冷凝水滴，形成所谓烟囱雨“在烟囱周围的地面上，有细雨的感觉三是由于FGD系统不能有效去除氮氧化物因此需要对氮氧化物落地浓度和大落地浓度点离烟囱的距离进行核算；四是不安装GGH对脱硫后净烟气引起的尾部烟道和烟囱的腐蚀问题必须予以足够的重视。

　　因此，烟气湿法脱硫后烟气不升温湿烟气直接排放可能会带来2个潜在的问题抬升高度降低、可能造成地面污染浓度增高和尾部烟道和烟囱的腐蚀。但脱硫后烟气抬升高度的降低可通过脱硫后烟气中的污染物的减少来补偿，因而不会造成环境污染的加大；而尾部烟道和烟囱的腐蚀可采取防腐措施解决。

　　纪80―90年代国外的认识，长期的实践已经证明GGH在FGD系统中的作用不大，但是由此带来的负面影响却很大。

　　烟气脱硫湿法工艺后排放净烟气的烟囱都必须采用防腐措施与是否安装GGH无关。

　　GGH的投资和运行费用非常昂责。

　　（四瓶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芫全暴露出来，目前主要的问题是换热元件堵塞造成FGD系统停运。

　　关于不安装GGH致使氮氧化物排放对地面浓度贡献有所增加的问题主要应该依靠安装烟气脱硝装置来狱，而且应该依据排放标准来决定是否需要安装烟气脱硝设施。而不应强制企业要求安装弊多利少的GGH来回避氮氧化物排放问题，GGH只能适当改善局地环境质量中的氮氧化物不能改善总体环境质量。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，并且可以削减氮氧化物的排放总量，达到治本的目的，但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，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，此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，特别是我国对排烟温度没有标准的情况下不能强制企业安装GGH.火电厂烟气湿法脱硫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。

　　综上所述，在我国石灰石一石膏湿法脱硫工艺安装GGH没有法律依据。实践证明：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。今后建设的FGD不宜再安装GGH.（作者单位：国家发展改革委环资司）本栏目策划、编辑马天骥）国家发展改革委环境和资源综合利用司