對濕法脫硫工藝中是否增設煙氣換熱器的討論
０ 前言
近年來我國煙氣脫硫產業化取得了重大進展， 截止到２００５ 年底， 已建成投產 ５３００ 萬 ｋＷ 裝機的煙氣脫硫設施。針對我國火電機組不同情況的煙氣脫硫技術得到全面發展， 脫硫設備國產化率已達 ９０％以上。石灰石－ 石膏濕法煙氣脫硫（ＦＧＤ）工藝由于其適應范圍廣、工藝成熟、脫硫效率高、脫硫劑來源豐富且價格較低， 已成為我國燃煤電廠的首選工藝［１］。
石灰石－ 石膏濕法脫硫工藝中， 關于煙氣系統的配置方案， 一般有 ２ 種。即： 原煙氣經增壓風機升壓后直接進入吸收塔， 脫硫后的煙氣直接引至煙囪排放（ 排煙溫度約 ５０℃）； 或煙氣經增壓風機升壓后再經煙氣換熱器（ＧＧＨ） 進行高低溫煙氣換熱降溫后進入吸收塔， 脫硫后的煙氣經 ＧＧＨ 升溫后再引至煙囪排放（排煙溫度約 ８０℃）。脫硫系統中的 ＧＧＨ 實際上是一個再生式換熱器， 國際上較普遍采用的 ＧＧＨ 型式為回轉式［２］。
濕法 ＦＧＤ 系統投資較大， 一般占電廠投資的近 ８％［１］。為此， 減少濕法 ＦＧＤ 裝置的造價， 降低運行、維護費用， 越來越受到關注。濕法 ＦＧＤ 工藝是否需要進行煙氣升溫， 即煙氣脫硫是否需加裝 ＧＧＨ 的問題一直困惑著脫硫產業界［３］。
１ 國內外現狀和發展趨勢
１．１ 國外現狀和發展趨勢
德國設置 ＧＧＨ 并不是基于為煙囪防腐蝕的原因， 而是因不設 ＧＧＨ 時， 排煙溫度低至 ５０℃左右， 煙囪出口煙氣呈白色水霧， 視覺效果較差， 為防止出現這種狀況， 環境保護法規中有煙氣溫度應超過 ７２℃的規定， 因而必須要設置ＧＧＨ［４，５］。德國大規模建設 ＦＧＤ 裝置的時間是 ２０ 世紀 ８０～９０年代。因此， 在此期間建設的 ＦＧＤ 全部設置了 ＧＧＨ， 而且主要是回轉式 ＧＧＨ。經過多年的運行， 發現 ＧＧＨ 是整個ＦＧＤ系統的故障點， 大大影響了 ＦＧＤ的可用率。幾乎所有的ＧＧＨ 在運行過程中都出現了故障。德國加入歐盟以后， 大部分歐盟成員國對煙氣排放的溫度沒有法規上的限制 。從［５］２００２ 年開始， 德國采用了歐盟的標準， 取消了對煙氣排放溫度的限制。因此， 在原東德地區近期建設的 ＦＧＤ， 已有部分電廠不再設置 ＧＧＨ， 將脫硫后的煙氣通過冷卻塔排放， 這樣既可以省去濕煙囪的投資， 又可以大大提高煙氣中污染物的擴散能力， 從而改善視覺效果［４］。
ＦＧＤ 裝置設置 ＧＧＨ 在亞洲地區采用的較多， 如日本、韓國、中國等［２］。日本是一個面積小， 地形狹長的島國， 為了減輕煙氣排放對日本本土的污染。一直采用較高煙溫排放， 以增強煙氣的擴散能力。因此， 日本的 ＦＧＤ 裝置一般都設置ＧＧＨ［３，４］。
美國環保標準對煙囪出口排煙溫度無要求。因此， 美國自 ２０ 世紀 ８０ 年代中期以后安裝的 ＦＧＤ 系統基本都不設置ＧＧＨ［３，４］。美國 Ｂ＆Ｗ 公司在全球 ＦＧＤ 工程業績中， ６０％不設置 ＧＧＨ； 其中在美國 ＦＧＤ 中， ９０％以上不設置 ＧＧＨ， 在臺灣ＦＧＤ 工程中均不設置 ＧＧＨ。美國一些電廠考慮到 ＦＧＤ 不設置 ＧＧＨ 可能會因煙溫過低對周圍環境產生不利影響， 采用了在煙囪底部安裝燃燒潔凈燃料的燃燒器， 此方法可以在氣象條件不利于擴散時， 對脫硫后的煙氣進行臨時加熱［３］。這種方法的投資和運行費用都很低， 同時對保護環境有很好的作用， 是一種比較實際的方案。
１．２ 國內現狀和發展趨勢
由于我國的 ＦＧＤ 事業是在引進日本和歐洲技術的基礎上發展起來的， 因此基本沿用了它們的技術規則［４］。國內初期建設，目前已投運的電廠 ＦＧＤ 裝置均設置了 ＧＧＨ， 如利用日本三菱技術的珞磺電廠 １ 期、 期工程， ＦＧＤ 裝置采用了２水媒管式 ＧＧＨ。重慶電廠、浙江半山電廠、北京第一熱電廠的ＦＧＤ 引進的是德國 Ｓｔｅｉｎｍｕｌｌｅｒ 公司的技術， 采用了氣氣回轉式 ＧＧＨ［２，３］。國內自行設計的火電廠濕法 ＦＧＤ 裝置， 例如北京石景山熱電廠， 北京一熱 ２ 期工程， 山東黃臺電廠， 江陰夏港電廠、浙江錢清電廠、廣東瑞明電廠和沙角 Ａ 廠也均設置了 ＧＧＨ［５］。
但是隨著脫硫技術的發展和進步以及業內人士對脫硫技術認識的深化， 國內有些工程在 ＦＧＤ 裝置后沒有設置ＧＧＨ。如， 常熟電廠、利港電廠、黃驊電廠、臺山電廠、王灘電廠、托克托電廠、潮州電廠、烏沙山電廠、陡河電廠、唐山電廠、后石電廠等［２－５］。
從國內外燃煤電廠 ＦＧＤ 裝置運行狀況來看， 存在著設置和取消 ＧＧＨ 系統 ２ 種情況， 目前國內外在在建電廠的ＦＧＤ 系統中， 主張取消 ＧＧＨ 的， 有逐漸增加的趨勢［６］。
２ 比較
２．１ 設置 ＧＧＨ 的作用
（１） 增強污染物擴散。濕法 ＦＧＤ 系統中設置 ＧＧＨ 后可以將脫硫后的排煙溫度升高至 ８０℃左右， 從而可以提高煙氣從煙囪排放時的抬升高度。同時也使煙氣中 ＳＯ２ 的地面最大落地濃度降低， 最大落地濃度點距煙囪的距離也擴大， 即煙氣的擴散能力得以加強。
某電廠 ２ 臺 ３０ 萬 ｋＷ 機組合用一個煙囪， 煙囪高度為２１０ｍ， 設置與取消 ＧＧＨ 時主要污染物對地面濃度的影響對比如表 １ 所示［３］。從表 １ 的計算結果可以看出， 由于二氧化硫和粉塵的源強度在除塵和脫硫之后大大降低。因此， 無論是否設置 ＧＧＨ， 它們的貢獻只占環境允許值的很小一部分。由于 ＦＧＤ 不能有效脫除氮氧化物， 氮氧化物的源強度并沒有降低， 因此是否設置 ＧＧＨ 對于氮氧化物的貢獻有較大影響，但從表 １看出， 仍然只占環境允許值的 １０％左右。因此， 對環境的影響不會很顯著。實際上降低氮氧化物對環境影響的根本措施是安裝脫硝裝置， 想通過擴散來降低落地濃度只是一種權宜之計， 只能減輕局部環境污染， 不能減輕總體環境污染。但如果電廠的環境濕度處于飽和狀態， 則濕煙氣的抬升與其處于環境濕度未飽和時有明顯不同。此時 ＦＧＤ 系統設置 ＧＧＨ 與否對煙氣抬升高度差異不大， 不會造成地面污染濃度的改變。
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（２）降低煙羽可見度。由于安裝了濕法 ＦＧＤ 系統之后，從煙囪排出的煙氣處于飽和狀態， 在環境溫度較低時， 凝結水汽會形成白色的煙羽。在我國南方城市， 這種煙羽一般只會在冬天出現； 而在北方環境溫度較低的地區， 出現的幾率較大。一般而言， ＦＧＤ 系統后冒白煙是很難徹底解決的， 如果要完全消除白煙， 必須將煙氣加熱到 １００℃以上。設置ＧＧＨ 也只能使煙囪出口附近的煙氣不產生凝結， 使白煙在較遠的地方形成。白煙對環境質量沒有影響， 只是一個公眾的認識問題。
（３）避免煙囪降落液滴及減輕煙囪腐蝕。經濕法脫硫后的煙氣， 在排放過程中， 隨著煙溫的逐漸降低， 煙氣易于冷凝結露并在潮濕環境下產生腐蝕性的水液液體， 并依附于煙囪內側壁流下， 對煙囪造成嚴重腐蝕。而 ＧＧＨ 的設置可以提高經脫硫處理后排放的煙氣溫度， 從而減緩了由于煙氣冷凝結露產生的腐蝕性水液液體， 同時減輕了煙囪腐蝕。
２．２ 取消 ＧＧＨ 的可能性
取消 ＧＧＨ 需要考慮如下一些主要問題：
（１） 污染物擴散問題。取消 ＧＧＨ 后的排煙溫度僅為５０℃或更低， 從而使煙氣從煙囪排放時的抬升高度有所降低。同時也使煙氣中 ＳＯ２ 的地面最大落地濃度加大， 影響到了煙氣的擴散能力。如果工程脫硫效率較高， 經過脫硫后ＳＯ２ 濃度較低， 落地濃度仍然能滿足國家的有關要求。因此，取消 ＧＧＨ 對于因污染物擴散能力降低而導致的最大落地濃度無較大影響。
（２）可見煙羽問題。設置 ＧＧＨ 后由于煙溫的提升， 煙囪冒白煙的問題可以在一定程度上得以減輕。但由于濕法ＦＧＤ 工藝設置 ＧＧＨ 后排煙溫度僅在 ８０℃左右， 溫升有限，因此只能使得煙囪在出口附近的煙氣不產生凝結， 白煙仍會在較遠的地方形成。
（３）系統穩定運行問題。ＧＧＨ 包括設備本體、密封系統、水和壓縮空氣沖洗系統等， 較為復雜， 工作條件惡劣。設置ＧＧＨ 后， 由于 ＧＧＨ 部件的腐蝕和換熱元件堵塞， 造成的增壓風機的運行故障， 已經成為 ＦＧＤ 系統長期穩定運行的瓶頸之一， 不設 ＧＧＨ 可減少故障點， 使脫硫系統運行可靠性提高， 維護和檢修工作量也相應減少。還可優化爐后布置， 使煙道和設備的布置更加簡潔合理， 安裝和檢修空間增大， 施工安裝更方便。
（４） 對下游設備及煙囪的腐蝕問題。從理論上講， 采用ＧＧＨ 提高了脫硫后排煙溫度， 能有利于減緩煙氣的腐蝕（ 即提高煙氣溫度， 減少結露）。但由于煙氣在經過 ＧＧＨ 加熱之后， 煙溫仍然低于其酸露點， 因此， 仍然會在下游的設備中產生新的酸凝結。不僅如此， 由于在低溫情況下隨溫度上升， 液體的腐蝕性會增強， 因此， 煙溫升高更加劇了凝結液的腐蝕傾向， 使得經 ＧＧＨ 加熱后的煙氣有更強的腐蝕性。因此， 無論是否設置 ＧＧＨ， 濕法脫硫工藝的煙囪都必須采取防腐。一般有 ２ 種防腐方式： ①鋼管煙囪內表面襯玻璃鱗片； ②鋼管煙囪內表面襯鈦合金板或鎳基合金板。濕煙囪在我國應用實績尚少， 需對國外電廠的實際運行情況進行定期調研［６］。
２．３ 技術－ 經濟性比較
濕法 ＦＧＤ 工藝中是否設置 ＧＧＨ 方案的技術－ 經濟性比較如表 ２ 所示：
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設置 ＧＧＨ， 由于增加了煙氣系統阻力， 使得運行費用提高不少， 維護費用也有所增加。對于 ２ 臺 ３０ 萬 ｋＷ 機組， 設置 ＧＧＨ， 總投資為 ３０００ 多萬元， 約占 ＦＧＤ 系統總投資的２０％以上。年運行費用約 ８９０ 萬元， 而建設一個防腐性能良好可以長期使用的濕煙囪的防腐費用大約為 １２００～２０００ 萬元［３］。
再以某 ２臺６０萬 ｋＷ機組為例， 進行比較［４］： 不設ＧＧＨ方案比設置 ＧＧＨ 方案將節省 ＧＧＨ 投資 ５０００ 萬元， 增加煙囪和海水淡化裝置投資各 ２０００ 萬元， 合計節省投資 １０００ 萬元； 節省廠用電費 ２４３．１ 萬元／ａ， 節省維護費用 ５０ 萬元／ａ， 多增加水耗 １１１．３２ 萬元／ａ， 合計節省運行維護費用 １８１．７８ 萬元／ａ。
不設 ＧＧＨ 方案中除脫硫工藝耗水量大于設置 ＧＧＨ 方案外， 其余無論從投資、布置、運行維護費用等各項指標上，不設 ＧＧＨ 方案均較設置 ＧＧＨ 方案為優。但要考慮對煙囪進行防腐處理。
２．４ 環境保護要求
火電廠濕法 ＦＧＤ 系統后的煙氣升溫， 主要是在一定程度上提高煙氣抬升高度和有效源高， 從而在一定條件下改善煙氣擴散條件而對污染物的排放濃度和排放量沒有影響［３］。
對于燃煤電廠較為密集的地區， 對環境質量有特殊要求的京津地區、城區及近郊、風景名勝區或有特殊景觀要求的區域、以及位于城市的現有電廠改造等， 在景觀要求和環境質量等要求下， 火電廠均應采取加裝 ＧＧＨ 等設備， 進一步改善煙氣擴散條件。在農村、部分海邊等有環境容量的地區建火電廠， 在滿足達標排放、總量控制和環境功能的條件下， 可暫不采取煙氣升溫措施。對新建、擴建、改造的火電廠， 其煙氣排放是否需要升溫， 應通過項目的環境影響評價確定。
３ 結論
設置 ＧＧＨ 而起到的污染物擴散能力、可見煙羽程度均對脫硫系統的實際運行以及環保要求無實質影響， 且設置ＧＧＨ 也不會使凈煙氣下游設備及煙囪免設防腐設施。
ＧＧＨ 并不是煙氣脫硫裝置保證脫硫效率必備的組件， 發電廠是否設置 ＧＧＨ應根據工程的具體情況， 如工程所處的地理位置、機組容量、機組煙囪的設計等， 綜合考慮取消 ＧＧＨ 與對煙囪和煙道采取防腐措施后， 可節約電廠的投資和運行費。
參考文獻
１ 張爽． 濕法煙氣脫硫裝置采用濕煙囪排放的探討． 電力建設， ２００５， ２６（１）
２ 安牧寧， 李俊青． ３００ＭＷ 機組煙氣脫硫系統可行性分析． 內蒙古電力技術， ２００５， ２３（４）
３ 趙鵬高， 馬果駿， 王寶德， 等． 石灰石－ 石膏濕法煙氣脫硫工藝不宜安裝煙氣換熱器． 中國電力， ２００５， ３８（１１）
４ 楊建祥． 對燃煤電廠煙氣脫硫裝置是否裝煙氣再熱系統的分析． 電力勘測設計， ２００５， （５）
５ 張華， 何強， 陳振宇， 等． 濕法煙氣脫硫中 ＧＧＨ 對污染物擴散影響初探． 電力環境保護， ２００５， ２１（２）
６ 趙華， 賴敏， 丁經緯． 脫硫系統不設煙氣再熱器方案探討． 熱力發電，２００５，（１０）
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