烟气再热器及湿烟气排放探讨

湿法脱硫系统在吸收塔脱硫反应完成后，烟温降至45℃~55℃。这些吸收塔出口的含饱和水蒸气的净烟气，主要成分为水蒸气、二氧化硫、三氧化硫等酸性气体（极少）。低温下含饱和水蒸气的净烟气很容易产生冷凝酸，据实测，在净烟道或烟囱中的凝结物PH值约为1~2之间，硫酸浓度可达60%，具有很强的腐蚀性。

为了避免强腐蚀，通常在吸收塔脱硫后对烟气进行再热升温。湿法脱硫烟气再加热的方法主要有：气—气加热器；水—气加热器；气—汽加热器；利用冷却塔余热加热烟气；旁路烟气法等。



（1）气—气加热器。气—气加热器是蓄热式加热的一种，即常说的GGH。用它将未脱硫的烟气（一般为130~150℃）去加热已脱硫的烟气，一般加热到80℃左右，然后排放，以避免低温湿烟气腐蚀烟道、烟囱内壁，并可提高烟气抬升高度。其工作原理与电厂中使用的回转式空气预热器原理相同。由于再热器热端烟气含硫量高，温度高，冷端温度低，含水量大，故一般需要在其进出口使用耐腐蚀材料，如搪玻璃、考登钢等，气流分布板可采用塑料，导热区一般用搪瓷钢。这些部件的制作要求很高，否则很快就会发生腐蚀。一台300MW机组烟气脱硫系统的GGH的传动齿轮直径一般可达2~3m，一台GGH的价格占整个脱硫设备投资的10%左右，造价昂贵。此种加热系统的主要缺点是烟气的泄漏、粉尘的黏附与堵塞，及热烟气会冷凝部分硫酸在蓄热板上并带到烟气中，因此需配套有密封装置和清洗装置（压缩空气、低/高压水）。



（2）水—气加热器。该种加热器又称管式烟气换热器或无泄漏气—气加热器。它分为两部分，即热烟气室和净烟气室。在热烟气室，热烟气将部分热量传给循环水；在净烟气室，净烟气再将热量吸收。此种加热器较好的解决了GGH的烟气泄漏及热烟气会冷凝部分硫酸在蓄热板上并带到烟气中等问题，比较适合于烟气中SO2浓度很高或要求脱硫效率非常高的情况下使用。这种再热器的投资高于旋转式气—气再热器，不过可以由漏气率的降低和占用空间更小的设备布置（对旋转式，烟道必须平行布置）来补偿。



（3）冷却塔排放烟气。与常规做法不同，烟气不通过烟囱排放，而被送至自然通风冷却塔。在塔内，烟气从配水装置上方均匀排放，与冷却水不接触。由于烟气温度约50℃，高于塔内湿空气温度，发生混合换热现象，混合的结果改变了塔内气体的流动工况。塔内气体向上流动的原动力就是湿空气（或湿空气与烟气的混合物）产生的热浮力。由于冷却塔内空气质量大于脱硫后的烟气质量，提供的升力和扩散性（由气象条件决定）超过烟囱。冷却塔烟柱可以上升到大气非湍流层以上再转到混合层。与采用的热交换器加烟囱排放烟气系统相比，采用冷却塔排放烟气排放可以减少5%~7%的运行成本，还可以取消耗资很大的再热系统，并且能够显著降低排放物的地面平均浓度。



（4）气—汽加热器。此种加热器属于非蓄热式间接加热工艺，这一工艺流程是利用热蒸汽加热烟气，在管内流动的低压蒸汽将热量传给管外流动的烟气。最大的特点就是初投资少，但能耗大。



另外还有一种就是旁路烟气法。此种方法适用于燃用低硫煤及对SO2排放不太严格的情况。采用允许一部分烟气不经过吸收塔脱硫与经过吸收塔脱硫后的净烟气进行混合来提高烟温，从而取消烟气再热器。但真正能够使用该种升温方式的情况并不多。



烟气换热器（GGH）的功能很明确，就是 ①增强污染物的扩散；②降低烟羽的可见度；③避免烟囱降落液滴；④避免洗收塔后续设备的腐蚀。然而，安装烟气换热器的负面影响也是显而易见的。烟气换热器是脱硫装置中最大的单体设备，它不仅要求更大的占地面积，而且将使石灰石湿法脱硫系统的总投资增加5%~10%。另外，由于增加烟气换热器，脱硫系统阻力明显增大，从而使得能耗增加，运行费用增大，平时的维护费用也提高不少。根据经验，燃用高硫煤的GGH检修、改造费用相当高，同时，GGH还是造成脱硫系统事故停机的主要设备。



另外，还有一个不容忽视的问题是：许多烟气再热后的温度仍然处在酸露点以下。这种情况在很多电厂的大型脱硫系统中出现，连州电厂如此，在我国最早应用湿法石灰石/石膏法的华能珞璜电厂也如此。2001年珞璜电厂FGD系统停运，检查FGD后的尾部烟道时发现，一些边角位置的钢板被腐蚀得如薄纸，有些部位甚至腐蚀光了，因此烟气应该加热到何种程度？目前国普遍内要求烟气加热到80℃以上排入烟囱，是否合理？



脱硫后的饱和湿烟气若直接排放除带来很严重的腐蚀外，在环境上会带来三个问题：① 湿烟气的温度比较低，抬升高度较小，会造成地面污染程度相对较高；②会因水蒸气的凝结而使烟羽（当烟气从烟囱或其他装置排入大气后，由于它有一定的动量和或浮力，在向下风向传输过程中，其中心线会上升，同时烟体向四周扩散，由于烟气在扩散过程中其外形有时像羽毛状，故常称其为烟羽）呈白色，影响人们的视觉，破坏城市景观；③凝结水可能造成烟囱下风向的降水，影响局部地区的气候。



研究表明，从空气污染角度考虑需要加热温度时，当环境处于近饱和状态时，饱和湿烟气因水汽凝结会使其抬升高度超过100℃干烟气的抬升高度。因此，在这种情况下无需对烟气进行加热。但是考虑到环境并不是经常处于近饱和状态，尤其是在北方，环境温度常处于40%以下，这时就要考虑对烟气进行加热。若以加热到100℃作为基础，分别比较将烟气加热到65、70、75、80℃和90℃后引起的地面烟气浓度最大值发现，加热到70℃比加热到100℃时引起的地面烟气最大浓度要高19%，这相当于将90%的脱硫效率降低到88%，将95%的脱硫效率降低到94%。考虑到湿法烟气脱硫效率均能达到95%以上，因此，从空气污染角度考虑，加热到70℃就可以。



湿烟气中的水汽凝结会造成烟羽呈白色，即所谓的白烟问题。白烟的长度随环境温度、相对湿度以及烟气温度等参数而变，可从数十米到数百米。白烟长度对环境的相对湿度相当敏感，环境湿度越大，白烟长度越长。在低温的冬天，若环境湿度较大，白烟长度可超过数百米甚至1Km。此外，白烟长度随环境温度的升高而缩短。为了尽可能避免出现白烟，需要对湿烟气加热。若要求当环境温度高于5℃时不能出现白烟，根据计算，45℃的饱和湿烟气，需要加热到68.8℃以上；50℃的饱和湿烟气，需要加热到86.2℃以上；而55℃的饱和湿烟气，则需要加热到108.3℃以上。



还有一个可能出现的环境问题就是凝结水的问题。根据计算，湿烟气的最大凝结水量发生在烟囱下风向2m左右，最大值在1~10g/Kg，取决于环境条件和排放条件，凝结水的影响范围一般限于烟囱下风向100m左右，只有当环境湿度接近于饱和状态时，影响范围才可能扩展到200m以上。但由于湿烟气中水汽凝结成水的量不大，形成雾的几率也很小，一般不会对当地气候造成什么影响。



根据以上讨论，可以得到这样一个结论：脱硫后烟气再热温度笼统地统一确定为80℃或其他某个温度是不甚合理的。而应根据电厂的具体条件及当地气候条件确定排烟温度，或是采用其他排放方式，如湿烟囱或通过冷却塔排放烟气。



如果利用湿烟囱排放烟气，就可以取消烟气再热系统，节省2.2%的基本投资，降低6%的30年均化成本。而且像气—气换热器的投资将使石灰石湿法脱硫系统的总投资增加5%~10%。但没有再热系统的FGD系统的出口烟道和烟囱肯定是湿的，就会造成腐蚀。但就目前FGD工艺技术水平而言，加热烟气对于减少洗涤器下游侧的冷凝物是有效的，但对去除透过除雾器被夹带过来的液滴和汇集在烟道壁上的流体重新被烟气夹带形成的较大液滴作用不大。因此，加热器对于降低其下游侧设备腐蚀的作用有限。实际上，无论是洗涤器上游侧的降温换热器还是下游侧的升温加热器，其本身的腐蚀就很令人头痛。随着除雾器、烟道、湿烟囱设计的改进和结构材料的发展，从技术和经济的角度来说，省却GGH也是可行的。湿烟囱系统的设计特点包括倾斜出口烟道，从而有利于排水；在出口管道和烟囱内衬中安装集水装置，提供尺寸合理的密封排水系统等。在大多数情况下，一套精心设计的湿烟囱FGD的总投资和运行、维护费用较装有GGH的FGD要低的多。



本文结论：（1）设置GGH增加了电厂投资和运行、维护费用；但是设置GGH在一定程度上减少腐蚀，并能改善电厂周围的环境，能够带来一定的环境效益。（2）在远离大、中城市的地区的湿法脱硫系统可以不设置GGH，但是必须对烟囱等进行更好的防腐处理及设计。（3）由于改造工程和老电厂的烟囱改造和烟囱防腐处理存在很多问题，因此，这部分电厂在上湿法脱硫工程时还是要考虑安装GGH。（4）大中型城市周围电厂的WFGD应该设置GGH，但应根据当地具体条件确定合适的排烟温度；也可以不设GGH，但不设的话，除了完善防腐设计还应充分考虑脱硫后烟气抬升高度降低对周围环境的影响。