湿法脱硫取消GGH需谨慎

目前电厂烟气脱硫(FGD)系统对尾部净烟气的处理，一般采用的两种方法，即GGH(烟气再热器)对净烟气进行再热处理，和对流经脱硫吸收塔的净烟气进行直接排放的“湿烟囱”方法，通过比较笔者认为，利用GGH对净烟气进行再热处理应是「GD系统采用的基本方法。
烟气FGO系统的典型布置
随着国家对环境保护的日益重视，对烟气排放的控制越来越严格。目前火电厂二氧化硫排放的控制，大多采用了烟气脱硫技术(FGD)，其中湿法的石灰石脱硫方法由于技术成熟、脱硫效率较高、运行可靠等原因得到广泛的运用。在湿法石灰石硒膏脱硫技术中，烟气经过脱硫塔后的温
度大约在45一55度左右。作为典型的布置方式，一般采用烟气再热器(GGH)，即利用原烟气的热量(一般原烟气入口温度在20度一130度)对净烟气进行加热，使排烟温度达到80度左右，然后从烟囱排出。
而目前在国内新建脱硫项目中，越来越多的项目取消了阳的使用，直接将流经脱硫吸收塔的净烟气(排烟温度在FGO采用湿烟囱方案的原因国内大规模电力脱硫项目的发展，是从2000年左右开始的。在当时几乎所有的湿法脱硫FGD系统中，均配置了GGH。自第一批FGD系统投运以后，由于种种原因，新建的FGD系统开始有了“湿烟囱”的方案。并且“湿烟囱”方案目前已经成为FGO系统的主流。笔者分析认为，广泛采用湿烟囱方案，可能是基于如下几方面的原因:
1)国家的烟气排放标准并未明确规定烟气的排放温度。
2J国外有相当的湿烟囱运行经验(特别在美国)，甚至“湿烟囱”方案是技术时代潮流的趋势。
3)GGH目前运行的故障较多，特别是换热元件的堵灰和腐蚀问题。GGH所形成的堵灰，不能在运行中得到有效解决。
4)GGH在FGD系统所占投资比重很大，如取消，可大幅降低FG0装置的成本。
引GG日在「G0系统中有阻力，运行费用(风机)较湿烟囱而国内很多电厂认为:由于安装FGD系统，烟气中绝大部分的硫已被除去，即使饱和烟气的自拔高度较低，但地面二氧化硫的沉降量远在国家标准之下;由于烟气的自拔高度降低，地面氮氧化物沉降浓度会超过国家标准，但一旦电厂布置脱硝的SCR装置，将大大降低氮氧化物的排放，地面的沉降浓度也将低于国家标准。
FGO系统的发展历史
世界上第一台投入商业运行的烟气脱硫湿法FGD系统是由Howde－lC工公司联合设计的烟气洗涤装置，于1934年安装于英国伦敦的电厂。
上个世纪50年代之前，英国伦敦遭受到严重的烟气污染。家庭用煤产生大量的烟雾以及有毒的S。汽体和其他污染物，而燃煤电厂也在很大程度上加剧了这一问题的严重性。FGD装置发明后，便被广泛应用在伦敦的各个电厂。当时所采用的是烟气洗涤方式，利用的是伦敦泰晤士河的河水(类似于如今的海水脱硫技术)，这在很大程度上降低了当地有毒502和烟雾的排放。由于当时技术条件的限制，流经脱硫塔的净烟气(饱和烟气)是直接排放(也是湿烟囱)至烟囱，而没有对尾部烟气进行任何的再加热处理。因此，虽然烟气进行了脱硫处理，但那些自电厂排放的烟气形成醒目的’‘浓烟”(含大量的水蒸汽)。受气候环境的影响，这些“浓烟”在特定的日期会直接沉降到地面，形成新的地面污染。因此这些电厂在特定的气候条件下，系统必须关闭或被旁路，或者电厂必需停产。
1.FGG日在FGO系统上的发展
现代的湿法厂GD系统是在上个世纪70年代左右开始发展起来的，并在80年代末、90年代初开始在西欧、美国、日本等发达国家和地区逐渐成熟。
到目前为止，世界上所有主流的烟气脱硫系统均采用了净烟气再热方案，但美国除外。这是因为美国有其特殊的历史原因。
其实在最初的美国FGO系统中，是含有GGH设计的。但由于当时美国的换热器厂家没有容克式GGH的设计能力(容克式GGH的设计和开发是从欧洲和日本开始的)，那时的GGH为管式换热器的设计，虽然所有的管材均采用了不锈钢设计(316l)，但运行中仍发生非常严重的腐蚀和堵灰问题。为确保FGD系统的正常运行，脱硫总包商不得不将GGH从设计中取消，将再加热的陇O系统改为湿烟囱系统。另外一个事实是，即使在美国，烟气也不是不经过任何再加热处理就直接从烟囱排出。相反的，许多美国电厂的FGO系统下游均布置有烟气再加热装置，采用燃气(或蒸汽)对烟气进行再加热处理，以避免烟气在特定的条件下形成沉降的问题。
2.美国Gavin〔加文)电厂典型的湿烟囱问题
1994一1995年，美国Gavj。电厂安装了厂FGD系统。该装置至少可减少9吨的二氧化硫排放，这使得Gav柏电厂可以燃烧高含硫煤。但是FGD装置却使该镇付出了代价。村民们抱怨噪音太大，到处都是脏的和具有破坏性的飞灰(非常严重的石膏颗粒沉降)。几年后，Gavin电厂不得不向当地居民发放免费洗车券及向当地居民支付财产损失费。1998一2001年，GaV帕电厂安装了低Nox燃烧器和用于减少氮氧化物(臭氧的主要贡献者)排放的脱销装置。这可使电厂的N以的排放量最少减少85%，SCR装置却排放出了意想不到的副产物:硫酸悬浮微粒或三氧化硫。
生活在有害排放物环境下的当地居民产生了咽喉痛、眼睛痛和呼吸困难等症状。2001年，村民委员会聘请了一个法律小组代表他们就其财产和健康可能受到的伤害，向电厂的所有者美国电力公司提出起诉。村民希望通过法律的压力促使电厂减少排放，尽管该电厂符合现有的合法排放限制。
2002年，美国有毒物质和疾病登记处发布了一份环境报告，认定硫酸排放会对部分居民构成短期危险，尤其是对那些有哮喘病的人，但是该机构还无法得出任何关于长期危险的结论。同年，美国电力公司被迫宣布斥资2000万美元购买这个城镇。
叨:含量的增加对湿烟囱排放是致命的，因为SCR中的催化剂(铸0s)同时会催化烟气中502至S0:的转化，一般至少将烟气中的S斗含量提升一倍以上，S吼与烟气和空气中的水分反应生成硫酸，这便是人们常说的酸雨产生的重要原因之一。
因此湿烟囱带来的酸雨现象更为严重，这和国内许多技术文章宣称的“只要锅炉岛布置脱销的SCR装置，烟囱周围的地面酸雨沉降就没有问题”恰恰相反。同时，S03含量的增加也加剧了尾部烟气对下游烟道与烟囱本身的腐蚀。
3.英国电力系统FGO配置的变化
从图4可以看出，原先英国的所有脱硫系统均为带GG日的“干烟囱”方案，到2001年为止，确实有几个电厂的脱硫系统采用了“湿烟囱”方案，但在当地环保部门的干涉下，自2001年后的所有脱硫系统又都改回了带GGH的“干烟囱”方案。可以说，在湿法FGD中采用GGH的优势是非常显著的，但是，目前在国内使用的FGD系统中，有些电厂发现GGH有比较严重的堵灰问题，严重时甚至影响FGD系统的正常工作。针对这一问题，有些电厂、用户或脱硫的总包商就提出取消GGH的湿烟囱方案。不过他们最终认为，GGH的堵灰确实影响了厂GD系统的正常工作，但应该找到灰的根本原因，寻觅解决堵灰的方法，而不应因噎废食，采用技术方案较差的湿烟囱方案。
GGH在FGO系统中的应用
G酬在陇O系统中存在的问题必须加以解决。有关解决的方法包括:
1)重新考虑GG日的布置方式，如将GGH的热端布置在上部，可有效解决GGH的腐蚀和潜在堵灰的风险。
2)解决除雾器工作效率不足的问题。如果通过有效的除雾器设计，保证除雾器的工作效率，能有效解决GGH的堵灰问题。
3)保证脱硫系统的正常运行。如脱硫塔工作运行正常，通过脱硫塔的净烟气能满足正常设计工况的状态，对避免GGH的异常腐蚀和堵灰也是极其关键的。
4)保证脱硫塔内部的化学反应控制在正常工况下。如对沉积物的控制等，也能有效控制GGH的堵灰问题。
5)加强FGD系统投运初期的培训，尽快掌握GGH运行特性，对解决整体系统问题也会很有帮助。问题探讨
1.排放指标
目前国家对烟气的排放要求指标只规定了含尘，黑度，50:、氮氧化物浓度等几个技术指标，但没有对S。:、温度等提出明确规定。而湿烟囱对环境的主要影响应该是503。烟气中的503在流经脱硫吸收塔时，虽然有部分被吸收，但大部分(75%左右)仍保留在烟气中。而正是S。:的地面沉降给电厂周围的环境带来了极大影响。其次是烟气中所携带的石膏颗粒和其他污染物。
酸雨沉降(或S。是造成环境影响的主要因素。这种影响是严重的、长期的，而且结果在近期是无法估量的。电厂如果处于人口较密集的地区，或周围有需重点保护的建筑，设施等，湿烟囱应严格禁止，比如常熟某电厂。电厂不远处就建有苏通长江大桥，在这种地方布置“湿烟囱”
脱硫装置，对环境的影响不是马上可以估量出的，建议有关部门提出相应的技术规定指标，以及污染物排放标准。
2.排烟温度
目前我国对电厂脱硫烟气排放没有规定温度指标。一般带GGH的“干烟囱‘’控制排烟温度为80度，而对“湿烟囱”方案没有温度控制要求。
目前国际上对电厂FGD系统排烟温度控制的等级见表2。早期欧洲的标准为等级4，即净烟气再加热温度必须在运行期间达到80度以上。这使得实际运行过程中，绝大部分运行期间净烟气的排烟温度高于80飞，而满负荷运行工况下排烟温度高达95度一100度。为减少不必要的投资和运行费用，并在充分考虑低温腐蚀对下游设备所形成的腐蚀影响下，电厂可以在短时间内接受低于80度的排烟温度。这在很大程度上缩小了所需GGH的尺寸，同时降低了运行费用(阻力等)。对于采用GGH的FGD系统，目前国内的要求介于等级3至4。其实认为，只要能保证再热温度高压饱和温度在一定范围以上，而并非一定要80度。这样电厂可以在一定范围内控制GGH的成本造价，而且对运行的成本控制也较为有利，同时通过对尾部烟气进行再加热处理，有效地解决了当地酸雨沉降的问题。
3.对“湿烟囱”方案的一些建议
l)现场条件(当地的地形、气象条件、都市化程度等等)将是非常重要的因素，决定了烟雾扩散，烟雾沉降、烟尘沉降，逆雾等。烟雾扩散的模型试验也许能给出一定的答案，但仍存在风险。
2)当地的气候条件将是非常关键的决定因素。中国很多地方的温度差异非常大，一旦FGD系统的烟气饱和温度接近于大气温度，烟雾的扩散将会变得非常困难。
3)浓雾对当地居民可能会造成很大影响。同时，石膏颗粒的沉降也会影响当地居民(甚至是电厂职工)的生活。
4)应考虑湿烟囱的饱和烟气排放是否对周围其他烟囱造成腐蚀。
5)浓雾对周边交通是否会有影响。
6)电厂周围是否有其他重要建筑、设施，如何避免严重酸雨的影响。
GGH和湿烟囱方案的对比
GG日的优势包括:利用了系统本身原烟气的热量对净烟气进行加热，无需额外提供能源来处理净烟气;净烟气经过GGH加热后，其温度达到80度左右，高出烟气的饱和温度，对下游的烟道和烟囱的腐蚀能力大大降低;原烟气经过GG日后，进入脱硫塔的温度降至95度左右，更有利于提高脱硫效率，同时减少了对脱硫塔内部防腐材料的热影响。(4)净烟气的温度提供，加强了烟气的自拔能力，烟气的沉降范围大大增加，对烟囱周围的沉降降低。一般烟气温度升高30叱，可提高烟气的自拔能力达90m;进入脱硫塔的烟气温度较低，对于雾化水蒸汽量要求更低。对于一个600M讨的机组而言，带GGH设计的FGD系统比不带的GGH系统，年用水量可减少70万吨左右。
因此相比较而言，湿烟囱对环境的影响主要是带大量水雾的浓烟排放，而干烟囱的烟雾比较醒目，石膏颗粒沉降也较明显。
总而言之，GGH在FGD系统中的优势是十分明显的，堵灰问题在很大程度上是FGD系统运行异常引起的，如果在设计阶段就能妥善解决这个问题，GGH的堵灰完全可以得到解决，GG日也绝不应成为FGD运行的故障。