GGH烟气-烟气再热器.docVIP

GGH的利弊分析 1. 前言 据初步推算目前国内火电厂石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统采用烟气-烟气再热器(GGH)的约占80%以上。若按每年新增石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统容量30,000MW计算，安装GGH的直接设备费用就达10亿元左右。如计计因安装GGH而增加的增压风机提高压力、控制系统增加的控制点数、烟道长度增加和GGH支架及相应的建筑安装费用等，其总和约占石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统总投资的15%左右。 GGH是否是石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统的必不可少的设备?如何根据电厂的实际情况来决定是否需要安装GGH?工业发达国家的烟气脱硫装置是否都安装GGH?如何合理使用来之不易的环保投资?这是国家主管部门与业主都十分关注的问题。本文就此提出初浅的看法，仅供参考。 2. GGH的利弊分析 2.1 GGH的作用 2.1.1 提高排烟温度和抬升高度 烟气再加热可以将湿法烟气脱硫的排烟温度从50℃升高到80℃左右，从而提高烟气从烟囱排放时的抬升高度。根据对某电厂的实际案例的计算，对于2x300MW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的烟气抬升高度分别为524m和274m，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(SO2、粉尘和NOX)对地面浓度的贡献。在同一个案例中，对此进行了计算，计算结果见下表。 污染物 SO2国家二级标准限值(0.15mg/Nm3) 粉尘国家二级标准限值(0.15mg/Nm3) NOx国家二级标准限值(0.12mg/Nm3) 日均值/标准值 有GGH 无GGH 有GGH 无GGH 有GGH 无GGH 1.13% 2.57% 1.99% 4.51% 4.30% 9.74% 污染物的最大落地浓度点到烟囱的距离，安装和不安装GGH分别为10529m和6689m。 从以上的计算结果可以看出，由于SO2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的允许值的很小一部分。由于FGD不能有效脱除NOx，NOx的源强度并没有降低，因此是否安装GGH对于NOx的贡献有较大的影响，但是从上表看出，仍然只占环境的允许值的10%，因此对环境的影响不会很显著。实际上，降低NOx对环境的影响的根本措施还是在安装脱硝装置，通过扩散来降低落地浓度，只是一种权宜之计。 2.1.2 减轻湿法脱硫后烟囱冒白烟问题 由于安装了FGD系统之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，出现的几率会更大。 安装FGD之后出现白烟问题是很难彻底解决的。如果要完全消除白烟，必须将烟气加热到100℃以上。安装GGH后排烟温度在80℃左右，因此只能使得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，而是一个公众的认识问题，更何况与冷却塔相比，烟囱的白烟是很少的。因此加强对公众的宣传和沟通，应该不会成为重大的障碍。 2.2 GGH能否减轻下游设备腐蚀的讨论 在上世纪80-90年代，由于对FGD工艺的性能有一个逐步深化的过程，当时认为烟气通过GGH加热之后，烟温升高，可以降低脱硫后烟气对下游设备的腐蚀倾向。但是，经过此后的实践证明，由于烟气在经过GGH加热之后，烟温仍然低于其酸露点，仍然会在下游的设备中产生新的酸凝结。不仅如此，由于随温度上升液体的腐蚀性会大大增强，烟温升高更加剧了凝结液的腐蚀倾向，使得经GGH加热后的烟气有更强的腐蚀性。因此认为采用GGH后可以不对下游烟道和烟囱进行防腐的概念是错误的。主要的原因如下： FGD系统不能有效地去除SO3，而SO3是决定烟气酸露点的主要成分。 安装GGH后，烟气中的飞灰会积聚在GGH的换热元件上，飞灰中的重金属会起催化剂的作用，将烟气中的部分SO2转化为SO3，尽管数量不多，但是对升高烟气的酸露点是有影响的。有测试表明，在GGH后面，SO3的含量有所增加。 测试发现，经过FGD脱硫以后的烟气的酸露点温度在90-120℃范围内，而烟气再热之后的温度在80℃左右，因此在FGD下游设备表面上，仍然会产生新的酸凝结液。 经GGH加热后的烟气温度高于烟气的水露点，因此可以防止新的凝结水的产生，但是80℃这样的低温烟气，无法在很短的时间内，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。这个过程使得原来这些酸性不强的液滴，变成腐蚀性很强的酸液，在烟道和烟囱上形成点腐蚀。 由于烟气经过GGH再热以后温度升高，造成烟道和烟囱中的环境温度要比不安装GGH时高约30℃。酸对金属材料的腐蚀作用对温度是非常敏感的，温度升高会使得