电厂脱硫GGH装置取消方案

胡亮成

（云南滇东雨汪能源有限公司云南曲靖655507）

电厂脱硫GGH装置取消方案

胡亮成

（云南滇东雨汪能源有限公司云南曲靖655507）

文章分析了待改造系统中GGH装置现状和取消脱硫GGH装置的必要性，提出了取消脱硫GGH装置的具体方案。方案的实施有利于进一步降低SO2排放量，提高机组运行可靠性、经济性。

脱硫GGH；烟气系统；SO2吸收系统

1　待改造系统GGH装置现状

华能某电厂2×600MW机组（即1、2号机组）烟气脱硫装置采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺，石膏湿法烟气脱硫工艺，每台炉设置1套SO2吸收系统和烟气系统，两台炉设置1套公用的吸收剂制备系统、石膏处理系统、脱硫装置用水系统及浆液排放与回收系统等。烟气脱硫系统中GGH是主要装置之一。它利用原烟气将脱硫后的净烟气进行加热，使排烟温度达到露点之上，减轻对净烟道和烟囱的腐蚀，提高污染物的扩散度；同时降低进入吸收塔的烟气温度，降低塔内对防腐的工艺技术要求。但是，GGH装置的使用也阻碍系统工作效率的提高。

1.1 SO2吸收系统

由于来煤含硫量波动较大，目前某电厂脱硫入口SO2浓度经常超过8000mg/Nm3，超过设计入口7000 mg/Nm3，烟囱出口SO2排放浓度只能基本控制在200mg/Nm3以内，难以保证高负荷期间排放浓度稳定达标排放。

1.2烟气系统

由于某电厂燃煤硫分较高，脱硫装置入口SO2浓度可达8000mg/Nm3以上，同时锅炉SCR装置对SO3转化率有所提高，若总转化率按1.5%考虑，则烟气中SO3浓度可达120mg/Nm3，而GGH区域湿度较大，烟气温度低于露点，从而导致三氧化硫等酸性物质在该区域容易聚集，形成多成分复杂强酸，从而导致GGH区域烟道、支架及附属设备等腐蚀严重。

2　取消脱硫GGH装置必要性分析

某电厂脱硫回转式GGH长期运行中基本能满足脱硫净烟气温升的要求，有利于烟气中污染物扩散，但是也存在大量的问题，如漏风率高、腐蚀严重，堵塞严重、能耗高、事故率高等。

2.1脱硫GGH装置运行的弊端

2.1.1脱硫效率提高受限

电厂近年来对脱硫系统进行了增设托盘等多次提效改造，以提高脱硫效率，降低SO2排放浓度。但由于燃煤含硫量很高，且现有回转式GGH的漏风率限制了脱硫装置效率的提升，使机组只能基本满足SO2排放≤200mg/Nm3，难以确保高负荷期间SO2排放浓度持续稳定达标，更限制了对未来超低排放要求的适应能力。

2.1.2 GGH腐蚀、堵塞严重

GGH区域湿度较大，烟气温度低于露点，三氧化硫等酸性物质在该区域容易聚集，形成多成分复杂强酸，致使GGH区域烟道、蓄热元件、支架及附属设备等腐蚀严重。经腐蚀后的脱硫系统在运行过程中，GGH逐渐出现压差增大、增压风机出口风压偏高现象，甚至出现由于增压风机出口风压高而引起的风机喘振现象。不但给机组安全稳定运行带来巨大的安全隐患，同时浪费了大量的厂用电，降低了脱硫系统效率。工作人员采用专业离线高压水冲洗手段对机组进行清理，但机组投入运行后，一周内就基本回复到停机前的差压水平，堵塞严重。

2.1.3 GGH事故率高

脱硫GGH腐蚀严重，堵塞严重会造成漏风率增大、烟气阻力增大，换热效果下降等现象。当出现漏风率增大，烟囱出口SO2排放不能达标时；烟气阻力增加到一定值，达到影响风机安全运行时；换热效果达不到要求时；以及各种不能满足运行要求的工况发生时，皆需要停运GGH进行检修维护，影响系统运行的稳定性。

2.2脱硫GGH装置取消的必要性

电厂GGH及附近烟道、设备等，长期运行后，腐蚀严重，需要不定期进行相应的检修维护，增加机组运维成本。

由于净烟气携带含有石膏的液滴、原烟气含有粘结性强的灰分、GGH设计和选材的局限、电厂运行和管理的不当等原因，目前国内电厂回转式GGH结垢、堵塞问题普遍存在，难以彻底解决。虽然许多电厂采取了很多好的措施，改造了GGH换热元件和密封系统，加强了运行管理，增强了吹扫和冲洗等，但是GGH结垢现象始终无法彻底消除。这些现象都将使烟气系统阻力增加，增大风机电耗，进而增大厂用电率，即增加供电煤耗，降低电厂生产的经济性。

2.3降低机组事故率

GGH由于腐蚀、堵塞、或不能满足运行要求时，需要非停。由于脱硫旁路烟道已按照国家规定进行了拆除，所以停运GGH进行检修维护时，需要机组和FGD非正常停机，严重影响机组的可用率。所以，电厂有必要且需要尽快取消现有回转式GGH，进行相应的改造或替换，以防止此问题的出现，提高机组可用率。

3　脱硫GGH取消方案

3.1脱硫GGH取消方案分析

取消脱硫回转式GGH的改造方案根据脱硫装置排烟温度，可分为两种方案：

3.1.1直接取消现有GGH方案，烟囱直接排放脱硫湿烟气，并对相关系统及设施进行改造；

3.1.2设置管式热媒水换热器(以下简称MGGH)方案：用MGGH替换现有回转式GGH，烟囱仍排放加热后的脱硫净烟气，仅对部分系统进行改造。

3.2脱硫GGH取消方案实施

由于取消脱硫GGH后对机组运行存在一定不利的影响，为使系统在改造完成后正常、高效运行，需要在改造方案实施的过程中做好应对不利因素的措施。

3.2.1 GGH取消后，不利于防止吸收塔入口烟气超温。为此在每座吸收塔入口烟道处需增设1套事故喷淋系统，在吸收塔入口烟气超温或吸收塔浆液循环泵突然全部停运时，降低进入吸收塔的烟气温度，以保护吸收塔内部件及其下游烟道不受损坏。

3.2.2 GGH取消后，较原设计工况下，进入吸收塔的烟气体积流量和温度均高于原设计值。吸收塔内烟气流速的升高是有利于塔内脱硫反应过程的传质，对提高脱硫效率是有利的，同时需增加液气比满足脱硫效率，因此对已建脱硫吸收塔，其脱硫效率会有所下降。并且流速太高烟气会夹带较多的液滴穿过除雾器，增加烟气排放固体物中的石膏含量。因此，改造后吸收塔烟气流速需要满足除雾器正常运行的烟气流速范围。由于脱硫吸收塔是一个综合反应装置，其设计数据是根据工程具体情况采用专用软件并考虑一定的裕量进行计算的，只要取消GGH后吸收塔烟气流速的增加值在原设计裕量的范围内就对吸收塔的性能没有影响。

3.2.3 GGH取消后，不利于防止石膏雨现象。本工程脱硫系统共设有三级除雾器，其中一级位于吸收塔上部，另外两级位于吸收塔出口净烟道。为防止石膏雨现象，需要加强除雾器压差参数监控，定期检查除雾器结垢堵塞情况，并通过调整优化除雾器冲洗方式，确保冲洗水量及冲洗压力，严格控制除雾器冲洗周期，防止除雾器结垢堵塞，以保证其除雾效果。若未来运行中有石膏雨现象，可将现有除雾器更换为性能更优越的新型除雾器或增设一级除雾器。

3.2.4 GGH取消后，脱硫净烟气为饱和湿烟气，净烟道和烟囱冷凝液将有大幅增加，改造过程中将增设烟囱及净烟道的冷凝液回收管道。本工程烟囱底部现有排酸管道，一炉一根，分别排至地面积液坑，拟改造此排酸管道，设置排液接口；烟囱入口处混凝土烟道底部的易积液区域，拟增设2个排液接口；根据改造后脱硫净烟道布置，在其最低点设置积液槽及相应排液接口。上述排液接口标高最低约为11.00m，与吸收塔区域排水沟最远水平距离约30m，均可自流至吸收塔区域排水沟，所以本工程烟气冷凝液回收系统拟用管道直接引至吸收塔区域排水沟，并在管道上设置U型自密封。

3.2.5 GGH取消后，BMCR工况下，烟囱及烟道将产生冷凝液约5t/ h～15t/h，都将排至吸收塔复用，因此，吸收塔烟气蒸发的补充水量还需约45t/h～35t/h，才能维持脱硫吸收塔运行水平衡。

3.2.6 GGH取消后，不利于烟囱防腐。为此某电厂将进行烟囱防腐改造，按强腐蚀性烟囱考虑，以适应脱硫后湿烟气的腐蚀。

4　结语

本工程取消脱硫GGH在技术上是可行的，有利于进一步降低SO2排放量，提高机组运行可靠性、经济性。改造后两台炉每年可以减少排放1848tSO2，减少排污费约233万元，环保社会效益显著；同时每台机组电机功率合计可降低约1900kW，合计每年可降低运维成本1385万元。

表3　脱硝技术比较

2.4 SNCR/SCR联合脱硝

SNCR/SCR联合脱硝是锅炉烟气首先经过SNCR工艺脱除部分NOx，SCR利用SNCR工艺逃逸的还原剂进一步脱除NOx，减少了SCR技术的喷射系统。单一的SNCR脱硝技术（脱硝效率一般为25%~40%）难于满足现有的排放标准，而单一的SCR脱硝技术采用较多的催化剂，且设备复杂，投资和运行费用高，不适用于中小型的燃煤锅炉。由于该技术在炉膛上部和锅炉尾部进行氮化物的二次脱除，其脱硝效果远远大于单纯地采用SCR技术，脱硝效率大于80%[18]，且投资成本、运行成本更低，SNCR/SCR联合脱硝技术适合应用在无法加装大量催化剂的中小型锅炉。