摘要：目前国内燃煤电厂石灰石—石膏湿法烟气脱硫系统采用烟气换热器（ＧＧＨ）方案的做法较多。然而根据成熟电厂的实际情况看，ＧＧＨ容易堵塞，导致ＧＧＨ阻力偏大，增压风机长期运行在最高扬程区域，造成厂用电增加较多，另外ＧＧＨ运行易造成吹灰系统烟气的泄漏腐蚀。本文以某在建１０００ＭＷ燃煤机组脱硫工程为背景，探讨设置烟气换热器利弊。
　　关键词：烟气换热器（ＧＧＨ）　　石灰石 － 石膏湿法烟气脱硫　　成本
　　中图分类号：　　ＴＭ６２１．９　　　　　　　　　　　　　　
　　文献标识码：Ａ　　　文章编号：１６７２－３７９１（２００８）０３（ｂ）－００１７－０２
　　目前国内燃煤电厂石灰石—石膏湿法烟气脱硫系统采用烟气换热器（Ｇ ＧＨ）方案的做法较多。然而根据成熟电厂的实际情况看，ＧＧＨ容易堵塞，导致ＧＧＨ阻力偏大，增压风机长期运行在最高扬程区域，造成厂用电增加较多，另外 Ｇ Ｇ Ｈ 运行易造成吹灰系统烟气的泄漏腐蚀。本文以某在建１０００ＭＷ燃煤机组脱硫工程为背景，探讨设置烟气换热器利弊。
　　１　国内外设置烟气换热器概况
　　１ ． １ 国内设置烟气换热器情况简介
　　从目前国内正在运行的湿法脱硫装置来看，多数安装了烟气再热系统。例如应用日本三菱技术的珞磺一、二期工程，采用了水媒管式烟气再热器。后来相继投产的重庆电厂等引进的是德国 Ｓｔｅｉｎｍｕｌｌｅｒ 公司的技术，均装设了烟气换热器系统，而且采用了技术比较先进的无热再生回转式烟气／烟气换热器（ＧＧＨ）。国内一些工程公司采用引进技术设计的火电厂湿法烟气脱硫装置，例如北京京能热电股份有限公司石景山热电厂，国华北京一热二期工程，沙角 Ａ 厂均装设了烟气换热器。
    随着国内大量脱硫装置的实施，同时还出现了一些不装设烟气换热器的项目，也就是将吸收塔处理后的烟气不经过再热，直接排放至大气。目前投运的项目有福建漳州后石电厂。
    １ ． ２ 国外设置烟气换热器情况简介
    １．２．１ 德国
     德国大规模建设脱硫工程的时间是在上世纪 ８０～９０年代，由于当时法规的要求，烟气排放温度不得低于７２ ℃，因此在此期间建设的脱硫系统全部安装了烟气换热器，而且主要是回转式烟气换热器。经过多年的运行，发现烟气换热器是整个系统的故障点，大大影响了系统的可用率。
    据介绍，几乎 １００％ 的烟气换热器运行过程中都出现了故障。
    德国加入欧盟后，大部分欧盟成员国均对烟气排放的温度没有法规上的要求。因此，从 ２００２ 年开始，德国采用欧盟的标准，取消了对烟气排放温度的限制。因此在原东德地区近期建设的脱硫工程已有部分系统不再安装烟气换热器了。德国脱硫公司认为，不安装烟气换热器是今后脱硫发展的趋势。
    １．２．２ 美国
    美国的法规从来没有对排烟温度有限制，因此，美国的脱硫系统只有少部分安装了烟气换热器，一些美国电厂考虑到由于不安装烟气换热器，烟温过低时对周围环境可能产生不利影响，采用了在烟囱底部安装燃烧洁净燃料的燃烧器，在气象条件不利于扩散时，对脱硫后的烟气进行临时加热。据说这种方法的投资很低，运行费用也很低，同时，也保护了环境质量，是一种结合实际的解决方案，可以借鉴。
             
    ２　烟气换热器的作用
     在火电厂的湿法烟气脱硫工艺中，烟气经吸收塔的洗涤后温度大约在 ４ ４ ℃～５ ０℃，温度较低，含水量大，基本处于饱和状态，而未经湿法烟气脱硫装置处理的烟气温度一般在 １ １ ０ ℃以上。根据现在被国际上普遍接受的计算公式，排烟温度的降低会造成烟气抬升高度的降低，不利于烟气在大气环境中的扩散。比较普遍的做法就是设置烟气换热器将排烟温度提高，以获得较高的抬升高度。根据日本和欧洲一些国家的习惯，通常将排烟温度加热到８０℃以上。
    ３　不设烟气换热器对整个系统的影响
    ３．１ 对大气环境的影响
    ３．１．１ 小时地面浓度预测
   根据本工程的气象条件，分别计算出了在各种稳定度情况下设计煤质和校核煤质在设有 Ｇ Ｇ Ｈ 和不设 Ｇ Ｇ Ｈ 的污染物最大着地浓度，如下表：
    ３．１．２ 年均浓度预测
   从上表中可以看出，设置 Ｇ Ｇ Ｈ 和不设Ｇ Ｇ Ｈ ，尽管污染物落地浓度有一定的差距。但由于整体污染物浓度很低，因此，无论何种型式对地面污染物浓度的都影响很小。
    ３．２ 对脱硫系统的影响
    是否设置 Ｇ Ｇ Ｈ ，对于脱硫系统自身有较大的影响，取消 ＧＧＨ ，意味着简化系统，对投资、运行成本都有影响，但对于脱硫效率没有影响。其影响主要表现在：由于没有 Ｇ Ｇ Ｈ ，系统阻力下降，增压风机电耗降低，Ｇ Ｇ Ｈ 自身电耗没有了，２台炉总的电耗降低 １７００ｋＷ／ｈ。由于进入吸收塔的烟气温度上升导致水耗增加，２ 台炉总的水耗增 １００ｔ／ｈ，工艺水泵容量需要适当加大。
    ２ 台炉节约投资：５２００ 万元。
    取消 Ｇ Ｇ Ｈ 后，吸收塔区场地占用大大降低，本工程有条件将脱水车间布置到吸收塔区。
    吹扫蒸汽不需要，２ 台炉节约蒸汽２．５ｔ／ｈ。设备维护工作量将随着减小。
    ３．３ 对烟囱的影响
    本工程采用的是 ２ 根钢内筒烟囱，即使设置ＧＧＨ，钢烟囱内壁也必须涂防腐材料，２根钢烟囱的面积估计在１００００ｍ２，按玻璃鳞片防腐考虑，预计费用６００万元。如果不设ＧＧＨ，烟气的腐蚀性加剧，尽管玻璃鳞片防腐可以保证钢烟囱不受腐蚀，但考虑到部分玻璃鳞片脱落的可能性以及烟囱维修的不方便性，从更为安全的角度出发，宜采用 １ ． ６ ｍ ｍ 钛合金或镍基合金（１．４５２９），预计费用 ３２００ 万元。整个烟囱造价增加 ２６００ 万元。
     ４　结语
     烟气换热器的投资和运行费用非常昂贵，１ ０ ０ ０ ｍ ｗ 机组安装烟气换热器总投资费用节约 ２６００ 万元。从目前实际使用烟气换热器带来的问题看，石灰石—石膏湿法脱硫工艺安装烟气换热器弊多利少，不但不能有效改善总体环境质量，而且易增加故障点，影响脱硫系统的安全、稳定、高效运行。我们认为对不设置烟气换热器的脱硫工艺，尤其要重视对湿烟囱的防腐处理。