胡亮成

（云南滇東雨汪能源有限公司云南曲靖655507）

電廠脫硫GGH裝置取消方案

胡亮成

（云南滇東雨汪能源有限公司云南曲靖655507）

文章分析了待改造系統(tǒng)中GGH裝置現(xiàn)狀和取消脫硫GGH裝置的必要性，提出了取消脫硫GGH裝置的具體方案。方案的實(shí)施有利于進(jìn)一步降低SO2排放量，提高機(jī)組運(yùn)行可靠性、經(jīng)濟(jì)性。

脫硫GGH；煙氣系統(tǒng)；SO2吸收系統(tǒng)

1　待改造系統(tǒng)GGH裝置現(xiàn)狀

華能某電廠2×600MW機(jī)組（即1、2號(hào)機(jī)組）煙氣脫硫裝置采用石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝，石膏濕法煙氣脫硫工藝，每臺(tái)爐設(shè)置1套SO2吸收系統(tǒng)和煙氣系統(tǒng)，兩臺(tái)爐設(shè)置1套公用的吸收劑制備系統(tǒng)、石膏處理系統(tǒng)、脫硫裝置用水系統(tǒng)及漿液排放與回收系統(tǒng)等。煙氣脫硫系統(tǒng)中GGH是主要裝置之一。它利用原煙氣將脫硫后的凈煙氣進(jìn)行加熱，使排煙溫度達(dá)到露點(diǎn)之上，減輕對(duì)凈煙道和煙囪的腐蝕，提高污染物的擴(kuò)散度；同時(shí)降低進(jìn)入吸收塔的煙氣溫度，降低塔內(nèi)對(duì)防腐的工藝技術(shù)要求。但是，GGH裝置的使用也阻礙系統(tǒng)工作效率的提高。

1.1 SO2吸收系統(tǒng)

由于來(lái)煤含硫量波動(dòng)較大，目前某電廠脫硫入口SO2濃度經(jīng)常超過(guò)8000mg/Nm3，超過(guò)設(shè)計(jì)入口7000 mg/Nm3，煙囪出口SO2排放濃度只能基本控制在200mg/Nm3以內(nèi)，難以保證高負(fù)荷期間排放濃度穩(wěn)定達(dá)標(biāo)排放。

1.2煙氣系統(tǒng)

由于某電廠燃煤硫分較高，脫硫裝置入口SO2濃度可達(dá)8000mg/Nm3以上，同時(shí)鍋爐SCR裝置對(duì)SO3轉(zhuǎn)化率有所提高，若總轉(zhuǎn)化率按1.5%考慮，則煙氣中SO3濃度可達(dá)120mg/Nm3，而GGH區(qū)域濕度較大，煙氣溫度低于露點(diǎn)，從而導(dǎo)致三氧化硫等酸性物質(zhì)在該區(qū)域容易聚集，形成多成分復(fù)雜強(qiáng)酸，從而導(dǎo)致GGH區(qū)域煙道、支架及附屬設(shè)備等腐蝕嚴(yán)重。

2　取消脫硫GGH裝置必要性分析

某電廠脫硫回轉(zhuǎn)式GGH長(zhǎng)期運(yùn)行中基本能滿足脫硫凈煙氣溫升的要求，有利于煙氣中污染物擴(kuò)散，但是也存在大量的問(wèn)題，如漏風(fēng)率高、腐蝕嚴(yán)重，堵塞嚴(yán)重、能耗高、事故率高等。

2.1脫硫GGH裝置運(yùn)行的弊端

2.1.1脫硫效率提高受限

電廠近年來(lái)對(duì)脫硫系統(tǒng)進(jìn)行了增設(shè)托盤等多次提效改造，以提高脫硫效率，降低SO2排放濃度。但由于燃煤含硫量很高，且現(xiàn)有回轉(zhuǎn)式GGH的漏風(fēng)率限制了脫硫裝置效率的提升，使機(jī)組只能基本滿足SO2排放≤200mg/Nm3，難以確保高負(fù)荷期間SO2排放濃度持續(xù)穩(wěn)定達(dá)標(biāo)，更限制了對(duì)未來(lái)超低排放要求的適應(yīng)能力。

2.1.2 GGH腐蝕、堵塞嚴(yán)重

GGH區(qū)域濕度較大，煙氣溫度低于露點(diǎn)，三氧化硫等酸性物質(zhì)在該區(qū)域容易聚集，形成多成分復(fù)雜強(qiáng)酸，致使GGH區(qū)域煙道、蓄熱元件、支架及附屬設(shè)備等腐蝕嚴(yán)重。經(jīng)腐蝕后的脫硫系統(tǒng)在運(yùn)行過(guò)程中，GGH逐漸出現(xiàn)壓差增大、增壓風(fēng)機(jī)出口風(fēng)壓偏高現(xiàn)象，甚至出現(xiàn)由于增壓風(fēng)機(jī)出口風(fēng)壓高而引起的風(fēng)機(jī)喘振現(xiàn)象。不但給機(jī)組安全穩(wěn)定運(yùn)行帶來(lái)巨大的安全隱患，同時(shí)浪費(fèi)了大量的廠用電，降低了脫硫系統(tǒng)效率。工作人員采用專業(yè)離線高壓水沖洗手段對(duì)機(jī)組進(jìn)行清理，但機(jī)組投入運(yùn)行后，一周內(nèi)就基本回復(fù)到停機(jī)前的差壓水平，堵塞嚴(yán)重。

2.1.3 GGH事故率高

脫硫GGH腐蝕嚴(yán)重，堵塞嚴(yán)重會(huì)造成漏風(fēng)率增大、煙氣阻力增大，換熱效果下降等現(xiàn)象。當(dāng)出現(xiàn)漏風(fēng)率增大，煙囪出口SO2排放不能達(dá)標(biāo)時(shí)；煙氣阻力增加到一定值，達(dá)到影響風(fēng)機(jī)安全運(yùn)行時(shí)；換熱效果達(dá)不到要求時(shí)；以及各種不能滿足運(yùn)行要求的工況發(fā)生時(shí)，皆需要停運(yùn)GGH進(jìn)行檢修維護(hù)，影響系統(tǒng)運(yùn)行的穩(wěn)定性。

2.2脫硫GGH裝置取消的必要性

電廠GGH及附近煙道、設(shè)備等，長(zhǎng)期運(yùn)行后，腐蝕嚴(yán)重，需要不定期進(jìn)行相應(yīng)的檢修維護(hù)，增加機(jī)組運(yùn)維成本。

由于凈煙氣攜帶含有石膏的液滴、原煙氣含有粘結(jié)性強(qiáng)的灰分、GGH設(shè)計(jì)和選材的局限、電廠運(yùn)行和管理的不當(dāng)?shù)仍?，目前?guó)內(nèi)電廠回轉(zhuǎn)式GGH結(jié)垢、堵塞問(wèn)題普遍存在，難以徹底解決。雖然許多電廠采取了很多好的措施，改造了GGH換熱元件和密封系統(tǒng)，加強(qiáng)了運(yùn)行管理，增強(qiáng)了吹掃和沖洗等，但是GGH結(jié)垢現(xiàn)象始終無(wú)法徹底消除。這些現(xiàn)象都將使煙氣系統(tǒng)阻力增加，增大風(fēng)機(jī)電耗，進(jìn)而增大廠用電率，即增加供電煤耗，降低電廠生產(chǎn)的經(jīng)濟(jì)性。

2.3降低機(jī)組事故率

GGH由于腐蝕、堵塞、或不能滿足運(yùn)行要求時(shí)，需要非停。由于脫硫旁路煙道已按照國(guó)家規(guī)定進(jìn)行了拆除，所以停運(yùn)GGH進(jìn)行檢修維護(hù)時(shí)，需要機(jī)組和FGD非正常停機(jī)，嚴(yán)重影響機(jī)組的可用率。所以，電廠有必要且需要盡快取消現(xiàn)有回轉(zhuǎn)式GGH，進(jìn)行相應(yīng)的改造或替換，以防止此問(wèn)題的出現(xiàn)，提高機(jī)組可用率。

3　脫硫GGH取消方案

3.1脫硫GGH取消方案分析

取消脫硫回轉(zhuǎn)式GGH的改造方案根據(jù)脫硫裝置排煙溫度，可分為兩種方案：

3.1.1直接取消現(xiàn)有GGH方案，煙囪直接排放脫硫濕煙氣，并對(duì)相關(guān)系統(tǒng)及設(shè)施進(jìn)行改造；

3.1.2設(shè)置管式熱媒水換熱器(以下簡(jiǎn)稱MGGH)方案：用MGGH替換現(xiàn)有回轉(zhuǎn)式GGH，煙囪仍排放加熱后的脫硫凈煙氣，僅對(duì)部分系統(tǒng)進(jìn)行改造。

3.2脫硫GGH取消方案實(shí)施

由于取消脫硫GGH后對(duì)機(jī)組運(yùn)行存在一定不利的影響，為使系統(tǒng)在改造完成后正常、高效運(yùn)行，需要在改造方案實(shí)施的過(guò)程中做好應(yīng)對(duì)不利因素的措施。

3.2.1 GGH取消后，不利于防止吸收塔入口煙氣超溫。為此在每座吸收塔入口煙道處需增設(shè)1套事故噴淋系統(tǒng)，在吸收塔入口煙氣超溫或吸收塔漿液循環(huán)泵突然全部停運(yùn)時(shí)，降低進(jìn)入吸收塔的煙氣溫度，以保護(hù)吸收塔內(nèi)部件及其下游煙道不受損壞。

3.2.2 GGH取消后，較原設(shè)計(jì)工況下，進(jìn)入吸收塔的煙氣體積流量和溫度均高于原設(shè)計(jì)值。吸收塔內(nèi)煙氣流速的升高是有利于塔內(nèi)脫硫反應(yīng)過(guò)程的傳質(zhì)，對(duì)提高脫硫效率是有利的，同時(shí)需增加液氣比滿足脫硫效率，因此對(duì)已建脫硫吸收塔，其脫硫效率會(huì)有所下降。并且流速太高煙氣會(huì)夾帶較多的液滴穿過(guò)除霧器，增加煙氣排放固體物中的石膏含量。因此，改造后吸收塔煙氣流速需要滿足除霧器正常運(yùn)行的煙氣流速范圍。由于脫硫吸收塔是一個(gè)綜合反應(yīng)裝置，其設(shè)計(jì)數(shù)據(jù)是根據(jù)工程具體情況采用專用軟件并考慮一定的裕量進(jìn)行計(jì)算的，只要取消GGH后吸收塔煙氣流速的增加值在原設(shè)計(jì)裕量的范圍內(nèi)就對(duì)吸收塔的性能沒(méi)有影響。

3.2.3 GGH取消后，不利于防止石膏雨現(xiàn)象。本工程脫硫系統(tǒng)共設(shè)有三級(jí)除霧器，其中一級(jí)位于吸收塔上部，另外兩級(jí)位于吸收塔出口凈煙道。為防止石膏雨現(xiàn)象，需要加強(qiáng)除霧器壓差參數(shù)監(jiān)控，定期檢查除霧器結(jié)垢堵塞情況，并通過(guò)調(diào)整優(yōu)化除霧器沖洗方式，確保沖洗水量及沖洗壓力，嚴(yán)格控制除霧器沖洗周期，防止除霧器結(jié)垢堵塞，以保證其除霧效果。若未來(lái)運(yùn)行中有石膏雨現(xiàn)象，可將現(xiàn)有除霧器更換為性能更優(yōu)越的新型除霧器或增設(shè)一級(jí)除霧器。

3.2.4 GGH取消后，脫硫凈煙氣為飽和濕煙氣，凈煙道和煙囪冷凝液將有大幅增加，改造過(guò)程中將增設(shè)煙囪及凈煙道的冷凝液回收管道。本工程煙囪底部現(xiàn)有排酸管道，一爐一根，分別排至地面積液坑，擬改造此排酸管道，設(shè)置排液接口；煙囪入口處混凝土煙道底部的易積液區(qū)域，擬增設(shè)2個(gè)排液接口；根據(jù)改造后脫硫凈煙道布置，在其最低點(diǎn)設(shè)置積液槽及相應(yīng)排液接口。上述排液接口標(biāo)高最低約為11.00m，與吸收塔區(qū)域排水溝最遠(yuǎn)水平距離約30m，均可自流至吸收塔區(qū)域排水溝，所以本工程煙氣冷凝液回收系統(tǒng)擬用管道直接引至吸收塔區(qū)域排水溝，并在管道上設(shè)置U型自密封。

3.2.5 GGH取消后，BMCR工況下，煙囪及煙道將產(chǎn)生冷凝液約5t/ h～15t/h，都將排至吸收塔復(fù)用，因此，吸收塔煙氣蒸發(fā)的補(bǔ)充水量還需約45t/h～35t/h，才能維持脫硫吸收塔運(yùn)行水平衡。

3.2.6 GGH取消后，不利于煙囪防腐。為此某電廠將進(jìn)行煙囪防腐改造，按強(qiáng)腐蝕性煙囪考慮，以適應(yīng)脫硫后濕煙氣的腐蝕。

4　結(jié)語(yǔ)

本工程取消脫硫GGH在技術(shù)上是可行的，有利于進(jìn)一步降低SO2排放量，提高機(jī)組運(yùn)行可靠性、經(jīng)濟(jì)性。改造后兩臺(tái)爐每年可以減少排放1848tSO2，減少排污費(fèi)約233萬(wàn)元，環(huán)保社會(huì)效益顯著；同時(shí)每臺(tái)機(jī)組電機(jī)功率合計(jì)可降低約1900kW，合計(jì)每年可降低運(yùn)維成本1385萬(wàn)元。

表3　脫硝技術(shù)比較

2.4 SNCR/SCR聯(lián)合脫硝

SNCR/SCR聯(lián)合脫硝是鍋爐煙氣首先經(jīng)過(guò)SNCR工藝脫除部分NOx，SCR利用SNCR工藝逃逸的還原劑進(jìn)一步脫除NOx，減少了SCR技術(shù)的噴射系統(tǒng)。單一的SNCR脫硝技術(shù)（脫硝效率一般為25%~40%）難于滿足現(xiàn)有的排放標(biāo)準(zhǔn)，而單一的SCR脫硝技術(shù)采用較多的催化劑，且設(shè)備復(fù)雜，投資和運(yùn)行費(fèi)用高，不適用于中小型的燃煤鍋爐。由于該技術(shù)在爐膛上部和鍋爐尾部進(jìn)行氮化物的二次脫除，其脫硝效果遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于單純地采用SCR技術(shù)，脫硝效率大于80%[18]，且投資成本、運(yùn)行成本更低，SNCR/SCR聯(lián)合脫硝技術(shù)適合應(yīng)用在無(wú)法加裝大量催化劑的中小型鍋爐。