下载文档原格式
烟气再热器的选择在湿法脱硫工艺中，尽管有些工艺中不使用烟气再热器而采取湿烟囱排放，但由于湿烟囱的风险性较大，投资也较高，烟道防腐投资增加，所以烟气再热器还是普遍使用。
1. 烟气再热器型式的选择目前大量在FGD系统中使用的烟气再热器有二种：回转式GGH和管式WMH（水媒体加热器）。
这两种烟气再热器各有优缺点。
1.1 漏风管式加热器是通过焊接进行密封的，没有漏风；回转式则有漏风。
一般在不采用低泄漏装置的GGH中，漏风量在1.5％～3％，而采用低泄漏密封装置后，漏风量在0.5％左右前国内外FGD系统一般要求在1％左右。
漏风的产生，要求脱硫塔的脱硫效率相应提高，以保证整个FGD系统的脱硫效率满足要求。
回转式烟气加热器的漏风是绝对的，但管式加热器的不漏却是相对有时段的。
在运行一段时间后，由于焊缝的裂缝和冷端的腐蚀，也会产生漏管，而且一旦漏风发生，很难消除，只能堵管或换管。
1.2 占地和重量对小型机组来讲，二者差不多，但对大型机组而言，回转式烟气加热器比管式烟气加热器重量要小很多，占地也小，这样，对于加热器的基础和支撑结构，也有较大差别一般而言，管式加热器分为二部分，加热部分和放热部分，媒体走管侧，烟气走壳侧，由于烟气流速和加热器阻力的限制，一般体积较为庞大。
加热部分和放热部分都较大，占地约为回转式的2倍以上。
在合山项目场地紧张的情况下，管式加热器布置较困难。
1.3 阻力一般而言，管式换热气的阻力大于回转式换热气。
回转式换热器可以通过选择一大尺寸换热器来达到进一步降低阻力的目的。
而管式换热气本身的尺寸就已经远大于回转式换热器，进一步降低阻力的成本会非常之高。
管式换热气的烟气内部流通方式也比回转式换热器要复杂的多。
1.4 清洗相对回转式换热器而言，管式换热器一旦发生冷端堵灰或腐蚀很难处理。
除非进行拆除更换。
对回转式换热器而言，可通过配备有效的吹灰器进行蒸汽吹灰及水冲洗。
即使发生冷端堵灰或腐蚀，可通过更换冷端换热面进行消除。
烟气换热器ggh的原理
烟气换热器（GGH）是一种用于热电厂、工业锅炉等燃烧设备的设备，其原理是利用烟气与其他流体（通常是水或空气）之间的热量传递来实现能量的回收和利用。
烟气换热器的原理主要包括传热原理和换热原理两个方面。
首先，从传热原理来看，烟气换热器利用烟气中高温热量和其他流体之间的温差来实现热量传递。
烟气在燃烧过程中产生大量的热能，而这部分热能大部分以烟气的形式流失到大气中。
烟气换热器的作用就是通过烟气与其他流体之间的接触，将烟气中的热能传递给其他流体，使其升温，从而实现热能的回收和利用。
这样可以提高整个系统的能量利用率，降低能源消耗。
其次，从换热原理来看，烟气换热器利用烟气和其他流体之间的换热过程来实现热能的传递。
换热过程主要包括对流换热和传导换热两种方式。
对流换热是指烟气和其他流体之间通过流体流动而实现的换热过程，而传导换热则是指烟气和其他流体之间通过固体壁面传导而实现的换热过程。
烟气换热器利用这些换热方式，将烟气中的热量传递给其他流体，实现能量的回收和利用。
总的来说，烟气换热器的原理是通过烟气和其他流体之间的热量传递和换热过程，实现热能的回收和利用，提高能源利用效率。
这对于工业生产和环保节能具有重要意义。
烟气换热器英文：Gas Gas Heater中文意思：烟气换热器GGH，是烟气脱硫系统中的主要装置之一。
它的作用是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。
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。
如计及因安装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（1）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。
－ 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。
巴克杜尔的烟气换热器（GGH）的几个显著特点：1.传热元件的波形—采用防堵型的大通道波纹板（L型）：虽然成本较高，巴克杜尔的GGH采用的是大通道的波纹板（L型），而不采用紧凑型的波纹板（DU、DNF或其它）。
大通道的波纹板，与紧凑型波纹板相比，最重要的是：在烟气流通方向上是直通的，没有小的波纹。
其特点为：烟气流通截面大，波型平滑，在GGH运行中石膏等副产物不易附着，也易于清除，因而GGH不易堵塞，GGH长期运行后压力损失不会上升。
虽然成本有所增加，但我们认为这样的波型适宜于GGH的工作环境----易于腐蚀、易于堵塞的环境。
事实上，选用该波形的GGH，大大降低了电厂的实际运行费用。
同时，当直径相同时，采用大通道波纹板的转子高度较高，转子的刚性好，运行时热变形较小，运行间隙也较小，将更确保GGH较低的泄漏率。
而使用紧凑型波纹板的GGH，运行中会出现堵塞、压降增加等运行障碍，电厂要加大增压风机输出功率、增加高压水清洗次数等，其运行费用是比较高的。
有的GGH厂商认为降低换热元件高度会改变GGH的堵塞、使得GGH便于清洗。
我们认为，换热元件的高度降低，并不能改变因波形选择因素造成的GGH易于堵塞。
波形的选择才是根本原因。
直通道波纹，石膏等产出物在最初时刻就无法附着，即：在附着的最初时刻就被吹扫清洗了；而紧凑型波纹，一是易于附着，二是一旦附着，就很难清除（存在吹扫盲点）。
即使高压水清洗后，也会再次如初次那样，如此反复。
见图:巴克杜尔选用的其他厂商选用的直通道大波纹换热元件: 紧凑型换热元件:清洗情况对比（示意图）：巴克杜尔公司GGH的镀搪换热元件采用荷兰FERRO TECHNIEK BV的湿法静电喷涂镀搪技术。
采用荷兰Ferro Techniek 公司的湿法静电喷涂方式生产的换热元件，堪称世界最好的换热元件，其特点是：涂搪厚度均匀、表面光洁度好、极好的边缘包裹、搪瓷附着力高、元件柔韧性好、单位面积气孔率低、强耐腐蚀、寿命长等，更加适用于GGH换热器。
浅谈烟气－－烟气加热器（GGH）的利弊来源：电力环保网更新时间：09-6-17 10:23从脱硫塔出来的净烟气温度一般在45～55℃之间为湿饱和状态，如果直接排放会带来两种不利的结果：一是烟气抬升扩散能力低，在烟囱附近形成水雾污染环境，即所谓烟流下洗；二是由于烟气在露点以下，会有酸滴从烟气中凝结出来，即所谓的下雨即污染环境又对设备造成低温腐蚀。
因此在烟气脱硫系统中通常在脱硫塔后设置烟气加热器（GGH），利用锅炉来的原烟气对脱硫后烟气进行加热，使烟气温度由45～55℃提升到80℃左右，提高净烟气的抬升高度及扩散能力，降低SO2、粉尘和NOX等污染物的落地浓度，减轻湿烟气的冷凝现象缓解对后续烟道和烟囱和腐蚀，并消除净烟气烟囱冒白烟的现象。
1加热器的作用与现状1.1降低了烟气对脱硫塔的热冲击，减少脱硫塔的蒸发量由于原烟气的温度一般在130～150℃左右，这样高的温度对脱硫塔内衬的防腐层是很大的热冲击，而加热器使进入脱硫塔内的烟气温度降到90℃左右，这对脱硫塔内衬的防腐层起到了很好的保护作用；同时，由于原烟气温度的下降，也降低了脱硫塔内水的蒸以量。
1.2提高排烟温度增强了烟气的抬升高度和扩散能力由于加热器使脱硫后的净烟气由40℃～50℃提高到80℃左右，使湿烟气提升了35℃左右，排入烟囱的烟气密度降低，烟气抬升能力增强，烟气的有效抬升，增大了烟气中水蒸气、二氧化碳和氮氧化物的扩散空间，减轻了烟气对地面的污染。
1.3降低了烟羽的可见度经脱硫后的净烟气在饱和状态，在当地环境温度较低时凝结水汽会形成白色的烟羽，当加热器对净烟气进行再加热时，饱和烟气温度上升到未饱和状态，烟气透明度上升，从烟囱排出的烟气可见度降低，烟囱出现白烟的情况有所改善。
但彻底解决冒白烟现象则必须将烟气加热到100℃以上，而加热器只能将烟气温度加热到80℃，所以靠安装加热器来解决冒白烟现象是根本作不到的。
2加热器对排烟的影响2.1对烟气抬升的影响按照国标《GB13223－1996》标准，烟气抬升高度为：ΔH＝1.303QH1/3Hs2/3/Vs（1）式中：ΔH：烟气抬升高度m；QH：烟气释放率KJ/s；Hs：烟气几何高度m；Vs：烟气抬升计算风速m/s。
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，温度升高会使得凝结酸液得腐蚀性更强。
因此，认为安装GGH后可以减轻脱硫烟气对下游设备的腐蚀是一个认识上的误区。
另外，无论是否安装GGH，湿法FGD的烟囱都必须采取防腐，并按湿烟囱进行设计。
这一点已经被国外几十年来的实践所证实。
认为安装了GGH就可以不对烟囱进行防腐处理是错误的。
2.3 安装GGH带来的问题由于目前FGD系统多数采用回转式GGH，因此下面的讨论主要是针对这类GGH的，但是对其它类型的GGH，如水媒式、蒸汽换热器等，其结论也是适用的。
GGH设备本体以及由GGH引发的直接投资,包括烟道、支架和冲洗系统的费用大约是FGD总投资的15%。
GGH本体对烟气的压降约在1000Pa，如果考虑到由于安装GGH而引起的烟道压降，总的压损约在1200Pa左右。
为了克服这些阻力，必须增加增压风机的压头，使FGD系统的运行费用大大增加。
GGH的原烟气侧向净烟气侧的泄漏会降低系统的脱硫效率，尽管回转式GGH的原烟气侧和净烟气侧之间的泄漏可以达到1.0%以下，但毕竟是一种无谓的损失。
由于原烟气在GGH中由130℃左右降低到酸露点以下的80℃，因此在GGH 的热侧会产生大量的粘稠的浓酸液。
这些酸液不但对GGH的换热元件和壳体有很强的腐蚀作用，而且会粘附大量烟气中的飞灰。
另外，穿过除雾器的微小浆液液滴在换热元件的表面上蒸发之后，也会形成固体的结垢物。
上述这些固体物会堵塞换热元件的通道，进一步增加GGH的压降。
国内已有电厂由于GGH粘污严重而造成增压风机振动过大的前鉴。
GGH在运行过程和停机后需要用压缩空气。
蒸汽和高压水进行冲洗，以去除换热元件上的积灰和酸沉积物。
因此需要提供相应的压缩空气、冲洗水和蒸汽。
GGH冲洗后的废水含有很强的腐蚀性，必须进行专门的处理之后才能排放。
3. 不安装GGH的利弊分析3.1 不安装GGH的优点3.1.1 降低FGD系统的投资和运行费以下的技术经济比较以2x300MW机组的FGD系统为基础。
煤耗按两台机组280t/h，煤的含硫量为1%，FGD系统每年脱除的SO2为44800t。
(1)固定资产投入安装GGH固定资产投入约2000万，贷款利率按5%计算，5年还清本利，共计2500万。
FGD的寿命为20年，因此，均化后每年的固定资产投入为125万。
因固定资产投入使得脱硫成本的增加为：1250000/44800000 = 0.028元/kg SO2(2)电耗安装GGH之后，由于GGH本体和烟道的阻力的增加，约使增压风机的功率增加2x1500kW，按年运行6000小时，厂用电价为0.3元/kWh计算，每年增加的电耗支出为：2x1500x6000x0.3 = 540万元因电耗而使得脱硫成本增加：5400000/44800000 = 0.120元/kg SO2(3)大修费用大修费率按: 固定资产原值x2.25% 计算。
2000x2.25% = 45 万元因大修费用而增加的脱硫成本为：450000/44800000 = 0.010元/kg SO2安装GGH后费用的增加见下表：注1:年利率5%，5年还清本利,年增加费用按寿命期20年均化如果按FGD 的寿命为20年计算，在FGD的整个寿命期内，总的费用为1.42亿元，几乎相当于2x300MW的FGD的总投资。
3.1.2 提高系统的运行可靠性和可用率安装GGH后，由于GGH部件的腐蚀和换热元件堵塞造成的增压风机的运行故障已经成为FGD系统长期稳定运行的瓶颈之一，降低了FGD系统的可用率，增加了维修费用。
由于不安装GGH后，FGD的烟气系统得以简化，因此FGD 系统的可靠性有了提高，达到高可用率运行。
3.2 不安装GGH带来的问题由于需要对原烟气的降温幅度有所增加，因此系统的水耗要比安装GGH时约增加50%左右。
由于净烟气温度较低，因此在环境空气中的水分接近饱和，而且气象扩散条件不好时，烟气离开烟囱出口时会形成冷凝水滴，形成所谓"烟囱雨"，在烟囱周围的地面上，有细雨的感觉。
由于FGD系统不能有效去除NOx，因此必须对在取消GGH之后的NOx的落地浓度和最大落地浓度点离烟囱的距离进行核算，并取得有关环保部门的批准。
不安装GGH的FGD系统的烟气在烟囱中的凝结水量会比较大，因此在进行湿烟囱设计时必须注意。
4. 国外情况4.1 德国德国大规模建设FGD的时间是在上世纪的80-90年代，由于当时法规的要求，烟气的排放温度不得低于72℃，因此在此期间建设的FGD系统全部安装了GGH,而且主要是回转式GGH。
经过多年的运行，发现GGH是整个FGD系统的故障点，大大影响了系统的可用率。
按照德国公司的介绍，几乎100%的GGH 在运行过程中都出现了故障。
德国加入欧盟以后，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FGD已有部分系统不再安装GGH了。
德国脱硫公司认为，不安装GGH是今后FGD发展的趋势。
德国已经有越来越多的在有条件的电厂将脱硫后的烟气通过冷却塔排放，这样既可以不安装GGH，又可以省去湿烟囱的投资，而且也大大提高了烟气污染物的扩散能力。
4.2 美国美国的法规从来没有对排烟温度有限制，因此美国的FGD系统只有少部分安装了GGH。
一些美国电厂考虑到由于不安装GGH，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。
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，值得我们借鉴。
4.3 日本由于日本是一个面积小，地形狭长的岛国。
为了减轻对日本本土的污染，一直采用高烟温排放，以增强烟气的扩散能力。
因此几乎所有的FGD系统全部安装了GGH。
5. 小结5.1 在FGD系统中安装GGH是FGD早期发展过程中的认识，长期的实践已经证明:GGH在FGD系统中的作用不大，但是由此带来的负面影响却很大。
5.2 湿法FGD所排放净烟气的烟囱都必须采用防腐措施，与是否安装GGH 无关。
因此，认为安装GGH后可以不对烟囱采取防腐措施，并以此节省烟囱防腐所需费用的观点不但是错误的，而且是危险的。
5.3 GGH的投资和运行费用非常昂贵，对于2x300MW机组的投资费用为2000万元，约占FGD系统总投资的15%，年运行费用约530万。
