(GGH)烟气再热系统

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1、烟气换热器　　英文：GasGasHeater　　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

2、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　　2.1GGH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

3、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）有GGH无GGH有GGH无GGH有GGH无GGH日均值/标准值1.13%2.57%1.99%4.51%4.30%9.74

4、%　　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

5、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。　　2.2GGH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

6、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

7、，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