GGH烟气再热系统.docx

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米用烟气-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30,0MW计算，安装GGH勺直接设备费用就达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
2.1GGH的作用
提高排烟温度和抬升高度（1）
2X3MW机
组
烟气再加热可以将湿法烟气脱硫的排烟温度从50C升高到80C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/
Nm3NOx
国家二级标准限值（0.12mg/Nm3日均值/
标准值有GGH
1.13%无GGH
2.57%无GG有GGH无GGH有GGH
H
9.7
1.99%4.51%4.30%
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NOxNOx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
会很显着。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。
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1C以上。安装GGH后排烟温度在80C左右，因此只能使得烟囱出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；
一安装GGH后，烟气中的飞灰会积聚在GGH勺换热元件上，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；
一测试发现，经过FGD脱硫以后的烟气的酸露点温度在90-120C范围内，而烟气再热之后的温度在80C左右，因此在FGD下游设备表面上，仍然会产生新的酸凝结液；
一经GGHto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80r
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