GGH烟气换热器Word下载.docx
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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
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。
SO2粉尘NOx
污染物国家二级标准限值国家二级标准限值国家二级标准限值
（0.15mg/Nm3）（0.15mg/Nm3）（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%
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。
2.2GGH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;
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/kgSO2
（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/kgSO2
（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/kgSO2
安装GGH后费用的增加见下表:
No.项目单位数量价格年增加费用（万元）脱硫成本增加（元/kg）
1电耗kW30000.30元/kWh5400.120
2固定资产投入万元注125001250.028
3大修费用%2.25450.010
4合计7100.158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;
5.3GGH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。
注意:
建设一个防腐性能良好可以长期使用的湿烟囱的防腐费用大约为1500万
5.4根据目前国内已经投入使用的GGH的运行情况来看，许多GGH的运行情况均不佳，由于运行时间尚短，腐蚀的问题还没有暴露出来，因此主要的问题是换热元件堵塞，造成FGD系统停运。
因此GGH将会给FGD的正常运行造成困难。
5.5由于不安装GGH致使NOx排放对地面浓度的贡献有所增加的问题，主要应该依靠安装烟气脱硝装置来解决，而不应考虑强制要求安装弊多利少的GGH来回避问题。
从经济角度来看，取消GGH之后节省的投资和运行费用，有可能补偿安装烟气脱硝所需的投资费用。
这样可以削减NOx的排放总量（而不是仅仅依靠扩散来降低NOx的地面浓度），达到治本的目标。
5.6安装GGH后对于减轻湿烟囱周围地区的烟囱雨和烟囱冒白烟的问题有一定效果，因此，在一些对环境要求非常严格的地区的火电厂，是否在湿法烟气脱硫系统中安装GGH应在相应的环评中进行专题分析，并予以明确;
应允许一般的电厂不安装GGH。
电站锅炉烟气湿法脱硫工艺需要将锅炉排烟（原烟气）降到50度左右进入脱硫塔胶硫，脱硫后烟气（净烟气）需要加热到80度以上，通过烟囱排放。
为节约能源，脱硫系统需要增设GGH换热器回收原烟气热量以加热净烟气，使其达到排放要求。
烟气湿法脱硫GGH换热器目前主要采用两种型式:
一种为回转式换热器，一种为水热煤换热器。
由于GGH换热器工作温度低，烟气中的腐蚀气体对换热器腐蚀严重。
目前国内GGH换热器选用的材料主要有ND钢、316L，考登钢和碳钢表面搪瓷新材料，不锈钢比碳钢的使
用时间较长，但价格较贵，尤其316L价格昂贵。
碳钢表面搪瓷耐腐蚀、耐磨损、表面光滑不易堵灰且极易清洁，作为脱硫系统GGH换热器材料应该是以后的一种发展方向。
一、概述
GGH（烟气加热器,GastoGasHeater）是锅炉尾部烟气湿法脱硫系统（石灰水喷淋法或海水脱硫）中的重要组成设备，GGH技术由日本Gadelius公司在上世纪70年代开发,1976年制造出第1台设备。
该设备适用于火力发电、冶金、石化、水泥等有烟气脱硫需要的行业。
二、工作原理
GGH的工作原理和容克式空气预热器基本相同，利用除尘器出口的锅炉排烟,加热脱硫装置吸收塔输出的脱硫后烟气，将喷水后的烟气重新加热到符合环保法规要求的排放温度（通常不低于75,80?
），以保证锅炉排放的污染物能扩散到较大范围内,从而避免其在电厂周围集中沉降。
三、布置图
四、结构示意图
五、主要性能参数及要求
1、GGH利用装在转动转子中的数十万平方米的换热元件的蓄热和放热，吸收锅炉排出的烟气（120—140?
）热能加热脱硫塔排出的烟气（45-50?
），达到热量交换的目的，最终将脱硫后烟气加热到70-80?
2、脱硫系统要求GGH从原烟气侧漏到净烟气侧的泄漏率需小于1,。
3、GGH中传热元件、转子和外壳构件、壳体内部、密封结构以及外部轴承、减速机和吹灰器驱动机构等重要设备采用特殊防腐设计4、GGH为保证换热性能而配置清洗、吹灰系统及干燥系统设备。
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