烟气加热器(GGH)特点分析及选型研究
烟气加热器（GGH）是湿法烟气脱硫装置（FGD）重要设备之一该设备一般安装在湿法烟气脱硫装置（FGD）烟气进入吸收塔之前通过用原烟气加热传热元件或通过用原烟气加热热媒水或用蒸汽加热烟气通过热传递的结果将吸收塔出口净烟气在流入电厂烟囱前被加热至规定的温度通常净烟气温度被加热升高35至45℃
湿法烟气脱硫装置采用的烟气加热器型式主要有3种回转式烟气加热器（烟气加热器）和两种管式加热器管式热媒水强制循环式加热器（MGGH）和管式蒸汽热交换式加热器
一湿法烟气脱硫工艺设置烟气加热器的特点及优势
湿法烟气脱硫工艺设置烟气加热器的特点及优势如下
1.减少电厂用水量在湿法烟气脱硫工艺中脱硫烟气被石灰石浆液洗涤大量水被高温烟气汽化使烟气中的水处于饱和状态排放烟气遇到冷的空气烟气中处于饱和或者接近饱和（烟气加热排放）的水蒸气将会凝结成水滴如果烟气系统不设置换热器降温为达到吸收塔内防腐材料要求的进塔烟气温度必须利用直接喷水的方式降低烟气温度增加喷水有两大缺点
（1）增加工艺水量由于原烟气降温的需要系统的耗水量要比带烟气加热器增加30%以上在火电厂综合节水技术研究课题中我们对不同煤种条件下采用湿法烟气脱硫工艺水量进行计算后得出如下结论
当采用湿法烟气脱硫工艺时工艺用水量主要与锅炉燃用煤种的烟气量FGD装置烟气进出温差有着密切的关系并与是否设置烟气加热器有关
当燃用相同煤种湿法烟气脱硫装置不设烟气加热器时吸收塔内蒸发水量较设置烟气加热器增加工艺水量较多其中2×1000MW机组耗水量相差 87t/h耗水量比带烟气加热器增加37%如一年按5500利用小时计算将多耗水量47.85万t,对于2×600MW机组,当燃内蒙古地区褐煤煤种时耗水量相差85t/h,如一年按5500利用小时计算将多耗水量46.85万t
当燃用煤种不同时同为2×600MW机组水量有很大差别当燃内蒙古霍林河煤种时带烟气加热器耗水量为215t/h当不带烟气加热器时耗水量为300t/h比带烟气加热器时增加水耗39.5%当燃山西神华煤种时带烟气加热器耗水量为173t/h当不带烟气加热器时耗水量为 214t/h比带烟气加热器增加水耗23.7%燃内蒙古褐煤和山西烟煤条件在带烟气加热器和不带烟气加热器耗水量分别差42t/h和86t/h主要是由于烟气量相差较大原因
（2）增加电厂周围地区的酸性降水脱硫后烟气排入大气后在重力沉降作用下由于烟气的pH值在6左右就将形成酸性降水它们降落在电厂周围虽然其酸性不高但电厂几十年的长期运行将会造成电厂周围土壤湖泊水库水质酸化破坏了环境还有酸性降水将腐蚀电厂周围建构（筑）物和设施增加设施和建筑物的维护浪费资源
2.设置烟气加热器使烟气抬升高度比较适合某2×300MW电厂脱硫和不脱硫烟气抬升高度比较见表1由表1可以看出脱硫后加热排放的烟气有效高度降低约25%不加热将降低52%使得脱硫不能脱除的污染物排放浓度升高加大了该类污染物对环境的影响
3.烟气加热器的设置对烟囱的安全运行有利在湿法烟气脱硫工艺中的烟气露点温度通常是降低的但烟气的腐蚀性等级却并不降低相反会明显升高其原因是在湿法烟气脱硫工艺中产生的酸性烟雾和酸性带水卤化物腐蚀等现象脱硫后的烟气中SO3含量虽有所降低但烟气中所含腐蚀物质总量反而增多其中包括来自煤燃烧和来自脱硫剂浆液制备水中所含氯化物和氟化物等强腐蚀性物质如果脱硫后的烟气温度低于酸露点温度烟气的腐蚀性等级将增加得更加厉害取消烟气加热器后净烟气的温度为45℃~52℃左右并且在烟囱前为正压（约200Pa）因此烟气的腐蚀性和渗透性大为增强因此烟气加热器的设置对烟囱防腐有利由于热应力减小对烟囱的安全运行也有利
二.回转式烟气加热器与管式加热器技术比较
回转式烟气加热器管式加热器根据加热方式和原理不同又各有各的特点其原理和特点（表略）经过技术分析比较得出以下结论
1.多管式蒸汽热交换式加热器消耗蒸汽量较大经济性差目前国内唯一采用蒸汽加热烟气的是重庆电厂脱硫装置脱硫后的烟气采用蒸汽加热方式蒸汽取自6段抽汽及辅助蒸汽联箱加热辅助蒸汽量达35.3t/h（蒸汽参数压力0.26MPa温度257℃/300℃）每天用几百吨蒸汽加热烟气大大降低了电厂经济性
2.多管式热媒强制循环式加热器日本三菱公司采用该型式烟气加热器它是一种借助热媒水介质循环吸热与加热的热交换器三菱公司在华能珞璜电厂一期二期采用了该多管式热媒强制循环式加热器并把其与多管式蒸汽热交换式加热器进行了比较比较结果为采用多管式热媒强制循环式加热器尽管一次性投资较多但运行费用低
3.回转式烟气加热器与回转式空气预热器工作原理相同但采用烟气加热烟气该加热器换热系统比较简单烟气泄漏率为1%左右回转式烟气加热器的优点是其对烟气的适应能力强改善吸收塔后烟道及烟囱的工作环境具有布置较方便使用业绩较多运行和维护方便等特点因此在我国新上机组湿法烟气脱硫工艺考虑带烟气加热器时普遍采用
根据技术比较和运行经济性情况以下主要针对回转式烟气加热器与多管式热媒强制循环式加热器运行情况及技术发展情况进行深入研究
三国内回转式烟气加热器与管式加热器运行情况
1.国内回转式烟气加热器运行情况国内目前大多数运行的大多数回转式烟气加热器存在一些问题主要原因是回转式烟气加热器（烟气加热器）中的烟气在酸露点温度以下运行酸和雾气形成了腐蚀和容易堵塞的环境以国内某电厂湿法烟气脱硫装置回转式烟气加热器出现的问题为例进行典型的分析并提出解决的办法
该电厂湿法烟气脱硫装置于2005年4月起投入运行运行5个月后发现回转式烟气加热器压降超过报警值机组停机后发现烟气加热器有较严重的阻塞电厂按照运行维修手册规定进行清洗后投入运行时隔5个月同样阻塞现象又有出现电厂仍然按照运行维修手册规定进行清洗后投入运行但是阻塞的间隔时间变得越来越短清洗后压降减少越来越没有效果电厂在在线清洗无效的情况下采用停机后人工高压清洗（压力为40MPa）压降效果有所改进但投运后压头增加趋势较快,总体效果未有改善为此特地成立了项目攻关组针对烟气加热器的结垢阻塞问题开展充分研讨在研讨会上邀请了各方面的专家集思广益以求得一个完善的解决方案分别就结垢物成分传热元件上的粘附情况及产生原因对策进行了分析
（1）结垢物成分的调查分别对未处理烟气侧（原烟气）和处理烟气侧（净烟气）以及烟气加热器上粘附的结垢物进行了取样以外观硬度晶状等方面的观察和以往经验的判断结垢物的组分主要是CaSO4也就是说结垢物主要是来自净烟气侧的飞溅浆液
（2）在传热元件上的粘附堵塞情况结垢物主要形成区是在低温段（烟气加热器上端）的大约50mm处几乎完全堵住了传热元件的流体通道另外在单斜波纹（无槽沟板）上可明显看到偏流导致的厚结垢层现象
（3）吹灰器运行情况吹灰器的压头空压机出口表压是0.76MPa吹灰器进口处为0.65MPakg/cm2
吹灰器流量由喷嘴口径推测大约在25kg/min
喷嘴形式和排列双排四个喷嘴另加四个高压水喷嘴纵向排列
（4）吹灰器运行中存在的问题一是从传热元件的剖析结果可见传热元件的低温端头起50mm左右形成全面结垢由此可判断烟气加热器的吹灰能力无法达到正常要求正常情况下,结垢形成段不应该堆积在传热元件端口,而是形成在传热元件的通道中,即所谓的硫酸凝结区中二是吹灰器喷嘴,特别是高压水喷嘴的排布不合理该吹灰器的喷嘴排布均为双排纵列,由于运转中吹灰器喷嘴和转子旋转方向为垂直角关系单位体积上的吹扫量就变得十分重要三是当高压水冲洗之后没有一个空气吹干的过程转子在湿润的情况下又转入原烟气侧造成二次结垢.吹灰器的停留时间过短吹灰效果不充分,通过现场调查,发现吹灰器的步进速度过快未能达到充分的吹扫效果
（5）回转式烟气加热器结垢的原因和机理回转式烟气加热器设备的特点是回转式换热设备在未处理烟气原烟气侧由在转子中的上万片的传热元件将温度在130℃左右的热量吸收当回转到处理烟气净烟气侧时将蓄热的热量放出将净烟气加热到80℃以上,使净烟气能在烟囱口上充分扩散
烟气加热器是安装在脱硫系统的进出口处工作环境是湿润容易浆液粘附的环境平均工作温度为80℃~90℃又恰恰是硫酸凝结的高峰区域烟气加热器就是在一个即容易阻塞又容易腐蚀的这样一个恶劣的氛围中工作
在烟气加热器中由于原烟气和净烟气的流向相反,因此可以根据传热元件的上下端的粘附状况判断出是原烟气中灰分引起的阻塞还是净烟气中饱和水浆液主要成分为CaSO4干燥结垢引起的阻塞前者的阻塞是较为松软后者则是十分坚硬的结晶状物体一旦CaSO4在传热元件上形成结垢后则很难清洗而且对下一次的运行压降增加有较大的影响
（6）解决堵塞的办法一是提高除尘器效率如果原烟气灰分较高电除尘器出口粉尘浓度较高就会粘附在脱硫溅出的水浆液上形成较松软的结垢当松软的结垢物增多吹灰器能力不够的情况下也会造成烟气加热器阻塞根据日本一些电厂烟气加热器运行情况总结在提高除尘器效率保证除尘器出口粉尘浓度降低到30mg/Nm3以下,使进入烟气加热器的粉尘浓度大幅度降低从而就能减少烟气加热器内大量粉尘聚积并及时吹走二是减少净烟气侧的飞溅物净烟气侧的飞溅物是从除雾器带出的饱和水浆液主要成分为CaSO4这种饱和水浆液会在净烟气侧黏附在烟气加热器上由于烟气加热器是回转式的设备当烟气加热器转入原烟气侧时130℃左右的热烟气就会使水浆液干燥当过饱和后就会形成质地坚硬的CaSO4结晶
综上所述通过除雾器的改造减少净烟气侧的飞溅是减轻烟气加热器阻塞的一个不可缺少的要因三是传热元件的改型当烟气加热器上用的传热元件的板形是接近于锅炉空气预热器中高温端用的高性能的DU型传热元件时也容易造成堵塞DU型传热元件的优点是传热效率高缺点是容易阻塞从DU的下板 波纹板的结垢痕迹可以判明,DU的下板存在着明显的偏流这也是造成阻塞的原因之一
2.回转式烟气加热器应用情况结论导致湿法烟气脱硫工艺腐蚀性等级增高的原因是多方面的为此在设备工艺设计上都应取相应对策（包括高效除尘高效除雾高效脱水控制脱硫浆液用水水质防腐设计）而湿法烟气脱硫工艺设置回转式烟气加热器对于减轻烟气增湿避免含气态SO3湿蒸汽的结露等方面还是有其价值的
尽管回转式烟气加热器在国内运行过程中出现与原设计想法不尽人意的地方但这是由于在国内使用过程中还没有摸清它的运行特性和习性在环评结果要求上烟气加热器条件下回转式烟气烟气加热器还在不断使用因此在FGD整体设计过程中应该注意以下几点一是提高电除尘器的效率改进烟气加热器入口粉尘浓度二是改进净烟气侧除雾器的除雾效果它可以明显改善烟气加热器的阻塞情况三是对冷端应进行防低温腐蚀的评估其结果对传热元件的选型以及对于烟气加热器的能否正常运转十分重要四是吹灰器的设计优化十分重要
3.国内多管式热媒强制循环式加热器运行情况多管式热媒强制循环式加热器在中国运行也出现过问题三菱公司在华能珞璜一期的设计中脱硫装置入口烟气设计温度为142℃但由于华能珞璜一期锅炉部分由ALSTOM公司设计实际运行未在设计温度点而在160℃以上温度偏差较大对三菱脱硫装置有较大影响同时进入脱硫系统的烟气中SO3含量比设计值（3×10-6～8×10-6）增大许多倍大量SO3（气态）在加热器鳍片管束的表面结露形成硫酸不仅加剧了管束的酸性腐蚀也缩短了使用寿命因此该型加热器也有缺点对温度变化区间较敏感湿法烟气脱硫装置在选该型式加热器时应特别注意锅炉排烟温度变化范围
四结论
根据以上分析得出结论如下:
1.湿法烟气脱硫工艺设置烟气加热器具有减少电厂周围地区的酸性降水提高烟气抬升高度对烟囱安全运行有利等特点特别是设置烟气加热器比不设烟气加热器可节水20%（烟煤）~40%（褐煤）对于2600MW机组一年可节水几十万吨这对于缺水地区新上火电机组是十分必要的因此笔者建议在缺水地区新上火电机组采用湿法烟气脱硫装置时设置烟气加热器
2.对于烟气加热器选型回转式烟气加热器仍然是目前我国湿法烟气脱硫工艺的首选主要烟气加热设备因此当布置条件允许时宜优先选用回转式烟气换热器
3.保证回转式烟气加热器的安全可靠运行的外围条件是应注意改进净烟气侧除雾器的除雾效果,它可以明显避免烟气加热器的阻塞情况
4.烟气加热器的受热面均应采取防腐防磨防堵塞防沾污等措施与脱硫后的烟气接触的壳体也应采取必要的防腐措施
5.回转式烟气加热器换热元件波型的选择十分重要应综合考虑传热效率阻力特性机械性能防堵灰和可清洗等指标宜采用浸入式喷涂搪瓷或静电喷涂搪瓷换热元件换热元件高度宜为300mm～750mm之间
6.烟气换热器吹灰系统和冲洗水系统的设计喷嘴设计应合理
