浅谈烟气－－烟气加热器（GGH）的利弊
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。
脱硫后湿烟气温度约45℃，经加热器后烟气温度年升到约80℃。按上式计算，对比加热器前后计算结果见图1，由图1可知，烟气抬升高度降低约80m，地面最大浓度与污染物排放量成正比，与有效源高（烟囱几何高度加烟气抬升高度）的平方成反比，虽然脱硫后烟气抬升高度降低，落地浓度增大，但由于脱硫后烟气中的粉尘和SO2浓度已大为减少，而从环境质量的角度来看，主要关注点是粉尘和SO2，因此对地面的影响较小。而NOX并没有有效的去除，因此，是否安装加热器对NOX的落地浓度有较大的影响。但在实际上仅靠通过扩散来降低NOX落地浓度只能减轻局部环境污染，不能从根本上减轻总体环境污染，降低NOX 对环境的影响的根本措施是安装脱硝装置。
脱硫后烟气是否冒白烟与当地的环境湿度有关，当环境湿度未饱和时，烟羽的初始抬升高度比在同样温度下干烟羽的抬升高度要高。这是因为：由于烟气中的水汽凝结释放出的潜热，使烟羽获得额外的浮力所致。但在达到最大抬升高度后，由于烟羽中的液态水再蒸发时吸收潜热，烟羽下降的速度反比同温度下的干烟气快，不利于污染物的扩散。
如果当地环境处于饱和状态，由于烟羽的抬升甚至比加热到80℃的烟羽还要高。可见，在这种情况下，不对烟气进行再加热也不会造成地面污染物浓度增加。
环境湿度对烟气扩散的影响在南方相对要重一些，对于北方特别是东北的冬季在环境湿度处于饱和状态时安装GGH或不安装GGH对烟气抬升高度的影响不大。
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2.2对烟囱内压力的影响
脱硫后烟囱进口温度从130～150℃降到50℃左右，导致烟气密度增大，烟囱的自由抽吸能力降低，这样会使烟囱内压力分布改变，正压区扩大。计算结果表明，脱硫前满负荷时，最大静压为16.3Pa，出现在标高为164.6m处，50%负荷时烟囱不会出现正压；脱硫后满负荷时最大静压为40.5Pa，出现在148.9m处；50%负荷时烟囱不会出现正压；从中可以看出，FGD装置在运行前只在146m以上才出现正压区，而脱硫后正压区扩大到 90～180m的范围内。虽然脱硫后SO2和飞灰浓度降低了很多，但由于烟气温度在露点之下，烟囱内避必然发生酸结露现象，长期以往其腐蚀是非常可怕的，这已从运行中得到教训。
烟气温度低、湿度大，烟囱内的烟气上抽力就降低，它影响着烟气的流速和烟气抬升高度及烟气扩散效果，这对排放的烟气满足环保要求（特别是氮氧化物 NOX指标）带来不利的因素。烟气运行压力与烟气的温（湿）度和烟囱结构型式密切相关。烟气温度低，其上抽力就小，流速就低，容易产生烟气聚集并对排烟筒内壁产生压力。
锥形烟囱结构型式（如单筒式烟囱）中的烟气基本上是处于正压运行状况，而等直径圆柱状烟囱（如双管和多管式烟囱中的排烟筒）是负压运行状况。烟气正压运行时，易对排烟筒壁产生渗透压力，加快腐蚀进程；而负压运行时，烟气渗透和腐蚀速度将大为减缓。
烟囱热应力与烟囱内外温度差成正比，脱硫后温差由脱硫前的约120℃降低到60℃，热应力减小，对烟囱的安全运行有利。
2.3烟气温度变化对腐蚀的影响
脱硫后的烟气温度一般在40℃～50℃之间，且湿度很大并处于饱和状态。根据前述的烟气特点，它是低于烟气结露的温度，烟气易于冷凝结露并在潮湿环境下产生腐蚀性的水液液体。一般的烟气湿法脱硫处理中是采用加设烟气加热系统（GGH）来提高脱硫处理后排放的烟气温度（约80℃及以上），以减缓烟气冷凝结露产生的腐蚀性水液液体。从理论上讲，采用烟气加热系统（GGH）能有利于减缓烟气的腐蚀（即提高烟气温度，减少结露），但烟气湿度、水分这些诱发腐蚀的因素依然存在，况且GGH的运行能否满足运行温度值的要求，尤其是在发电机组低负荷运行、机组开启和关停期间及其它不利工况时能否满足运行温度值的要求值得关注和重视。
测试结果表明，经过FGD脱硫以后的烟气，其酸露点温度在90～120℃范围内，而烟气经加热器之后的温度在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加热后的烟气高于烟气的水露点温度，因此可以防止新的凝结水的产生，但在只有80℃这样的低温烟气，无法在短时间内将凝结在烟道或烟囱表面上的雾滴快速蒸干，只能使这些雾滴慢慢地浓缩干燥，这个过程使得原来酸性不强的液滴变成腐蚀性很强的酸液，在烟道或烟囱上形成点腐蚀。
3加热器带来的问题
3.1降低脱硫效率
早期加热器漏风率约在10%左右，虽然经过不断的改进目前漏风率已降到1%。但加热器的原烟气侧向净烟气侧泄漏降低了脱硫效率，按1%的泄漏率计，则由于加热器泄漏使脱硫后净烟气中SO2浓度增加30～50mg/m3。虽然增加的负荷不多，但毕竟是一种无谓的损失。
3.2增加脱硫系统的运行故障
加热器是在干湿烟气交替环境中运行，原烟气在加热器中由130～150℃降到90左右，因此在加热器的热侧会产生大量粘稠性的浓酸液，这些酸液不但对加热器的加热元件和壳体有很强的腐蚀作用，原烟气带来的飞灰极易粘结在加热元件上，阻碍烟气正常流动和换热元件换热。另外，穿过除雾器的微小浆液液滴粘附在加热元件的表面上，蒸发后会形成固体结垢物，上述这些物质会堵塞加热元件的通道，进一步增加加热器的压降、漏风率、减少寿命。国内已有由于加热器粘污严重而造成增加风机振动过大的例子。
另外，由于GGH运行的温度要求在发电机组低负荷运行，在机组开启和关停状况下难以保证的情况下，其运行的可靠性是难以保证的。
3.3增加系统的投资与运行费用
GGH是除脱硫塔外最大的单体设备，其初投资及安装等费用约占FGD的15%，GGH及其烟道的总压损约1200Pa，接近FGD总压损的三分之一，该压损需要提高脱硫增压风机的压头来克服，GGH运行本身的电耗、水耗、气(汽)耗和由此增加的脱硫增压风机的电耗都会引起FGD系统运行费用的增加，其运行费用约占FGD系统的8%左右。
3.4加速净烟气侧的腐蚀
净烟气经GGH加热后，温度升高约30℃，而酸对金属材料的腐蚀与关系密切，按Arrheius法则，烟气温度每升高10℃化学反应速度就会增加1 倍，因此烟气经加热器加热后腐蚀更强。另外，由于烟气在GGH侧会产生大量粘稠的酸性物质粘附在GGH上，这些酸性液体不但对GGH有很强的腐蚀作用，而且还粘附大量的飞灰。这些飞灰中含有大量重金属，这些重金属对烟气中的SO2还具有催化作用，将SO2转化成SO3，根据已运行的脱硫系统分析，湿法脱硫工艺对烟气中的SO2脱除效率很高，但对造成烟气腐蚀主要成分的SO3脱除效率不高，约20%左右。因此，烟气脱硫后，对烟囱的腐蚀隐患并未消除；相反地，脱硫后的烟气环境（低温、高湿等）可能使腐蚀状况进一步加剧了。
4不安装GGH带来的问题
4.1由于净烟气温度较低只有50℃左右，因此烟气离开烟囱时易形成烟；
4.2取消GGH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；
4.3烟气温度低、湿度大，烟囱内的烟气上抽力就降低，它影响着烟气的流速和烟气抬升高度及烟气扩散效果，这对排放的烟气满足环保要求（特别是氮氧化物NOX指标）带来不利的因素。
4.4由于对原烟气降温的需要，系统的耗水量要安装GGH增加约50%；，
4.5不安装GGH的FGD系统的烟气在烟囱中的凝结水量大，如60MW机组其在烟囱内的凝结水量约40～50吨/小时，因此在设计湿烟囱时要考虑。
5讨论
5.1因此认为安装后可减轻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湿法的烟囱都必须采取防腐，并按湿烟囱进行设计施工，这一点已经被国内、外的实践所证实。认为安装了GGH就可以不对烟囱进行防腐处理是错误的。
5.2由于安装脱硫系统之后，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的白色的烟羽。在我国南方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。
5.3安装了脱硫系统之后出现白烟问题是很难彻底解决的，如要完全消除白烟，必须将烟气加热到100℃以上，而安装GGH后排烟温度只在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。
5.4白烟问题不是环境问题，而是一个公众认识问题。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。
5.5另一个不可忽视的问题是：许多加热器后的温度仍在露点之下。因此，烟气应该加热到何种程度，目前国内普遍要求的净烟气加热到80℃以上排烟是否合理。
5.6运行表明加热器出口温度分布非常不均，明显地表现出烟道上部温度高，下部低的分布，上、下温差高达20℃之多，在CRT上显示的温度测点安装在烟道上部，其测得的温度为烟气的最高温度，明显比实际平均温度高许多（8～10℃）。如图所示，因此，只有用网络法测出的温度才是真正反映出加热后烟气的实际温度，运行人员以CRT上的温度作参考，以为加热器后温度已达到80℃以上，实际上是一种错觉。显然加热器出口平均温度达不到80℃，加热器因此设计时应留有较大余量。
5.7脱硫后的烟气腐蚀性能：（1）烟气冷凝物中氯化物或氟化物的存在将很大提高腐蚀程度。（2）处于烟气脱硫系统下游的浓缩或饱和烟气条件通常被视为高腐蚀等级（化学荷载）。（3）确定含有硫磺氧化物的烟气腐蚀等级（化学荷载）是按SO3的含量值为依据。（4）烟气中的氯离子遇水蒸气形成氯酸，它的化合温度约为60℃，低于氯酸露点温度时，就会产生严重的腐蚀，即使是化合中很少量的氯化物也会造成严重腐蚀。
5.8不设烟气加热系统GGH的湿法脱硫烟囱防腐设计是一个新课题，在国内没有试验和检测数据支持、并形成一套成熟的设计方案之前，参照国外的标准和工程实践进行设计无疑是安全的和可靠的。
5.9由于烟囱内筒结构的特殊性，烟囱的运行应考虑长期和稳定，不希望中途由于腐蚀严重而进行更换（施工难度大）。因此，从长期运行安全的角度考虑，取消烟气加热系统后，烟囱内筒采用钛钢复合板这种抗渗防腐和耐久的材料是一种理性的选择，经济比较也是合理的。
5.10对不设烟气加热系统GGH的烟气，水份含量高，湿度大，温度低，烟气处于全结露现象。如对一台600MW机组来说，烟气中水气结露后形成的具腐蚀性水液理论计算量约40~50吨/小时，它主要依附于烟囱内侧壁流下来至专设的排液口排到脱硫系统的废液池中。脱硫处理后的烟气一般还含有氟化氢和氯化物等强腐蚀性物质，是一种腐蚀强度高、渗透性强、且较难防范的低温高湿稀酸型腐蚀状况。
5.11脱硫后的烟气温度一般在40℃～50℃之间，且湿度很大并处于饱和状态。根据前述的烟气特点，它是低于烟气结露的温度，烟气易于冷凝结露并在潮湿环境下产生腐蚀性的水液液体。一般的烟气湿法脱硫处理中是采用加设烟气加热系统（GGH）来提高脱硫处理后排放的烟气温度（约80℃及以上），以减缓烟气冷凝结露产生的腐蚀性水液液体。从理论上讲，采用烟气加热系统（GGH）能有利于减缓烟气的腐蚀（即提高烟气温度，减少结露），但烟气湿度、水分这些诱发腐蚀的因素依然存在，况且GGH的运行能否满足运行温度值的要求，尤其是在发电机组低负荷运行、机组开启和关停期间及其它不利工况时能否满足运行温度值的要求值得关注和重视。
5.12取消GGH后不仅使FGD系统初投资降低15%，还可以降低8%左右的运行成本。
6小结
6.1脱硫前烟气温度和烟囱内壁温度大于酸露点温度，故烟气不会在尾部烟道和烟囱内壁上结露，且在负压区不会出现酸腐蚀现象，但脱硫后净烟气温度低于酸露点温度，烟气会在后部烟道及烟囱内壁结露，加上烟囱内部正压区加大，对烟囱的腐蚀也加大；
6.2经过GGH后的烟气温度只有80℃左右，仍低于酸露点温度，因此不能完全杜绝酸凝结和腐蚀；
6.3取消加热器后，由于热应力减小，对烟囱的安全运行有利；
6.4脱硫后烟气抬升高度的降低可通过烟气中污染物的减少来补偿，因而不会对地面环境造成更大的污染；
6.5GGH不但不能降低烟气中的污染物，其运行时的泄漏还会降低FGD系统的效率，从而增大了污染物的排放量；
6.6GGH的腐蚀、磨损、结垢、堵塞等导致故障增多，影响FGD系统的运行可靠性；
6.7取消烟气加热系统GGH后，采用钛钢复合板或泡沫玻璃砖的烟囱投资均较取消前的烟囱和GGH投资的总和要少几百万～几千万(以600MW机组为例)。单纯进行取消GGH前和取消GGH后烟囱的投资比较是不完整的，因为取消GGH后，烟囱结露的腐蚀性水液排放量增的加和腐蚀性增强，而腐蚀对烟囱的安全运行至关重要；
6.8通过对FGD系统的烟气加热器(GGH)设置利弊分析，认为取消GGH是可行的，并可提高FGD系统的投资可行性(投运率)减少SO2的排放量，但应重视取消GGH的前提条件和分析取消GGH后所带来的问题。
7参考文献
7.1曾庭华、杨华、马斌、王力著《湿法烟气脱硫系统的安全性及优化》中国电力出版社2004
7.2张为强、陈军海"火电厂湿法烟气脱硫系统中取消换热器的可行性分析探讨"中国电力环保2007，02（48～51）
7.3陈志强、马文静、朱庆芳"燃煤电厂烟气脱硫配置GGH的探讨"中国电力环保2007，02（15～19）
7.4黄志丹、周年光"火电厂脱硫设施建设和运行中存在的问题及对策"中国电力环保2007，04（17～20）
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