关于烟气－烟气再热器（GGH）利弊的初步分析

- 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%;(见附图1，图2)

- 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;(见附图3，图4)

- 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/kg SO2

(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/kg SO2