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。