简论换热器烟气脱硫工程换热器选型

论文导读：
摘要：结合实际情况介绍了国内某火电厂烟气脱硫换热器选型的研究过程，同时得出了结论。
关键词：烟气脱硫； 换热器 ； 腐蚀
：A
大气污染属煤烟型污染，粉尘、二氧化硫（SO2）、氮氧化物（NOx）是我国大气的主要污染物。二氧化硫导致人们呼吸道疾病，影响人类身体健康，同时形成的酸雨更是危害严重，严重的地方森林枯死、草地变黄、庄稼减产，危害着人类的生存环境。为了改善生存环境，作为主要二氧化硫排放源的燃煤电厂，安装烟气脱硫（Flue Gas Desulfurization 简称"FGD"）装置，降低二氧化硫排放量是很有必要的，也是必须的。
1烟气脱硫换热器
烟气脱硫换热器作为FGD的主要设备，其工作原理是将除尘器出来的高温烟气经过降温侧降温后送入脱硫塔进行脱硫，脱硫后出来低温烟气（45℃～55℃）经过升温侧升温后经烟囱排放到大气中。脱硫工程一般选用管式和回转式两种型式。
目前，烟气脱硫的主流技术是石灰石-石膏湿法脱硫，湿法脱硫系统在吸收塔脱硫反应完成后，排烟温度降至45℃～55℃。吸收塔出口含饱和水蒸气的净烟气，主要成分为水蒸气、二氧化硫、三氧化硫等酸性气体。低温下含饱和水蒸气的净烟气很容易产生冷凝酸，具有很强的腐蚀性，因此烟气脱硫换热器在运行中表现出来的主要问题是腐蚀严重。在高硫煤地区，腐蚀问题已成为困绕石灰石-石膏湿法脱硫技术的一大难题。
2换热器的选型研究
某火电厂于2006年实施烟气脱硫技改工程（以下简称本工程），机组燃煤为宜宾芙蓉无烟煤，设计燃煤含硫量为3%，灰分3

2.87%。但由于煤质变化较大，含硫量一般都在3.5%以上，灰分40%以上。

本工程采用二炉一塔方案，按照脱硫效率不小于95%，煤种设计含硫量3.5%（校核4.2%），灰分42%进行设计。由于脱硫后净烟气中SO2含量仍达到455-1200 mg/Nm3，烟气腐蚀性较强。因此，为保证脱硫工程建成后能够长期正常运行，在初步设计前对本工程换热器的选型进行了研究。
脱硫换热器分为管式及回转式换热器。

2.1管式换热器主要有水热媒式换热器、热管换热器、蒸汽换热器型式。

2.

1.1水热媒式换热器

水热媒式换热器在国内的大型冶金行业应用较多（如宝钢大型高炉），在国内电厂烟气脱硫装置中使用业绩较少。
某电厂一期2×360MW机组（1991年投运）燃煤含硫量最高在5%左右，低时也在3.5%以上，脱硫系统采用三菱脱硫技术（填料塔），烟气换热器采用水热媒式换热器，换热管件采用管箱式安装方式。降温段和升温段原始设计采用日本原产钢管（材质为CRIA，介于ND钢和corten钢之间的一种钢材），但在使用4年后（1995年）更换。降温段先后更换为搪瓷翅片管和ND钢翅片管，由于搪瓷在翅片端部极难附着，运行时搪瓷脱落情况严重，导致管束腐蚀，而耐硫酸露点腐蚀用ND钢（理论上耐蚀性能比普通碳钢提高10倍以上），在珞璜一期使用中背风面仍受到严重腐蚀。升温段采用普通碳钢管，运行中泄漏部位在停机、小修时处理或解列局部管箱。每年小修中升温段管箱均维修迎风面第1排管箱。（主要是将换热管更换，因管箱架采用316L材质，仍继续使用）。
（换热管采用碳钢管，管箱支架采用316L材质）
吹灰系统原设计降温段、升温段均采用蒸汽吹灰器。目前降温段已改为燃气爆炸吹灰，现场观察，降温段换热管间积灰较少；升温段依然采用蒸汽吹灰，现场观察，翅片管间沉积物较多。换热管件原设计均未设水冲洗，运行中采用停机时顶部人工冲洗方式。
某电厂二期2×360MW机组采用三菱技术，（80%烟气量脱硫）烟气换热器采用水热媒介质换热器。降温段采用采用ND钢光管，升温段采用碳钢翅片管，安装方式同锅炉省煤器，采用蛇形管屏，现场焊接安装。但换热管的腐蚀较为严重，且采用的布置形式给检修造成困难，吹灰系统降温侧采用燃气爆炸吹灰器，升温侧采用蒸汽吹灰器。
2.

1.2蒸汽换热器

某电厂脱硫系统在烟气出口采用蒸汽换热器，管材采用特富珑涂层钢管，实际运行中存在涂层脱落情况，腐蚀严重。目前国内无同类管材供应，且造价较高。

2.3热管换热器

热管换热器具有传热效率高、运行能耗低、系统简单、腐蚀损害小（管束分组多，相互影响小）的特点。由于热管一般采用垂直安装形式，有利于防止粉尘的附着和粉尘清除，因此在化工、冶金行业运行业绩较好。但对于大型设备存在检修维护上的缺陷（主要为垂直吊装的高度问题）。
3 本工程的特点

3.1工况烟气量较大

在标态、干基时，烟气量为2×960000 Nm3/h （α=1.65）；在标态、湿基时，为 2×1020000 Nm3/h（α=1.65）。如采用管箱式水热媒管式换热器，单侧换热面积将达到10000m2以上，单侧换热器尺寸为17×12×6m（高×宽×厚），因此热媒水管式换热器的场地安装及检修占地较大。

3.2场地狭窄

本工程建设场地为搬迁后的制氢站及外移防洪堤后的河滩地，场地狭窄，制浆系统和脱硫系统分别布置在沉渣池两侧。安装、检修时大型吊装作业困难。
结语
工程设计期间，邀请专家对本工程烟气换热器进行了方案论证。专家均认为：尽管水热媒管式换热器在清理积灰、防止腐蚀时有一定的优势，但就本工程而言，存在以下问题：⑴合同要求的材质不能满足长期稳定运行的需要，造成今后运行维护费用过高；⑵在现有的场地条件下，不利于水热管式换热器的检修；⑶缺乏有经验的供应商，对工程质量的影响很大；⑷在烟气量较大的情况下，从检修、布置上考虑，水热媒管式换热器适用性较差。
对于回转式换热器，尽管堵灰的可能性较大，但可以通过以下措施解决；⑴ 选用满足一定余量要求的回转式换热器，加大设备型号规格，结构形式采用围带式驱动方式；⑵ 和生产厂家密切配合，降低换热器换热波型板高度、增大间隙，有利于清灰和降低运行阻力；⑶ 设置上下两侧蒸汽吹灰器，增加一套乙炔脉冲吹灰装置作为备用设施；⑷ 进一步强化设备防腐性能，保证设备的长期稳定运行；⑸ 风机选型过程中考虑烟气中灰份高的特点，考虑一定的GGH堵灰后造成阻力增加，合论文导读：
理选择风机风压参数；⑹ 吸收塔设计时选择合理的烟气流速，烟气除雾器布置上适当增大与喷淋层之间的高度，使出口净烟气带水符合保证值的要求。
根据研究结果及专家意见，本工程换热器选用了上海锅炉厂有限公司产品：回转式烟气换热器（GGH）1-33.5-V-500SBWL。通过电除尘器增效改造降低了FGD入口烟气粉尘浓度，增加了离线高、低压冲洗水系统。
本工程投运后在石膏排出泵的出口设置一源于：标准论文格式www.7ctime.com
条浆液抛弃管道，作为FGD的抛浆系统，以备脱硫系统浆液品质恶化时启用，防止浆液起泡、液位虚高溢流对GGH换热元件造成结垢堵塞。同时采取根据负荷变化及时调节增压风机导叶开度、控制烟气流速、减少净烟气带水、控制吸收浆液pH值及塔浆液中的碳酸盐含量、防止吸收塔浆液由原烟道进入GGH系统、严格控制吸收塔浆液品质，定期进行GGH各压力测点的检查、巡视工作严格、控制GGH进、出口差压、分析掌握GGH 结垢规律，确定经济合理的吹扫周期和吹扫时间等合理的运行方式，有效降低换热元件的结垢堵塞现象，经过多年的运行验证，本工程回转式换热器堵灰问题得到了解决，运行情况良好，本工程换热器选型研究获得了成功。
参考文献
傅文玲，胡秀丽.烟气脱硫系统回转再生式烟气换热器清洗装置使用效果探讨[J].热力发电，2006（03）.
DL/T5032-2005，火力发电厂总图运输设计技术规程[S].
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