張俊

(華電四川發(fā)電有限公司內(nèi)江發(fā)電廠，四川 內(nèi)江 641005)

大氣污染屬煤煙型污染，粉塵、二氧化硫（SO2）、氮氧化物（NOx）是我國大氣的主要污染物。二氧化硫?qū)е氯藗兒粑兰膊?，影響人類身體健康，同時形成的酸雨更是危害嚴重，嚴重的地方森林枯死、草地變黃、莊稼減產(chǎn)，危害著人類的生存環(huán)境。為了改善生存環(huán)境，作為主要二氧化硫排放源的燃煤電廠，安裝煙氣脫硫（Flue Gas Desulfurization簡稱"FGD"）裝置，降低二氧化硫排放量是很有必要的，也是必須的。

1 煙氣脫硫換熱器

煙氣脫硫換熱器作為FGD的主要設備，其工作原理是將除塵器出來的高溫煙氣經(jīng)過降溫側(cè)降溫后送入脫硫塔進行脫硫，脫硫后出來低溫煙氣（45℃~55℃）經(jīng)過升溫側(cè)升溫后經(jīng)煙囪排放到大氣中。脫硫工程一般選用管式和回轉(zhuǎn)式兩種型式。

目前，煙氣脫硫的主流技術是石灰石-石膏濕法脫硫，濕法脫硫系統(tǒng)在吸收塔脫硫反應完成后，排煙溫度降至45℃~55℃。吸收塔出口含飽和水蒸氣的凈煙氣，主要成分為水蒸氣、二氧化硫、三氧化硫等酸性氣體。低溫下含飽和水蒸氣的凈煙氣很容易產(chǎn)生冷凝酸，具有很強的腐蝕性，因此煙氣脫硫換熱器在運行中表現(xiàn)出來的主要問題是腐蝕嚴重。在高硫煤地區(qū)，腐蝕問題已成為困繞石灰石-石膏濕法脫硫技術的一大難題。

2 換熱器的選型研究

某火電廠于2006年實施煙氣脫硫技改工程（以下簡稱本工程），機組燃煤為宜賓芙蓉無煙煤，設計燃煤含硫量為3%，灰分32.87%。但由于煤質(zhì)變化較大，含硫量一般都在3.5%以上，灰分40%以上。

本工程采用二爐一塔方案，按照脫硫效率不小于95%，煤種設計含硫量3.5%（校核4.2%），灰分42%進行設計。由于脫硫后凈煙氣中SO2含量仍達到455－1200 mg/Nm3，煙氣腐蝕性較強。因此，為保證脫硫工程建成后能夠長期正常運行，在初步設計前對本工程換熱器的選型進行了研究。

脫硫換熱器分為管式及回轉(zhuǎn)式換熱器。

2.1 管式換熱器主要有水熱媒式換熱器、熱管換熱器、蒸汽換熱器型式。

2.1.1 水熱媒式換熱器

水熱媒式換熱器在國內(nèi)的大型冶金行業(yè)應用較多（如寶鋼大型高爐），在國內(nèi)電廠煙氣脫硫裝置中使用業(yè)績較少。

某電廠一期2×360MW機組（1991年投運）燃煤含硫量最高在5%左右，低時也在3.5%以上，脫硫系統(tǒng)采用三菱脫硫技術（填料塔），煙氣換熱器采用水熱媒式換熱器，換熱管件采用管箱式安裝方式。降溫段和升溫段原始設計采用日本原產(chǎn)鋼管（材質(zhì)為CRIA，介于ND鋼和corten鋼之間的一種鋼材），但在使用4年后（1995年）更換。降溫段先后更換為搪瓷翅片管和ND鋼翅片管，由于搪瓷在翅片端部極難附著，運行時搪瓷脫落情況嚴重，導致管束腐蝕，而耐硫酸露點腐蝕用ND鋼（理論上耐蝕性能比普通碳鋼提高10倍以上），在珞璜一期使用中背風面仍受到嚴重腐蝕。升溫段采用普通碳鋼管，運行中泄漏部位在停機、小修時處理或解列局部管箱。每年小修中升溫段管箱均維修迎風面第1排管箱。（主要是將換熱管更換，因管箱架采用316L材質(zhì)，仍繼續(xù)使用）。

3.1 拱棚架結構 考慮到耐用性及建造成本，采取水泥預制弧形支架對接組成拱形支架的方法搭建拱棚架。弧形支架截面10～12 cm×8 cm，預制時內(nèi)置8#鐵絲4～6根，支架弧形長度約為直徑5.5 m圓周長的1/4，支架一端弧形70～80 cm取直。每個拱形支架由2個弧形支架對接組成，中間用鐵絲纏緊，形成拱形支架。拱形支架頂離地面高2 m，沿行向每隔8～10 m設置一拱形支架。選用12#鐵絲，分別在拱形支架兩側(cè)離地面垂直高度0.6 m、1.2 m、1.7 m和拱頂處順行向分別架設1道鐵絲，每行拱形支架上架設固定7道鐵絲，形成拱棚架，全園形成連體拱棚（如圖1所示）。

換熱管箱（搪瓷鰭片管）

圖為換熱器降溫段迎風面采用ND鋼翅片管，現(xiàn)場觀察，腐蝕情況輕微。

圖為換熱器降溫段背風面，現(xiàn)場觀察，腐蝕情況嚴重。

圖為換熱器升溫段迎風面更換的換熱管采用碳鋼翅片管，腐蝕情況較重，且沉積物較多。

圖為換熱器升溫段背風面現(xiàn)場維修管箱（換熱管采用碳鋼管，管箱支架采用316L材質(zhì)）

吹灰系統(tǒng)原設計降溫段、升溫段均采用蒸汽吹灰器。目前降溫段已改為燃氣爆炸吹灰，現(xiàn)場觀察，降溫段換熱管間積灰較少；升溫段依然采用蒸汽吹灰，現(xiàn)場觀察，翅片管間沉積物較多。換熱管件原設計均未設水沖洗，運行中采用停機時頂部人工沖洗方式。

某電廠二期2×360MW機組采用三菱技術，（80%煙氣量脫硫）煙氣換熱器采用水熱媒介質(zhì)換熱器。降溫段采用采用ND鋼光管，升溫段采用碳鋼翅片管，安裝方式同鍋爐省煤器，采用蛇形管屏，現(xiàn)場焊接安裝。但換熱管的腐蝕較為嚴重，且采用的布置形式給檢修造成困難，吹灰系統(tǒng)降溫側(cè)采用燃氣爆炸吹灰器，升溫側(cè)采用蒸汽吹灰器。

2.1.2 蒸汽換熱器

某電廠脫硫系統(tǒng)在煙氣出口采用蒸汽換熱器，管材采用特富瓏涂層鋼管，實際運行中存在涂層脫落情況，腐蝕嚴重。目前國內(nèi)無同類管材供應，且造價較高。

2.2.3 熱管換熱器

熱管換熱器具有傳熱效率高、運行能耗低、系統(tǒng)簡單、腐蝕損害小（管束分組多，相互影響小）的特點。由于熱管一般采用垂直安裝形式，有利于防止粉塵的附著和粉塵清除，因此在化工、冶金行業(yè)運行業(yè)績較好。但對于大型設備存在檢修維護上的缺陷（主要為垂直吊裝的高度問題）。

3 本工程的特點

3.1 工況煙氣量較大

在標態(tài)、干基時，煙氣量為2×960000 Nm3/h （α＝1.65）；在標態(tài)、濕基時，為 2×1020000 Nm3/h（α＝1.65）。如采用管箱式水熱媒管式換熱器，單側(cè)換熱面積將達到10000m2以上，單側(cè)換熱器尺寸為17×12×6m（高×寬×厚），因此熱媒水管式換熱器的場地安裝及檢修占地較大。

3.2 場地狹窄

本工程建設場地為搬遷后的制氫站及外移防洪堤后的河灘地，場地狹窄，制漿系統(tǒng)和脫硫系統(tǒng)分別布置在沉渣池兩側(cè)。安裝、檢修時大型吊裝作業(yè)困難。

結語

工程設計期間，邀請專家對本工程煙氣換熱器進行了方案論證。專家均認為：盡管水熱媒管式換熱器在清理積灰、防止腐蝕時有一定的優(yōu)勢，但就本工程而言，存在以下問題：⑴合同要求的材質(zhì)不能滿足長期穩(wěn)定運行的需要，造成今后運行維護費用過高；⑵在現(xiàn)有的場地條件下，不利于水熱管式換熱器的檢修；⑶缺乏有經(jīng)驗的供應商，對工程質(zhì)量的影響很大；⑷在煙氣量較大的情況下，從檢修、布置上考慮，水熱媒管式換熱器適用性較差。

對于回轉(zhuǎn)式換熱器，盡管堵灰的可能性較大，但可以通過以下措施解決；⑴ 選用滿足一定余量要求的回轉(zhuǎn)式換熱器，加大設備型號規(guī)格，結構形式采用圍帶式驅(qū)動方式；⑵和生產(chǎn)廠家密切配合，降低換熱器換熱波型板高度、增大間隙，有利于清灰和降低運行阻力；⑶ 設置上下兩側(cè)蒸汽吹灰器，增加一套乙炔脈沖吹灰裝置作為備用設施；⑷ 進一步強化設備防腐性能，保證設備的長期穩(wěn)定運行；⑸ 風機選型過程中考慮煙氣中灰份高的特點，考慮一定的GGH堵灰后造成阻力增加，合理選擇風機風壓參數(shù)；⑹ 吸收塔設計時選擇合理的煙氣流速，煙氣除霧器布置上適當增大與噴淋層之間的高度，使出口凈煙氣帶水符合保證值的要求。

根據(jù)研究結果及專家意見，本工程換熱器選用了上海鍋爐廠有限公司產(chǎn)品：回轉(zhuǎn)式煙氣換熱器（GGH）1-33.5-V-500SBWL。通過電除塵器增效改造降低了FGD入口煙氣粉塵濃度，增加了離線高、低壓沖洗水系統(tǒng)。

本工程投運后在石膏排出泵的出口設置一條漿液拋棄管道，作為FGD的拋漿系統(tǒng)，以備脫硫系統(tǒng)漿液品質(zhì)惡化時啟用，防止?jié){液起泡、液位虛高溢流對GGH換熱元件造成結垢堵塞。同時采取根據(jù)負荷變化及時調(diào)節(jié)增壓風機導葉開度、控制煙氣流速、減少凈煙氣帶水、控制吸收漿液pH值及塔漿液中的碳酸鹽含量、防止吸收塔漿液由原煙道進入GGH系統(tǒng)、嚴格控制吸收塔漿液品質(zhì)，定期進行GGH各壓力測點的檢查、巡視工作嚴格、控制GGH進、出口差壓、分析掌握GGH結垢規(guī)律，確定經(jīng)濟合理的吹掃周期和吹掃時間等合理的運行方式，有效降低換熱元件的結垢堵塞現(xiàn)象，經(jīng)過多年的運行驗證，本工程回轉(zhuǎn)式換熱器堵灰問題得到了解決，運行情況良好，本工程換熱器選型研究獲得了成功。

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