氟塑料換熱相變凝聚器技術及工程應用

馮國華，劉含笑，顏士娟，陳招妹

（浙江菲達環保科技股份有限公司，浙江 諸暨 311800）

引言

我國以煤為主的能源結構導致大氣污染物排放總量居高不下，燃煤電站鍋爐每年約消耗標煤15億噸，約占全國煤耗總量的50%[1]，隨著國家節能減排指標的日趨嚴格，燃煤電站積極尋找降低煤耗、提高污染物減排效果的新技術。通過增設煙氣換熱器（煙氣冷卻器、煙氣換熱器等）有效利用排煙余熱提高燃煤電廠效率以降低煤耗，并通過降溫改善煙氣工況提高污染物減排效果，是目前實現燃煤電廠煙氣污染物超低排放的主流技術之一。

煙氣換熱器按溫度范圍劃分，可大致劃分為高溫煙氣換熱器（≥450℃）、中溫煙氣換熱器（220℃～450℃）和低溫煙氣換熱器（≤220℃）；根據換熱介質的不同，可分為煙氣-蒸氣換熱器、煙氣-水換熱器、煙氣-煙氣換熱器等；根據換熱器翅片的型式不同，可分為螺旋翅片管換熱器、H型翅片管換熱器、針形翅片管換熱器等[2]。鑒于鍋爐尾部煙氣中含有SO3，當煙氣溫度降至酸露點以下時，氣態SO3會凝結成硫酸霧，當沒有足夠的粉塵吸附時，極容易腐蝕換熱器金屬壁面，影響電廠安全穩定運行。為解決這一問題，嘗試采用合金、陶瓷等特種材料換熱器，但研究和實踐表明，這些換熱器的技術經濟性并不理想[3]。

近年來，隨著濕煙氣直排導致煙囪腐蝕、“白煙”及“煙囪雨”等問題的日益突出，氟塑料換熱技術逐漸成為研究熱點，并有一定的工程應用。徐鋼等[4、5]針對氟塑料換熱器開展實驗研究，并利用獲得的實驗數據，得出光滑的氟塑料換熱管管外傳熱特性低于工業管材的規律，并基于修正的茹卡烏斯卡斯傳熱經驗關聯式，分析總結了氟塑料換熱器換熱性能、阻力特性和熱阻分布，提出基于模塊化的氟塑料換熱器優化布置方案；陳林等[6]結合1000MW機組煙氣余熱回收工況，分析了氟塑料管束式換熱器和導熱塑料翅片管換熱器的性能，比較了兩者在傳熱系數、換熱面積、換熱器體積、流動阻力等方面的差異。盡管氟塑料換熱器在傳熱系數和材料消耗方面具有優勢，但翅片管換熱器整體體積更小，且管件數量遠小于氟塑料換熱器；胡清等[7]經對某1000MW機組氟塑料換熱器進行經濟性計算分析，發現該技術具有適用性強、調節性好、高效性和可操作性強等特點，煙氣余熱深度回收系統經濟效益顯著，系統投資回收期約5.61年。

1 氟塑料換熱相變凝聚技術簡介

1.1 氟塑料換熱器

氟塑料包括PTFE、FEP、PFA、ECTFE、ETFE、PVDF和PVF等，其具備耐熱、耐寒、耐候、耐腐蝕、耐溶劑，絕緣性能及高頻電性能優異，并具有不粘性、自潤滑性、低摩擦系數等性能，目前已應用于燃煤電廠的節能設施中。采用氟塑料材質制備的換熱器具有耐腐蝕性極強、耐高溫和低溫、防結垢、低阻力、使用壽命長、具備自清潔功能等優點。氟塑料換熱器與金屬換熱器對比見表1。

表1 氟塑料換熱器與金屬換熱器對比

1.2 氟塑料換熱器推薦布置位置及相變凝聚技術

氟塑料換熱器與金屬換熱器不同位置對比見表2。綜合考慮設備的技術經濟性及安全穩定運行，推薦氟塑料換熱器布置位置如圖1所示。可在脫硫塔前（圖1中的位置1）降低脫硫塔入口煙氣溫度，此時稱為煙氣冷卻器；可布置在脫硫塔后（圖1中的位置2），降低脫硫塔出口煙氣溫度，回收煙氣中的凝結水，并兼具除塵效果，此時稱為相變凝聚器；也可布置在脫硫塔后（圖1中的位置3），用于提升排煙溫度，此時稱為煙氣再熱器。

相變凝聚是通過氟塑料煙氣換熱器降低煙溫實現的。利用濕法煙氣脫硫后煙氣處于或接近飽和狀態的特點，通過控制煙氣適度降溫，實現煙氣中水蒸汽的冷凝。水蒸汽冷凝過程中，布朗擴散、熱泳、擴散泳和雨室洗滌等作用，結合密布錯列管排擾流，可有效促進顆粒物長大、團聚和脫除，實現顆粒物、SO3和痕量元素協同高效控制，并回收大量煙氣含水和氣化潛熱，具備收水+除塵+余熱回收等多重功能。

表2 氟塑料換熱器與金屬換熱器不同位置對比

圖1 相變凝聚技術工藝

2 示范工程概述

該技術應用于巨化熱電有限公司8號機組280t/h項目，原設有SCR、電袋復合除塵器和石灰石-石膏濕法煙氣脫硫裝置，原煙塵排放濃度不能滿足≤5mg/m3的超低排放要求，需進行煙氣除塵及收水改造，使用氟塑料換熱器相變凝聚技術，通過煙氣中水蒸汽冷凝過程促進細顆粒物長大和團聚，結合雨室洗滌、管排攔截和高效除霧器等實現細顆粒物的進一步脫除。

該項目的煤質數據見表3，氟塑料換熱相變凝聚器主要設計參數見表4，布置實景圖見圖2。利用低溫的除鹽水通過氟塑料換熱器冷卻凈煙氣，煙溫降低3℃～4℃，冷卻水從20℃上升到40℃左右，升溫后的冷卻水再進入低溫省煤器加熱到100℃～110℃，然后進入中間罐，再直接進入除氧器。凈煙氣經過冷卻后，凝結飽和濕煙氣中水蒸汽，凝水的過程中能達到除塵、除酸等功能。

表3 煤質數據

表4 濕式相變凝聚器設計運行參數

圖2 氟塑料換熱相變凝聚器實物圖

3 性能試驗

3.1 試驗方法

試驗內容涉及顆粒物、SO3、霧滴測試及水質分析等，各測試項目的測試儀器及方法如表5。

表5 測試儀器及方法

采用低壓撞擊器（DLPI）采樣系統對煙氣顆粒物進行采樣，根據采樣流量和煙氣流速選取合適的采樣頭直徑以實現等速取樣。采樣煙氣流量約為10L/min，煙氣通過加熱取樣管路后進入DLPI，實現分級收集。DLPI 采樣系統主要由DLPI、真空壓力表和真空泵組成，數據采集卡用于監測DLPI 入口煙氣溫度和壓力，并實現對采樣系統加熱溫度的控制。WFGD后煙氣中的大顆粒濃度較低，因此采樣系統不再設置旋風分離器。

依據美國環境保護署（Environmental Protection Agency, EPA）標準EPA Method 8，采用異丙醇吸收法對煙氣中的SO3進行采樣，SO3被吸收后，在樣品溶液中以SO4

2-的形式存在，采用滴定法測定樣品溶液中的SO42-濃度，結合樣品溶液體積、煙氣采樣體積等數據，計算可得采樣點煙氣中SO3的濃度。定容后的樣品溶液，需先通過陽離子交換樹脂，排除銨根離子對滴定結果的影響。樣品溶液中的SO42-濃度滴定通過Ba2+溶液實現，需事先使用硫酸標準溶液標定Ba2+溶液濃度。

依據《燃煤煙氣脫硫設備性能測試方法》（GB/T 21508-2008）對經過濕法煙氣脫硫后的煙氣所攜帶的液滴進行采樣，在煙氣霧滴采樣的同時，對脫硫漿液進行采樣，用于計算煙氣攜帶漿液滴濃度。采樣前使用超聲波清洗器清洗液滴捕集器，并用去離子水沖洗液滴捕集器內部結構，在干燥箱內完全干燥后，使用萬分之一精度分析天平稱重，封口待用。采樣完成后，沖洗液滴捕集器外壁并擦拭干凈后進行稱重。兩次稱重結果之差即為采集霧滴樣品的質量，結合煙氣采樣體積、煙氣溫度/壓力/氧量等數據，計算可得對應采樣點煙氣攜帶霧滴的濃度。將液滴捕集器內采集的霧滴樣品洗出、定容，使用離子色譜儀分別測定霧滴樣品、脫硫漿液樣品中的Mg2+濃度，折算煙氣攜帶漿液滴濃度。

在上述煙氣采樣的同時，采集濕式相變凝聚器運行過程中回收的煙氣含水樣品，置于塑料試劑瓶密封保存，備后續分析。

3.2 試驗結果

蒸發量260t/h（磨煤機雙列運行）記為高負荷，蒸發量200t/h（磨煤機單列運行）記為低負荷，分別測得相變凝聚器入口、出口的顆粒物濃度及除塵效率如圖3所示。濕法脫硫系統后的高濕煙氣經過相變凝聚器后，PM1、PM2.5及總顆粒物均出現顯著降低，在兩個測試負荷下，相變凝聚器對顆粒物的脫除效率分別為54.93%、71.61%，顆粒物排放濃度分別為2.84mg/m3、1.61mg/m3。

依據EPA采樣測試方法，對相變凝聚器入口和出口煙氣SO3含量進行測試，得到煙氣通過相變凝聚器前后SO3濃度、相變凝聚器對SO3脫除效率（見圖4）。相變凝聚器對經過WFGD處理的煙氣中的SO3仍有較好的脫除效果，兩個負荷下濕式相變凝聚器對SO3的脫除效率分別為19.29%、18.87%。

圖3 顆粒物測試結果

圖4 SO3測試結果

圖5 霧滴測試結果

在上述高負荷條件下，對相變凝聚系統三個測點（相變凝聚系統入口、相變凝聚器與收水除霧器之間、相變凝聚器出口）煙氣所含霧滴分別進行采樣。每一測點均進行兩次平行采樣，結果如圖5所示。兩次測試相變凝聚器入口霧滴濃度分別為194mg/m3、195mg/m3，相變凝聚器至除霧器間霧滴濃度分別為387mg/m3、465mg/m3，除霧器出口霧滴濃度分別為154mg/m3、152mg/m3。相變凝聚器所回收的煙氣含水較為清澈，無色無味、無肉眼可見物，經測定，pH值為2.92。

4 結論

氟塑料換熱相變凝聚器對經過濕法脫硫系統后高濕煙氣中的顆粒物和SO3均具有較好的脫除效果，還可實現煙氣含水及其氣化潛熱的有效回收利用，為燃煤電廠創造經濟效益。經性能測試，主要污染物減排結果如下：

（1）在兩個測試負荷下，濕式相變凝聚器除塵效率分別為54.93%、71.61%，顆粒物排放濃度為2.84mg/m3、1.61mg/m3，穩定低于5mg/m3。

（2）在兩個測試負荷下，濕式相變凝聚器對SO3的脫除效率分別為19.29%、18.87%，進一步降低隨煙氣排放的SO3濃度。