燃煤电厂低低温省煤器MGGH改造工程关键技术问题

燃煤电厂低低温省煤器MGGH改造工程关键
技术问题
关键词：燃煤电厂省煤器 GGH
综述：由于烟气余热回收系统的传热温差小，为使受热面结构紧凑从而减小体积，并减少材料耗量，传热管必须采用扩展受热面强化传热。

螺旋肋片管和H翅片管作为换热元件，由于制造工艺简单，能增大管外换热面积，强化传热，因而在常规锅炉设计与改造、利用中低温余热的余热锅炉以及其它换热设备中得到了广泛的应用。

1低温腐蚀
为了追求最大的换热效率，通常受热面采用逆流布置，烟气的低温段和工质的低温段重合。

管壁温度有可能低于硫酸结露的露点温度，烟气中的硫酸蒸汽将冷凝沉积在烟气冷却器的冷端受热面上引起硫
酸露点腐蚀，因此，解决传热管低温腐蚀是首要难题，是必须解决的关键技术之一。

（1）烟气中SO2与SO3的含量
煤中的硫成分按其在燃烧过程中的可燃情况可分为可燃硫和不
可燃硫。

煤中的黄铁矿硫、有机硫及元素硫均属于可燃硫，而硫酸盐硫在煤燃烧后沉积在灰渣中，是不可燃硫。

但煤中硫酸盐硫含量很少，一般不超过0.2%，可燃硫在还原性气氛下还会生成少量的H2S，所以煤中硫燃烧后绝大部分转化为硫氧化物。

煤中S的析出速率与煤的种类和实验工况有关，S的含量、煤中
S的存在形式（高温S与低温S的比例）、燃烧气氛（过量空气系数）以及试验工况的温度等都对S的析出速率有很大的影响。

在实际锅炉燃烧中，一般都假定煤中的S全部反应生成SO2，但是引起低温腐蚀的却是SO3，SO3主要是通过以下几种途径形成的：燃烧反应，SO2与烟气中的O原子反应生成SO3；
催化反应，SO2在催化剂的作用下转化成SO3；锅炉烟气通道内的催化剂主要是灰中的V2O5和Fe2O3；
硫酸盐分解，一些碱金属硫酸盐在高温下会分解，从而产生SO3，但鉴于煤中此种硫酸盐的含量少，其生成的SO3也很少。

锅炉尾部烟气中只有0.5%~3%，最大不超过5%的SO2转化成SO3，在进行烟气酸露点计算时，常常假定2%的SO2转化成SO3。

通常SO2与SO3含量的计算步骤为：
根据给定的燃料组成成分和过量空气系数，计算出烟气组成，SO2按2%的转化率计算SO3的含量。

（2）酸露点的计算
对于锅炉的烟气露点温度，国内外有大量的研究结果。

由于锅炉的烟气结露问题复杂、研究价值大，所以有很多人从不同的侧重点进行了研究，研究结论差别很大。

对于同一种烟气成分，应用不同的研究结论进行计算所得到的烟气露点温度差别很大。

一般来讲，烟气露点温度和燃煤成分中的水分含量、硫含量、氢含量、灰分含量、发热量、炉膛燃烧温度、过量空气系数等因素有关，但这些因素的影响幅度不同，所以有的计算中会忽略有些因素的影响。

在众多酸露点计算公式中，苏联1973年锅炉热力计算标准方法中推荐的公式应用最广泛，也比较接近实际。

烟气露点温度计算公式为：
（3）露点腐蚀的影响因素
影响露点腐蚀的因素很多，按照影响程度，可以认为，影响露点腐蚀速率最大的几个因素是燃料、转化率、酸沉积率、温度、材料。

可以写成：
露点低温腐蚀速率=f(燃料，转化率，酸沉积率，温度，材料) 关于露点低温腐蚀，主要有以下几个结论：
腐蚀速率受控于酸冷凝沉积率，而不是酸和金属的反应速率；关键词：燃煤电厂省煤器 GGH 最大露点腐蚀速率并不是发生在露点温度，而是发生在露点温度之下10～30℃和水露点温度以下，
图1示出了腐蚀速度随壁温变化图；
图1腐蚀速度随壁温变化图
在锅炉受热面中，沿烟气流程，壁面的温度逐渐降低，当受热面壁温降到酸露点时，硫酸蒸汽开始凝结，引起腐蚀。

开始时由于酸浓度很高，处于85%～95%，凝结酸量不多，因此腐蚀速度较低。

随壁温降低，凝结酸量增加，因而腐蚀速度增加，腐蚀速度达到最大值点之后，随壁温进一步降低，酸浓度变低，达到60%～70%；腐蚀速度亦下降，在此浓度下达到腐蚀最轻点。

之后，当金属壁的温度再继续下降，由于酸液浓度接近20～40%，同时凝结量更多，因此腐蚀速度又上升。

在低温腐蚀的情况下，金属有两个严重腐蚀区，两个安全区，如图1所示，我们的设计就是要保证低温腐蚀处于腐蚀速率较低的区域。

2积灰及磨损
烟气余热回收系统安装于静电除尘器之前，烟气中烟尘含量较高。

所以，需要考虑烟气余热回收系统积灰磨损，需要增加管子壁厚，还需要设置吹灰器，定期吹灰。

在机组小修、事故停运或大修时检查积灰状况，利用高压水枪进行人工清灰。

换热管磨损的区域见图2第一排管，迎风面撞击角为30°~50°时，磨损量达到最大。

对多排管束时第一排以后的各排管子，错列时磨损集中在25°～30°区域，顺列时集中在60°处。

错列管束，
s1/d=s2/d=2时，最大磨损的管排是第二排。

s1/d>2时，最大磨损的管排往往不是在第二排，而是移至管束深处。

顺列管束磨损最大的管排部位，一般在第五排之后的各排管上。

有转弯烟道时，烟气的流速和含尘浓度发生变化，换热器管磨损较严重的区域见图3。

图2换热器管磨损的区域
图3烟气转向后换热器管的磨损
为了防止磨损，可以采取以下有利于降低磨损的措施：
1）对烟气流场进行数值模拟，设计上避免出现烟气走廊、烟气偏流及产生烟气涡流。

2）采用合适的烟气流速，保证一定换热系数的同时又不至因烟气流速过高而产生不可控的磨损。

3）烟道内管子整体无对接焊缝，蛇形管弯头和焊口全部与烟气流动区隔离，防止弯头及焊缝磨损。

4）采用厚壁管、加大翅片厚度，使受热面具有一定的裕度。

5）也可以选择对换热器表面进行防磨喷涂处理。

关键词：燃煤电厂省煤器 GGH 3换热器型式及材料选择
由于烟气余热回收系统的传热温差小，为使受热面结构紧凑从而减小体积，并减少材料耗量，传热管必须采用扩展受热面强化传热。

螺旋肋片管和H翅片管作为换热元件，由于制造工艺简单，能增大管外换热面积，强化传热，因而在常规锅炉设计与改造、利用中低温余热的余热锅炉以及其它换热设备中得到了广泛的应用。

另外，螺旋肋片管和H翅片管可以提高传热管外壁面的温度，有利于减缓低温腐蚀。

因此，通常在烟气余热回收系统的传热管采用螺旋肋片管或H翅片管。

但二级低温省煤器处于严重低温环境，换热管只能采用光管，且须用氟塑料制作。

由于烟气预热回收换热器、再热器设备的体积和重量较大，在厂内无法实现完全安装直接发货的要求，需分段发货，现场组装。

图4是典型的换热器安装及抽检空间示意图。

（1盖板2封板3立柱4底架5管组）
图4换热器示意图
一般情况下，组件1～5在厂内生产完成后进行预组装，并进行
水压试验，各项检查合格后拆开分段发货，最终在现场完成焊接组装。

其中，组件5一般根据冷却器的高度和重量分为3～6组或更多。

换热器沿垂直于烟气流动方向采用分层的管箱式布置方式，可在装置出现故障时只拆换有故障的一组管箱，大大减少换装的难度和工作量，确保设备运行可靠性和换装的灵活性。

换热器设计采用模块化设计思想，模块化设计思想的具体内容体现在换热器结构设计上为：沿烟气流动方向按照烟气的不同温度区间分为若干段；沿垂直于烟气流动方向分为若干个管组（图5）。

图5换热器在烟道中的布置
沿烟气流动方向按照烟气的不同温度区间分为若干段，不仅保证在不同温度区间内管排的安全性运行和可控性，同时可以在换热器出现故障时便于在不同换热温度区间的拆卸。

沿垂直于烟气流动方向分为若干个管组，不仅可以保证水动力的均匀性，同时在某一位置的管
束由于腐蚀等出现故障时，介于钢架的支撑和外调机械的协助，可以迅速方便的完成某一管组的拆卸和更换。

总之，采用模块化设计思想的换热器系统在该装置出现故障时的拆卸更换工作更为方便简单，极大降低了该装置故障对机组运行安全性的影响。

工程实践表明，ND钢（09CrCuSb钢）是目前国内外最理想的“耐硫酸低温露点腐蚀”用钢材，广泛用于制造在高含硫烟气中服役的省煤器、空气预热器、热交换器和蒸发器等装置设备，用于抵御含硫烟气结露点腐蚀，它还具有耐氯离子腐蚀的能力。

ND钢主要的参考指标高于碳钢、日本进口同类钢，经国内各大炼油厂和制造单位使用后受到广泛好评，并获得良好的使用效果。

4烟气侧和水侧阻力
由于在烟道中设置了换热器、再热器装置，因此烟气侧阻力会增加。

为了避免阻力增加太多，引风机出力不够，必须要采用引风机改造、烟道扩展等措施，同时控制烟气流速。

当烟气余热回收系统布置在引风机之前时，由于烟温降低带来的烟气体积流量减小可以抵消部分烟气侧阻力的增加。

安装排烟余热回收装置和烟气再热装置后会增加水侧阻力。

换热器的烟气阻力在400Pa左右。

需要新增两台循环泵（一用一备），抵消水侧的阻力。

关键词：燃煤电厂省煤器 GGH 5烟气余热回收换热器布置位置
通常，烟气冷却位置有两种，一是空气预热器之后电除尘之前，
另外一个是电除尘之后，脱硫塔之前。

放在电除尘之前的优点是可以把排烟温度在引风机之前降下来，减小烟气量10%左右，可以解决引风机出力问题，同时抵消烟气侧阻力增加造成的厂用电增加。

另外放在除尘器前可以降低烟气温度，降低灰的比电阻，提高除尘器效率，减少除尘器的改造费用。

通常，当灰尘的比电阻超过
1010Ωdot;cm时，电除尘器的性能就随比电阻的增加而下降（图6）。

主要是由于比电阻过高，容易形成反电晕现象，使电除尘器的效率降低。

图6除尘效率与比电阻的关系
在不考虑烟气中硫酸蒸汽影响的情况下，飞灰的导电有表面导电和体积导电2种机理。

表面导电体现了颗粒表面状态和烟气中水分的贡献，体积导电则取决于飞灰颗粒的成分。

温度较低(150℃～180℃
以下)时，飞灰比电阻以表面导电机理为主，当温度较高(150℃～180℃
以上)时，则以体积导电为主。

所以，飞灰比电阻是表面比电阻和体积比电阻的合成。

比电阻与温度的关系，一般如图7所示，有2个极值点。

其原因是，当温度较低(60℃以下)时，烟气中的水分子均匀分布于飞灰颗粒内部。

当颗粒温度升高时，内部水分子开始向外蒸发扩散，在颗粒表面形成一层液膜，飞灰比电阻明显下降，并在温度60℃～100℃范围内出现最低值。

当温度继续升高，颗粒表面的液态水分开始汽化，飞灰比电阻急剧上升。

根据不同研究结果，飞灰颗粒中的水分在150℃～200℃范围内才能挥发殆尽。

此后随温度再升高时，体积导电机理起主导作用。

由于飞灰颗粒属非晶体结构，随温度升高，其活化程度不断增大，颗粒内部的电子或离子导电过程加剧，比电阻急剧下降。

峰值比电阻处于温度150℃～180℃或150℃～200℃的范围。

图7比电阻与烟温的关系
在实际运行中，电除尘器入口温度降低（低于120℃），粉尘表面吸附水蒸汽和其他化学导电物质，形成一层导电薄膜，比电阻值降低。

电除尘器入口温度升高（高于130℃），导电能力增加，比电阻值下降（图8）。

图8电厂实测比电阻随温度的变化
因此，在除尘器前烟道布置烟气冷却器把排烟温度降低到一定温度，可以提高静电除尘器效率，降低除尘改造的费用。

但是，换热器布置在在电除尘之前，烟气含灰量大，受热面磨损严重，必须考虑采用耐磨材料和防磨措施。

另外，由于排烟温度的降低使得烟气含尘量水分增加，灰尘容易粘结在阴极线和阳极板上，不容易振打下来。

如果电除尘器内温度长期低于烟气露点温度，不但造成除尘效率下降，更会对电除尘器及尾部烟道造成严重腐蚀。

放在引风机之后烟道，烟气含灰量较小，受热面磨损问题基本可
以忽略，不用考虑电除尘和引风机叶片的腐蚀问题。

两种布置方案在国内都有成功应用的经验，根据华能达拉特发电厂四期机组的实际情况，需要降低除尘器前温度，保护除尘器。

空预器到除尘器之间的烟道也有足够的空间，因此，建议烟气余热回收系统布置在电除尘前的水平烟道上。

6排烟温度降低程度
排烟温度的降低主要从低温腐蚀、工程经济性和电除尘器效率三个方面进行考虑。

通常认为，高于酸露点运行是安全的。

另外要考虑到，进一步降低排烟温度需要付出的代价较高，一方面会增加换热器成本，同时会增加换热器阻力，造成厂用电的增加。

根据现有的设计煤种计算得到的酸露点为：104.3℃，排烟温度按91℃和120℃进行设计，保证了一定的传热温压，经济性较好。

同时充分降低烟尘的比电阻，提高除尘效率，降低除尘器改造费用。

7烟气流速的选择
烟气流速的选择主要考虑两个方面，一个是受热面的磨损，另外一个是烟气侧阻力。

受热面磨损与烟速的3.3次方成正比，而烟气侧阻力与烟速的平方成正比。

实际计算表明，烟气流速大于10m/s以后，烟气侧阻力急剧增大。

但是烟速太低，换热系数会较小，换热器面积过大。

烟速越高，传热系数越大，烟气余热回收系统重量越小。

考虑到烟速的变化并非只是单纯影响换热系数，过高的烟气流速会增加烟风阻力，同时管束磨损加剧。

综合考虑电厂的实际情况，烟速宜控制在
10m/s以内。