氟塑料换热相变凝聚器技术及工程应用

冯国华，刘含笑，颜士娟，陈招妹

（浙江菲达环保科技股份有限公司，浙江 诸暨 311800）

引言

我国以煤为主的能源结构导致大气污染物排放总量居高不下，燃煤电站锅炉每年约消耗标煤15亿吨，约占全国煤耗总量的50%[1]，随着国家节能减排指标的日趋严格，燃煤电站积极寻找降低煤耗、提高污染物减排效果的新技术。通过增设烟气换热器（烟气冷却器、烟气换热器等）有效利用排烟余热提高燃煤电厂效率以降低煤耗，并通过降温改善烟气工况提高污染物减排效果，是目前实现燃煤电厂烟气污染物超低排放的主流技术之一。

烟气换热器按温度范围划分，可大致划分为高温烟气换热器（≥450℃）、中温烟气换热器（220℃～450℃）和低温烟气换热器（≤220℃）；根据换热介质的不同，可分为烟气-蒸气换热器、烟气-水换热器、烟气-烟气换热器等；根据换热器翅片的型式不同，可分为螺旋翅片管换热器、H型翅片管换热器、针形翅片管换热器等[2]。鉴于锅炉尾部烟气中含有SO3，当烟气温度降至酸露点以下时，气态SO3会凝结成硫酸雾，当没有足够的粉尘吸附时，极容易腐蚀换热器金属壁面，影响电厂安全稳定运行。为解决这一问题，尝试采用合金、陶瓷等特种材料换热器，但研究和实践表明，这些换热器的技术经济性并不理想[3]。

近年来，随着湿烟气直排导致烟囱腐蚀、“白烟”及“烟囱雨”等问题的日益突出，氟塑料换热技术逐渐成为研究热点，并有一定的工程应用。徐钢等[4、5]针对氟塑料换热器开展实验研究，并利用获得的实验数据，得出光滑的氟塑料换热管管外传热特性低于工业管材的规律，并基于修正的茹卡乌斯卡斯传热经验关联式，分析总结了氟塑料换热器换热性能、阻力特性和热阻分布，提出基于模块化的氟塑料换热器优化布置方案；陈林等[6]结合1000MW机组烟气余热回收工况，分析了氟塑料管束式换热器和导热塑料翅片管换热器的性能，比较了两者在传热系数、换热面积、换热器体积、流动阻力等方面的差异。尽管氟塑料换热器在传热系数和材料消耗方面具有优势，但翅片管换热器整体体积更小，且管件数量远小于氟塑料换热器；胡清等[7]经对某1000MW机组氟塑料换热器进行经济性计算分析，发现该技术具有适用性强、调节性好、高效性和可操作性强等特点，烟气余热深度回收系统经济效益显著，系统投资回收期约5.61年。

1 氟塑料换热相变凝聚技术简介

1.1 氟塑料换热器

氟塑料包括PTFE、FEP、PFA、ECTFE、ETFE、PVDF和PVF等，其具备耐热、耐寒、耐候、耐腐蚀、耐溶剂，绝缘性能及高频电性能优异，并具有不粘性、自润滑性、低摩擦系数等性能，目前已应用于燃煤电厂的节能设施中。采用氟塑料材质制备的换热器具有耐腐蚀性极强、耐高温和低温、防结垢、低阻力、使用寿命长、具备自清洁功能等优点。氟塑料换热器与金属换热器对比见表1。

表1 氟塑料换热器与金属换热器对比

1.2 氟塑料换热器推荐布置位置及相变凝聚技术

氟塑料换热器与金属换热器不同位置对比见表2。综合考虑设备的技术经济性及安全稳定运行，推荐氟塑料换热器布置位置如图1所示。可在脱硫塔前（图1中的位置1）降低脱硫塔入口烟气温度，此时称为烟气冷却器；可布置在脱硫塔后（图1中的位置2），降低脱硫塔出口烟气温度，回收烟气中的凝结水，并兼具除尘效果，此时称为相变凝聚器；也可布置在脱硫塔后（图1中的位置3），用于提升排烟温度，此时称为烟气再热器。

相变凝聚是通过氟塑料烟气换热器降低烟温实现的。利用湿法烟气脱硫后烟气处于或接近饱和状态的特点，通过控制烟气适度降温，实现烟气中水蒸汽的冷凝。水蒸汽冷凝过程中，布朗扩散、热泳、扩散泳和雨室洗涤等作用，结合密布错列管排扰流，可有效促进颗粒物长大、团聚和脱除，实现颗粒物、SO3和痕量元素协同高效控制，并回收大量烟气含水和气化潜热，具备收水+除尘+余热回收等多重功能。

表2 氟塑料换热器与金属换热器不同位置对比

图1 相变凝聚技术工艺

2 示范工程概述

该技术应用于巨化热电有限公司8号机组280t/h项目，原设有SCR、电袋复合除尘器和石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置，原烟尘排放浓度不能满足≤5mg/m3的超低排放要求，需进行烟气除尘及收水改造，使用氟塑料换热器相变凝聚技术，通过烟气中水蒸汽冷凝过程促进细颗粒物长大和团聚，结合雨室洗涤、管排拦截和高效除雾器等实现细颗粒物的进一步脱除。

该项目的煤质数据见表3，氟塑料换热相变凝聚器主要设计参数见表4，布置实景图见图2。利用低温的除盐水通过氟塑料换热器冷却净烟气，烟温降低3℃～4℃，冷却水从20℃上升到40℃左右，升温后的冷却水再进入低温省煤器加热到100℃～110℃，然后进入中间罐，再直接进入除氧器。净烟气经过冷却后，凝结饱和湿烟气中水蒸汽，凝水的过程中能达到除尘、除酸等功能。

表3 煤质数据

表4 湿式相变凝聚器设计运行参数

图2 氟塑料换热相变凝聚器实物图

3 性能试验

3.1 试验方法

试验内容涉及颗粒物、SO3、雾滴测试及水质分析等，各测试项目的测试仪器及方法如表5。

表5 测试仪器及方法

采用低压撞击器（DLPI）采样系统对烟气颗粒物进行采样，根据采样流量和烟气流速选取合适的采样头直径以实现等速取样。采样烟气流量约为10L/min，烟气通过加热取样管路后进入DLPI，实现分级收集。DLPI 采样系统主要由DLPI、真空压力表和真空泵组成，数据采集卡用于监测DLPI 入口烟气温度和压力，并实现对采样系统加热温度的控制。WFGD后烟气中的大颗粒浓度较低，因此采样系统不再设置旋风分离器。

依据美国环境保护署（Environmental Protection Agency, EPA）标准EPA Method 8，采用异丙醇吸收法对烟气中的SO3进行采样，SO3被吸收后，在样品溶液中以SO4

2-的形式存在，采用滴定法测定样品溶液中的SO42-浓度，结合样品溶液体积、烟气采样体积等数据，计算可得采样点烟气中SO3的浓度。定容后的样品溶液，需先通过阳离子交换树脂，排除铵根离子对滴定结果的影响。样品溶液中的SO42-浓度滴定通过Ba2+溶液实现，需事先使用硫酸标准溶液标定Ba2+溶液浓度。

依据《燃煤烟气脱硫设备性能测试方法》（GB/T 21508-2008）对经过湿法烟气脱硫后的烟气所携带的液滴进行采样，在烟气雾滴采样的同时，对脱硫浆液进行采样，用于计算烟气携带浆液滴浓度。采样前使用超声波清洗器清洗液滴捕集器，并用去离子水冲洗液滴捕集器内部结构，在干燥箱内完全干燥后，使用万分之一精度分析天平称重，封口待用。采样完成后，冲洗液滴捕集器外壁并擦拭干净后进行称重。两次称重结果之差即为采集雾滴样品的质量，结合烟气采样体积、烟气温度/压力/氧量等数据，计算可得对应采样点烟气携带雾滴的浓度。将液滴捕集器内采集的雾滴样品洗出、定容，使用离子色谱仪分别测定雾滴样品、脱硫浆液样品中的Mg2+浓度，折算烟气携带浆液滴浓度。

在上述烟气采样的同时，采集湿式相变凝聚器运行过程中回收的烟气含水样品，置于塑料试剂瓶密封保存，备后续分析。

3.2 试验结果

蒸发量260t/h（磨煤机双列运行）记为高负荷，蒸发量200t/h（磨煤机单列运行）记为低负荷，分别测得相变凝聚器入口、出口的颗粒物浓度及除尘效率如图3所示。湿法脱硫系统后的高湿烟气经过相变凝聚器后，PM1、PM2.5及总颗粒物均出现显著降低，在两个测试负荷下，相变凝聚器对颗粒物的脱除效率分别为54.93%、71.61%，颗粒物排放浓度分别为2.84mg/m3、1.61mg/m3。

依据EPA采样测试方法，对相变凝聚器入口和出口烟气SO3含量进行测试，得到烟气通过相变凝聚器前后SO3浓度、相变凝聚器对SO3脱除效率（见图4）。相变凝聚器对经过WFGD处理的烟气中的SO3仍有较好的脱除效果，两个负荷下湿式相变凝聚器对SO3的脱除效率分别为19.29%、18.87%。

图3 颗粒物测试结果

图4 SO3测试结果

图5 雾滴测试结果

在上述高负荷条件下，对相变凝聚系统三个测点（相变凝聚系统入口、相变凝聚器与收水除雾器之间、相变凝聚器出口）烟气所含雾滴分别进行采样。每一测点均进行两次平行采样，结果如图5所示。两次测试相变凝聚器入口雾滴浓度分别为194mg/m3、195mg/m3，相变凝聚器至除雾器间雾滴浓度分别为387mg/m3、465mg/m3，除雾器出口雾滴浓度分别为154mg/m3、152mg/m3。相变凝聚器所回收的烟气含水较为清澈，无色无味、无肉眼可见物，经测定，pH值为2.92。

4 结论

氟塑料换热相变凝聚器对经过湿法脱硫系统后高湿烟气中的颗粒物和SO3均具有较好的脱除效果，还可实现烟气含水及其气化潜热的有效回收利用，为燃煤电厂创造经济效益。经性能测试，主要污染物减排结果如下：

（1）在两个测试负荷下，湿式相变凝聚器除尘效率分别为54.93%、71.61%，颗粒物排放浓度为2.84mg/m3、1.61mg/m3，稳定低于5mg/m3。

（2）在两个测试负荷下，湿式相变凝聚器对SO3的脱除效率分别为19.29%、18.87%，进一步降低随烟气排放的SO3浓度。