文 献 综 述

当今世界60%的电力产量依靠煤炭资源生产，我国是煤炭资源大国，依靠煤炭产生电力。使用煤炭作为能源发电会产生SO2shy;及其氧化物，形成酸雨等灾害，严重危害人民的生产生活。80年代之前我国还没有脱硫技术，自从95年颁布《中华人民共和国大气污染防治法》后，脱硫技术迅猛发展。

坚持走新型工业化道路，建设环境友好型和资源节约型社会，现已成为了全党全国人民的共识。人们对于环境的保护意识越来越高。烟气加热器是湿式烟气脱硫的主要设备。由于其设置提高了脱硫后烟气温度,改善了脱硫装置后烟道及烟囱的工作环境及大气环境,具有对设备和环境十分有利的一面。

1、烟气脱硫分析

随着我国节能减排力度的增加，火电厂烟气脱硫项目遇到前所未有的发展机遇。 目前在国内烟气脱硫后的排放有两种主要的方式：一是湿法脱硫后直排放，另一个被加热然后排放。锅炉排烟气经石灰石湿法脱硫后的温度仅为50℃^【1,2】。 湿法脱硫在烟道中存在严重的酸腐蚀的风险，然而加热升温后排放需要使用烟气加热设备。国内现在两种形式的烟气加热器：一种用于旋转气体气体加热器（GGH），两台300兆瓦单位

3000万元；另一种为一台为蒸汽烟气加热器（SGH），2台300 MW装置的脱硫系统的SGH蒸汽消耗量约为60T / h^【3,4】。 这两种方法都有自己的优点和缺点，经济和节能上都有改进的余地。

2、性能分析

用于原烟气和净烟气热交换的GGH的设计，关键是确定烟气的露点温度，优化传热管的性能，去除传热管结垢。GGH具有逆流布局，传热管介质温度变化如图1所示。热流体温度从入口t1i降至出口t1e，冷流体温度从t2i上升到t2e，这是一个阶跃变化^【5,6,7】。大多数国内发电厂提供原始的SO₃浓度（标准准状态，下同）为40#12316;80mg / m3（有的甚至为100#12316;150mg /m3）。通常认为，石灰石湿烟道气脱硫工艺的SO 3去除率仅为约30％，因此在脱硫后烟气SO3浓度约为25#12316;45mg /m3。材料表明，在正常情况下，当SO₃浓度为10#12316;20 mg / m3时，烟气露点将急剧上升至100℃^【4】，因此，即使烟道气通过GGH加热至80℃时，腐蚀仍然是不可避免的。为了解决低温腐蚀的问题，必须首先抓住烟气界面打开规则，得到烟气冷凝温度。由于烟道气的露点温度理解和理解不同的测试条件，环境不是同样，许多文献描述了烟道露点温度计不同的计算公式，计算结果差异很大。对于同种煤且操作条件相同，烟气露点温度计算结果为50#12316;120℃^【8,9】，计算结果误差大于100％，因此不能应用于实际工程。它还表明烟道气被冷凝这个问题真的很复杂。

图1传热管介质温度变化

3、新型高效热管技术