火电厂湿法烟气脱硫环保技术因其脱硫率高、煤质适用面宽、工艺技术成熟、稳定运转周期长、负荷变动影响小、烟气处理能力大等特点,被广泛地应用于各大、中型火电厂,成为国内外火电厂烟气脱硫的主导工艺技术。气-气换热器(Gas-Gas Heat Exchanger,GGH)在湿法脱硫装置系统中是仅次于吸收塔的重要设备,它的作用是将原烟气冷却和净烟气再加热。烟气经过GGH时,烟气中的SO3和水蒸汽形成的硫酸蒸汽,当烟气温度低于烟气酸露点温度时,就冷凝在内部管子壁面上,造成管子的低温腐蚀。它直接影响工程造价、设备使用寿命及停运检修的难易程度。因此,对尾部装置烟气酸露点的计算和腐蚀环境的预测,在设计时提出合理的防腐措施,在运行过程中即使控制酸腐蚀的影响,对于保证设备稳定、安全运行具有重要意义。本文首先回顾了国内外主要的烟气酸露点计算公式,基于某电厂100%负荷和40%负荷下脱硫烟气参数对几个典型设备进出口在不同公式下进行酸露点的计算,并与酸露点设计值比较,对不同酸露点公式进行比较评估。得出适合本设计数据条件下的酸露点的计算公式。然后,采用换热器长度和宽度方向的二维模型,对其温度场、流场、硫酸蒸汽质量浓度分别进行模拟以及对硫酸冷凝沉积速度进行理论计算,结果显示,沿着烟气流动方向,烟气温度逐渐降低,烟气流速和硫酸质量浓度也降低,管子壁面上的硫酸冷凝沉积速度没有呈现稳定一致的趋势,总的来说是逐渐降低的。在换热器出口处附近和管子壁面处这些区域更容易遭受低温腐蚀。烟气进口速度、管间距和管子排列方式对各个场的分布有显著的效应,随着换热器入口烟气流速的增大,烟气出口温度有升高趋势,换热器内部整个流场速度增大,降低了内部腐蚀,减少了腐蚀的管子排数。随着换热器内部管间距的增大,烟气出口的温度流速都有升高趋势,管子腐蚀排数减少,但这是以减少换热为代价的。管子错排时较管子顺排时GGH换热器内部温度场降低的快,烟气流速减少的也快,内部管子更容易遭受腐蚀,管子腐蚀的排数增多,腐蚀程度加深。通过对硫酸蒸汽质量浓度和硫酸冷凝沉积速度分布场的分析,发现随着烟气H2O含量的增大,GGH换热器管子壁面处的硫酸冷凝沉积速度增加,尤其在换热器入口段和中后段变化明显。随着烟气SO3含量的增大,GGH换热器管子壁面处的硫酸冷凝沉积速度增大明显,除了个别管子处,硫酸沉积速度的增加随烟气中SO3的含量按比例增加。最后,采用三维模型局部模拟了GGH换热器弯头部分的速度分布。结果显示,烟气流经换热器内部,在管子弯头处较直管段处容易出现低温腐蚀。