烟气换热器蒸汽吹扫系统改造分析

郭浩杰，宋海燕

(望亭发电厂，江苏 苏州 215155)

1 问题的提出

望亭发电厂#11机组于1996年12月投产，额定容量为310 MW。#11机组烟气脱硫系统采用美国MET的石灰石－石膏湿法烟气脱硫工艺(WFGD)，一炉一塔配置，设增压风机和烟气换热器(GGH)，3层浆液喷淋系统，在设计硫分(0.8%)下脱硫效率应达到95%，该系统于2006年8月投产。

GGH为二分仓中心驱动形式，建设时配有1台吹灰器和1台高压冲洗泵。吹灰器布置在GGH原烟气侧上部，迎着烟气向下吹扫，蒸汽和高压水共用1根枪管，通过PLC选择逻辑实现蒸汽吹扫和高压水冲洗的切换。在正常运行中，每4 h必须进行1次蒸汽吹扫，蒸汽来自全厂备汽系统，压力控制在0.8～1.0MPa，但温度仅有180℃左右;每半月进行1次高压水冲洗，压力控制在10.0MPa。由于设备使用频率较高，运行中经常发生故障。由于蒸汽吹扫和高压水冲装置共同安装在1根外套枪管内，在吹灰器运行时，蒸汽管与高压水管因频繁摩擦造成高压水管破裂，经常导致高压水冲洗系统无法正常工作。

脱硫系统投运后，一直为GGH堵塞问题所困扰，堵塞周期长则半年，短则两三个月，严重影响了脱硫系统运行的可靠性和经济性。GGH堵塞后，增压风机出口压力升高、电耗大幅上升，因而出现旁路挡板正压保护开启、增压风机失速等异常现象，严重时甚至被迫降低机组出力。在这种情况下，必须申请停炉后对GGH进行人工冲洗，影响了发电机组的正常发、供电。因此，研究合理的改造方案，改善GGH的堵塞情况，对脱硫系统及机组的安全、经济运行具有重大意义。

2 系统改造及效果分析

2.1 GGH堵塞的原因

脱硫系统中GGH的堵塞掺和了多个复杂的过程，包括物理积灰、化学结垢及运行调整等。

进入脱硫系统的原烟气中含有一定量的烟尘，包含 SiO2，Al2O3，CaO，MgO，SO3等物质，通过 GGH时，会逐步吸附在GGH换热元件上而积灰。积灰经过吸收塔脱硫后的净烟气为饱和水汽，通过GGH时，部分水蒸气凝结为水附着在GGH换热元件上，更容易导致烟尘的黏附和沉积［1］。另外，烟气中的SO3会与 CaO，MgO反应生成难溶于水的 CaSO4，MgSO4，成为坚硬而难以分离的垢附着在换热元件上。所以，降低烟尘含量，是缓解GGH堵塞的重要手段。但即便电除尘设备除尘效率能达到99.5%以上，依然无法杜绝烟尘进入脱硫系统，从这个层面上讲，GGH的结垢堵塞几乎是不可避免的。

望亭发电厂#11锅炉电除尘设备由于使用年限已久，设备老化、性能下降、除尘效果较差，石灰石－石膏湿法脱硫(FGD)系统入口烟尘质量浓度已远远超过了200 mg/m3的最大值，为GGH的积灰及堵塞提供了温床［2］。另一方面，GGH吹灰蒸汽温度低，若不能及时清除换热元件的积灰，必将导致GGH频繁堵塞。

原GGH吹灰器选用单枪吹灰且蒸汽品质较低。GGH吹灰蒸汽设计压力为0.8 MPa，温度为270℃，在实际运行中，吹灰蒸汽温度仅有180℃左右，0.8 MPa压力下蒸汽的饱和温度为170.4℃，蒸汽从喷嘴喷出后经过膨胀和降温，已经成为饱和水蒸气，不但达不到良好的吹灰效果，而且可能使GGH换热元件更加潮湿而更易积灰。

GGH设计不合理。望亭发电厂安装的GGH为豪顿华早期产品，为确保排烟温度达到80℃以上，换热元件选用紧凑型小波纹，造成烟气通流面积减小，GGH换热元件容易发生堵塞，特别是靠近中心的三仓堵塞尤为严重。

2.2 改造方案

虽然GGH堵塞几乎是一个不可逆转的过程，但若能将GGH的堵塞周期延长、控制压差上升的速度，使其在机组小修周期内正常运行，即可基本满足生产需求。若要防止GGH堵塞，一方面要考虑提高电除尘效率，另一方面是通过系统改造，改善GGH蒸汽吹扫的效果。

GGH蒸汽吹扫效果差主要是因为蒸汽的能量不够，包括动能和内能。当前吹灰蒸汽的压力能够达到0.8 MPa的设计值且有一定的余量，咨询了GGH制造商之后，决定将吹灰蒸汽压力提高至1.0 MPa;内能则主要取决于吹灰蒸汽的温度，1.0 MPa的蒸汽对应的饱和温度为180℃，考虑蒸汽从喷嘴喷出后有30～50℃的温差损失且要使GGH换热元件表面保持干燥，需保证蒸汽有50℃的过热度，故至少应将吹灰蒸汽温度提高至260℃以上。基于以上几点，望亭发电厂决定将GGH吹灰蒸汽汽源由全厂备汽系统改接至#11机组高压排汽，高压排汽正常运行时的压力为2.6～3.2 MPa，温度为320℃左右，通过调压阀减压后进行吹灰。

由于现有吹灰器蒸汽和高压水共用1根枪管，磨损大、故障多、维修困难，在改造中对吹灰器进行了改型，将高压水和蒸汽分开，各自配备1根枪管，互不影响。此外，一般规定当GGH换热元件高度达到500mm时，必须安装上、下2台吹灰器，以提高吹灰效果，而#11机组脱硫系统GGH换热元件高度为450 mm，故仅配备了1台上部吹灰器。虽然换热元件高度未达到500 mm，为了改善蒸汽吹扫的效果，进行吹灰汽源改接的同时，在GGH原烟气侧下部加装1台蒸汽吹灰器。

改造后的系统结构如图1所示。

图1 GGH蒸汽吹灰系统

2.3 效果分析

改造方案在2010年5月机组大修时得以实施，改造后，下部吹灰器和上部吹灰器轮流吹灰，上、下各1次为1个周期，每班至少吹扫2个周期，在线高压水冲洗则仍按原规定每月冲洗1次，冲洗完毕后，立刻使用蒸汽吹扫，以尽量保持GGH换热元件表面干燥。改造后蒸汽吹扫的实际温度提高至250℃上下，最高达到270℃，吹扫压力维持在1.0 MPa左右。吹灰的各项参数见表1。

表1 吹灰参数

改造后，脱硫系统于6月18日与机组同步投运，一直运行到2011年3月26日机组小修。在此期间，2010年9月30日因机组调停，脱硫系统随机停用，打开GGH后，发现换热元件通道基本畅通，表面只有少许积灰，与改造前相比，有明显改观。改造前运行3个月的GGH如图2所示，改造后运行3个月的GGH如图3所示。

#11机组于2009年5月小修，运行至2010年2月，机组因GGH堵塞调停2次进行人工冲洗(2009年11月和2010年2月)，满负荷(300 MW)时增压风机电流和GGH压差的变化趋势如图4所示。

图4 改造前运行10个月GGH压差变化趋势

2010年5月至2011年3月(2010年10月随机组调停，虽然压差不高，但也对GGH进行了离线清洗)，机组满负荷时GGH压差和增压风机电流的变化趋势如图5所示。

图5 改造后运行1年GGH压差变化趋势

从以上趋势图可以看出，在同等负荷下，系统改造后GGH压差上升速度明显降低，增压风机运行电流很稳定，堵塞周期从原来的3个月左右提高至半年以上，改造取得了预期效果。

3 结束语

蒸汽吹扫系统改造后，经过10个月的运行证明，通过提高GGH吹灰蒸汽温度和加装下部吹灰器，GGH蒸汽吹扫的效果有了很大的改观，GGH压差的上升趋势得以缓解，减轻了因其堵塞带来的沉重压力。但此举仍不能从根本上解决GGH堵塞的难题，还需进行更深入的研究和探讨，并在实践中摸索更为有效的方案。

［1］周至祥，段建忠，薛建明.湿法烟气脱硫工艺技术全程控制指导手册［M］.北京:中国电力出版社，2009.

［2］赵红文.脱硫系统烟气换热器堵塞原因分析及对策［J］.华电技术，2010，32(5):71 －73.