湿法烟气脱硫系统的烟气换热器设置分析

2012-10-15卫建英

电力与能源 2012年2期

陈震，张晟，张祎，卫建英

（1.上海市电力公司电力科学研究院，上海 200437；2.外高桥第三发电责任有限公司，上海 200137；3.上海吴泾发电有限责任公司，上海 200241；4.上海电力股份公司闵行发电厂，上海 200240）

1 脱硫系统运行概述

脱硫系统设置烟气换热器（GGH），可以降低进入吸收塔原烟气温度，减少吸收塔水耗；还可以提高净烟气温度，减缓吸收塔下游设施腐蚀，有利烟囱排放口烟羽抬升、烟气扩散及减少白烟现象。然而，设置GGH的负面影响也是显而易见的。GGH是脱硫装置中最大的单体设备，不仅占地面积大而且烟道布置复杂，初投资费用需要增加10%～15%，烟气系统阻力约增加1kPa，不仅结构复杂，容易结垢，而且维护工作量大。

倘若脱硫系统取消GGH，即原烟气喷水降温后直接进入吸收塔，经吸收塔处理后的净烟气直接从烟囱排入大气。优点是节省占地面积及简化烟道布置；降低工程投资及运行维护费用；降低电耗；提高烟气脱硫（FGD）运行可靠性。不足之处是由于进入吸收塔的原烟气温度较高，需要释放更多的热量和蒸发更多的水分才能达到绝热饱和状态，因此要消耗更多的工艺冷却水；不利于烟囱排放口烟羽抬升及烟气扩散；不利于降低污染物稀释后的落地浓度及减少水雾形成。

目前，燃煤电厂是否设置GGH的问题，在国内已经越来越成为焦点，几乎所有观点都支持取消GGH，主要原因是结垢、腐蚀和堵塞已经成为FGD系统的重大故障之一，严重影响FGD系统的安全运行。上海地区除了宝钢自备电厂和上海外高桥发电有限责任公司（以下简称外高桥一厂）以及金山热电厂设置了回转式GGH后，后续建设的电厂都取消了GGH，改为湿烟囱。取消GGH也是近几年提出并在各地电厂开始实施的，但是，长时间运行后出现的湿烟囱和烟道腐蚀，对FGD系统运行安全产生了较为严重的影响，同时也给周边环境带来石膏雨。

本文主要描述在脱硫系统中取消GGH，其带来的生产运行安全隐患和生态环境影响，提请各火电厂在建设脱硫系统时，不应盲目取消脱硫系统的GGH。

2 脱硫系统设置GGH运行分析

2.1 GGH的作用

GGH是采用蓄热加热的原理，利用脱硫前未经过处理的原烟气的热量，加热脱硫后的洁净烟气，主要有2个作用。

1）提高排烟温度和抬升烟气高度提高烟气温度，增大了烟羽的浮力，同时也提高了烟气离开烟囱后的高度，使烟羽更好地扩散，有利防止烟羽下洗，降低污染物稀释后的落地浓度，减少水雾形成。

例如：上海外高桥一厂的2台300MW机组合用烟囱，高度为210m，在环境湿度未饱和的条件下，安装和不安装GGH时，主要污染物对地面浓度的贡献值如表1所示。

表1 污染物对地面浓度的贡献值1）0.15mg／m3

由表1数值可知，由于粉尘和SO2的源强度在除尘和脱硫后大大降低，设置GGH后其污染物对周边环境的贡献值，要比无GGH有较大幅度的下降。

2）减轻尾部烟道和烟囱的腐蚀最初设置GGH的主要目的是为了减轻腐蚀，但众多现场实际运行表明，烟气经GGH加热后能够减轻尾部烟道和烟囱的腐蚀，如表2所示。

表2 上海地区燃煤电厂烟囱腐蚀情况

2.2 运行中存在的问题

GGH的结垢、堵塞和腐蚀是个共性问题，宝钢自备电厂、外高桥一厂以及金山热电厂的GGH都存在这些问题，对自身系统的能耗和安全性都有一定程度的降低。金山热电厂在2007年的检修中发现1号和2号FGD系统的GGH泄漏严重，如图1所示。宝钢自备电厂因设备轴承底座和转子发生偏移，GGH也发生结垢和堵塞泄漏，如图2所示。

图1 金山热电厂GGH积灰严重

图2 宝钢自备电厂GGH腐蚀严重

2.3 运行中采取的措施

为了减缓GGH的积灰和结垢，在运行中采取了多种措施。

1）加大吹灰力度每班用压缩空气或蒸汽吹扫一次作为制度，必要时增加吹扫次数。常用汽吹或气吹不伤换热元件，不必到积重难返时，再伤害性地用高压水冲洗。若吹灰后压降仍未到设定值，可再走一遍程控继续吹灰。

外高桥一厂的FGD系统运行能基本保持GGH干净，主要原因是不断地用足量的压缩空气对GGH进行吹扫，这样虽然空气耗量很大，但能防患于未然。所以加强吹灰系统管路通畅和正常运行极为重要。

在实际运行中发现用蒸汽吹灰比用压缩空气吹灰效果更明显，并且在GGH上下都设置吹灰装置，将会有更好的效果。

2）采用高压水冲洗当GGH的压差高达正常值的1.5倍时，用10～15MPa的高压水进行在线冲洗，这是一般GGH厂家的要求，但到1.5倍时再进行冲洗已经太晚，应定期进行检查，摸索出合理的高压水冲洗时机。采用高压水进行在线冲洗时，一定要冲洗干净，否则停留时间太长，更加难清除。

日常应保持喷嘴和管路通畅，避免被杂质和铁锈堵塞。冲洗管道不应有泄漏，这样会产生湿环境加剧结垢形成。若在线冲洗已经无法达到压降要求，只能停运FGD系统，用更高压水进行离线人工清洗。但不建议进行频繁的高压水冲洗，会对设备寿命有很大的损伤，特别是换热元件上的搪瓷镀片。

3）化学清洗当GGH结垢太硬、太厚无法用高压水清洗干净时，只能采用化学清洗。一般采取碱洗—水洗—酸洗流程。虽然效果明显，但过程控制精细，时间较长，花费较多，对换热元件也有损害。

4）改进GGH的结构设计如换热面高度、换热片间距、换热片材料。外高桥一厂在2011年的GGH改造中，把原紧凑型换热元件DNF（波高为8.5mm，高度为1.05m）更换为L型大通道波形传热元件（L－2波高为12mm），且降低传热元件高度（从1.05m降至0.85m），加强了GGH的吹扫能力，但在加热烟气的能力上要比原来的有所削弱。

5）加强烟气脱硫系统的运行监督需要经常校准密度计、液位计以及避免浆液溢流，避免浆液反流到GGH。分析GGH运行数据，掌握GGH结垢规律，总结GGH运行经验，确定合理的吹扫周期和时间，把握高压水投运的时机和持续时间。

6）优化锅炉的燃烧在烟气换热器入口处增设烟尘仪，在线监测烟气中粉尘含量，及时进行调整。提高除雾器性能，减少水滴、泥浆的带入量，减轻烟气换热器的堵塞结垢问题，提高电除尘效率。

通过采取以上针对性的消缺技术运行措施，目前上海地区各火电厂有GGH运行的脱硫系统，运行已经相当稳定，其脱硫投运率达到90%的考核要求，已经将GGH堵塞结垢影响生产运行风险降至最低。

3 脱硫系统不设置GGH运行分析

无GGH运行的脱硫装置，其排烟温度降低至50℃左右。由于进入吸收塔的烟气温度较高，需要释放更多的热量和蒸发更多的水分才能够达到绝热饱和状态。与设置GGH脱硫系统方案相比，二套脱硫系统装置工艺水消耗增加。由于不需要GGH驱动电机、密封和低泄露风机，减少了功耗，使脱硫系统烟气阻力降低，节省脱硫系统增压风机的轴功率。提高了脱硫装置运行的可靠性和可利用率，同时也减少了维护和检修工作量。

3.1 运行中存在的问题

1）给环境带来的危害 SO2和NOx的地面最大落地浓度及出现的SO2地面最大落地浓度约为设GGH时的1.5～2倍。NOx排放对电厂周围及附近区域环境有较大影响，其污染物地面最大落地浓度出现的距离距污染源的距离缩短。烟囱白烟现象加重，影响人们的视觉，同时遇到不利于烟气扩散的气象条件时，烟囱周围还可能会有小液滴产生。

2）给运行设备带来的危害脱硫后烟气温度为40～50℃，易冷凝结露，且湿度大处于饱和，并在潮湿环境下产生腐蚀性液体。在实际运行中，湿烟囱泡沫玻璃砖脱落、连接处产生缝隙导致烟囱腐蚀甚至穿孔。

对FGD系统安全运行带来非常严重的危害，给湿烟囱造成严重的腐蚀。上海地区火电厂湿烟囱腐蚀案例如图3所示。

3.2 运行中采取的措施

1）目前采取的防腐措施主要是对烟囱内壁进行内衬防腐处理，上海地区除了两处电厂干烟囱（耐酸砖加防腐涂料）外，湿烟囱基本都采用发泡耐酸玻璃砖内衬，这是一种性价比较高的选择，钛板内衬和镍基耐蚀合金钢板内衬防腐效果好，但是价格比较高，采用钛钢内衬的烟囱成本超过5 000万元，国内还没有镍基合金钢内衬烟囱的报道。除了发泡玻璃砖，还有石洞口一厂采用的聚脲树脂涂料层，因为其烟气流速大，最高时超过30m／s，一般材料无法抵抗如此强烈的冲刷腐蚀，但是聚脲的抗热性能不够好。玻璃砖的特点是在高温和高浓度的SO2和SO3氛围中有很强的抗腐蚀能力，低的膨胀特性可耐受热冲击和高温，保温性能优异，结构紧密，防渗漏能力强，质量轻，易切割。由专用的具有抗烟气腐蚀能力的黏结胶泥黏贴。实际运行表明，发泡耐酸玻璃砖是烟囱防腐的良好材料。

图3 湿烟囱腐蚀案例

2）要注意施工时的涂抹黏贴防腐材料质量和FGD系统停机时对烟囱的维护检修。减轻出现防腐层厚度不一等施工问题的影响。在原料质量保证的基础上，施工质量问题应该是主要因素。这么多的砖块、砖缝要求全部饱满填塞耐酸胶泥是很难做到的，尤其是竖向缝。当结露的酸液渗到有空隙的砖缝中，接触到钢内筒，便是一个腐蚀点。有了腐蚀点之后，很快会扩散到其它地方，导致整个钢内筒在较短时间内全面受腐蚀。

3）烟气对烟囱表面的腐蚀与表面烟气的流动状态密切相关。对于中上部的烟囱表面，尽管烟气流速较高，但此时烟气流动状态变化比较平缓，烟气基本沿平行表面方向流动，对表面的冲刷作用相对较弱。在烟囱下部，烟气由于受气流入口的影响，局部区域气流流态变化较大，会对烟囱局部表面有较强的冲刷作用，改善烟气流动状态、烟囱底部选用耐冲蚀的材料也是比较实用的运行措施。

4）通过增设GGH来提高排烟温度，减缓烟气对烟囱的腐蚀以及对湿烟囱带来的危害，这是在当前防腐材料、施工工艺、验收不够完善时，采取的一种有效的技术措施。