降低湿法脱硫烟气加热器堵塞的技术措施

李伟农

（上海外高桥发电有限责任公司，上海 200137）

0 引言

上海外高桥发电有限责任公司装有4台300 MW国产亚临界发电机组，自2006年起陆续安装和投入脱硫设备，至2008年上半年全部完成工程项目，其中1号机组和2号机组的脱硫系统，采用引进的湿法脱硫技术与工艺，配备烟气加热器（GGH），3号机组和4号机组的脱硫系统，采用国产的湿法脱硫技术与工艺，也配备GGH。

在经历了最初几年新设备的运行生产后，脱硫系统的设备缺陷开始显现，尤其是GGH的堵塞情况，随着脱硫系统运行时间的增长，情况越来越严重。严重的GGH堵塞，影响了脱硫系统的正常运行和脱硫装置的投运率，同时也影响了电厂的经济效益和环保形象，为了解决这一问题，优化及改进项目提上了议事日程。

1 GGH堵塞原因分析

4台机组的脱硫系统均配备GGH装置，主要有转子和转子壳体、传热元件、转子轴承和密封、转子驱动设备、清洗装置、吹扫系统组成。其工作原理是未脱硫的烟气从水平主烟道引出，经过增压风机增压后进入GGH，与传热元件热交换后降温烟气进入吸收塔，在塔内发生化学反应，净化后的烟气离开吸收塔，再回到GGH，烟气温度被加热提高后进入烟道，如图1所示。

图1 脱硫烟气流程示意图

根据设计要求，烟气经过GGH被加热至80～90℃进入烟道，由于烟温高于露点温度，减少了对烟道和烟囱的腐蚀，提高了烟囱出口烟气的排放和抬升高度，对电厂周边以及大气环境起到良好的作用。在最初1年内，由于是新设备投运，GGH堵塞的问题并未很严重，但是随着运行时间的推移，GGH堵塞的问题越来越严重，如图2所示，影响了脱硫系统的正常运行以及对脱硫装置投运率的环保考核指标。

图2 GGH堵塞状况

按照常规的GGH设计理念，一般GGH的运行寿命为3～6年，满足一个大修周期，但是实际运行情况并不是这样，除了GGH的堵塞，还伴随着堵塞物中的腐蚀性物质带来的传热元件的腐蚀问题，恶性循环后进一步加深了GGH的堵塞。例如，2009年3月1日机组最高负荷为300MW，原烟侧压差为0.37kPa，净烟侧压差为0.43 kPa，过了28天原烟侧压差上升为1.01kPa，净烟侧压差上升为1.17kPa，GGH受堵的趋势不减，如图3所示。

GGH自带的清洗装置、吹扫系统对这种堵塞已起不到清洗和吹扫的作用，只能利用停运脱硫装置，不停运机组，或者利用机组调停，停机检修的机会进行人工清洗，不但增加了很高的清洗费用，而且还增加了电厂检修成本的压力。随着脱硫系统运行时间的延续，人工冲洗的时间间隔也越来越短。

图3 2009年3月份GGH发生堵塞趋势

GGH堵塞的主要原因如下：

1）传热元件 GGH的传热元件系装置整套配供，采用紧凑型波纹板，波形紧凑，波高8.5 mm，长1 050mm，换热面积为18 820m2，换热效果好，但烟气流通面积小，如图4所示。

图4 紧凑型传热元件

由于紧凑型波纹板表面波纹凹凸、沟槽较密，容易吸附烟气中的灰尘以及脱硫后净烟气中的少量水和浆液颗粒，时间长了便会结成硬垢很难清除，加上GGH自带的吹灰装置没有正反吹扫的功能，导致清洗效果越来越差，只能进行人工冲洗，而人工冲洗只能清除堵塞烟气流通的大部分空间，许多死角依然存在。由于传热元件表面存在温差大、振动等原因，造成表面搪瓷发生龟裂，加重了传热元件的腐蚀，甚至部分区域发生塌陷现象。GGH堵塞现象随着时间的延续会反复出现，堵塞—清洗—再堵塞—再清洗，恶性循环，严重影响脱硫装置的正常投用。

2）燃煤品质 近年来，由于动力煤供应紧张，锅炉燃烧的煤种来源地多、品质下降、灰分高、灰的粘度大、硫分高，加上煤价高企，电厂为了降低成本，高品质和低品质的煤混合掺烧，使热烟气带有大量灰分，进入GGH加剧了传热元件堵塞。经过吸收塔脱硫的烟气温度一般在40～50℃，由于吸收塔运行控制的偏差以及发生设备缺陷等情况，烟气中或多或少夹带着湿度、水分以及三氧化硫（三氧化硫结露露点温度约为75℃）进入GGH，不断地腐蚀传热元件，特别是死角部位。被腐蚀破坏的传热元件表面，虽经搪瓷工艺处理，由于粗糙不光滑，加大了吸附能力，造成局部塌陷，堵塞越来越严重。

3）除尘设备 每台机组均安装3台电场除尘，随着除尘效率的降低，也会造成GGH堵塞。出于节能减排考虑，我厂曾在2008年4季度通过试验，推广电除尘间歇供电运行方式，烟尘含量一度有所下降，但运行没有多久，烟尘含量又慢慢恢复到原来水平，故于2008年底退出电除尘间歇供电方式的运行。2010年6月份完成1号机组电除尘改布袋除尘，投运后除尘效率大幅提高，有效改善了1号机组GGH的堵塞状况。

4）吸收塔浆液池液位控制 由于1，2号机组脱硫系统和3，4号机组脱硫系统分别采用两家制造厂的设备，在吸收塔浆液池液位控制的设计要求上有所不同。1，2号机组浆液池液位控制在8～9m；3，4号机组浆液池液位控制在10～11 m。在吸收塔的运行中，浆液池液位表面会产生大量的泡沫现象，这种泡沫现象使液位测量仪表无法读出量值，如果液位控制偏高或者长时间处于高液位控制水平，大量泡沫会从吸收塔的原烟气入口导入GGH，吸附在传热元件等一些死角部位，堵塞GGH。在热烟气进入GGH并加热传热元件时，会蒸发掉泡沫中的水分，其中石灰石和石膏的小颗粒以及烟气中的灰尘粘附在传热元件表面，结成硬垢。此种现象在吸收塔运行的初期，由于对液位控制还未有精准的计量，产生液位控制偏高或者长时间处于高液位控制水平，对GGH的堵塞埋下了隐患。

5）除雾器工作不正常及其他原因 从除雾器出来的净烟气中，夹带有少量的水和浆液进入GGH后，粘结在换热元件的表面，引发堵塞GGH。GGH在线吹灰装置工作不正常，在线吹扫装置布置不合理，喷嘴少，吹灰压力偏小，除尘不干净，诸多原因都会影响吹扫效果。GGH在线高压冲洗装置设计压力偏小，喷嘴布置不合理，不能起到高压冲洗干净的效果。这些因素在脱硫系统长期运行后，日积月累，严重阻碍了GGH内部烟气流通的空间。

2 技术改造及措施

将原先紧凑型波纹板改造成大通道波纹板，如图5所示。传热元件为L型，波高10mm，长1 050mm（按原传热元件尺寸），换热面积为17 705 m2，重134t，净烟气排烟温度为88.1℃，总压降为0.69kPa。

图5 L型大通道波纹板传热元件

L型大通道波纹板传热元件具有以下特点：

1）波形是根据GGH的运行环境，通过计算机软件进行计算、选型，由定位板和波纹板组成一组。定位板采用平坦光滑过渡的直纹形式，波纹板采用光滑斜向的形式，使定位板与波纹板之间为点接触。在模拟冲洗时可以看到冲洗介质达到整个传热元件的表面，有利于清洗，压差小，运行稳定，冲洗效果十分显著。

2）增加烟气的通流面积，减少烟气阻力，降低增压风机导叶开度以及GGH电机的负载，减少脱硫系统的能耗，增加GGH的有效投运率。

3）采用涂搪专用零碳钢板（含碳量低于0.001 5%）及优质釉粉，并用先进的干法静电喷涂工艺，确保传热元件边缘及各面搪瓷的均匀、光滑，从而使石膏和飞灰粘结传热元件的面积大幅减少，降低堵塞的机率。据统计，2008年和2009年是GGH堵塞高峰年，从2010年开始对GGH的传热元件进行改造，1号机组于2010年6月改造完成投运；3号机组于2010年12月改造完成投运；2号机组于2011年2月改造完成投运；4号机组改造已经列入计划。

图6 4台机组年人工冲洗次数

改造后GGH的差压减小，运行安全、稳定，传热元件表面不易粘结石膏、浆液和飞灰，GGH堵塞的概率大大降低，人工清洗次数明显下降，图6为2006年至2011年1～4号机组人工冲洗次数的示意图。

由于4号机组还未改造，GGH依然有堵塞，需要停用脱硫系统进行人工清洗，其他机组仅利用检修和调停计划进行预防性人工清洗，尤其是1号机组2010年6月同步完成布袋除尘技术改造后，除尘效率大幅度提高，使得除尘器出口的灰尘量大幅度下降。经过上述技术改造，改变了GGH堵塞状况，1号机组从2010年6月至今，还未进行过人工清洗。

3 切磋与体会

火电厂脱硫装置全面配备运行，从启动到目前近5年，前期脱硫装置技术改造的电厂大多选有GGH，GGH运行一段时间后，便会产生堵塞和部分堵塞的情况。这其中GGH传热元件的选型，是一个非常重要的技术环节。由于对GGH实际运行未有相关的经验，在选型上主要从换热效率上考量偏多，大多采用紧凑型的传热元件，这为以后GGH的堵塞埋下了隐患，严重影响到脱硫装置的投运率。

我厂在改造实践中，采用10mm波高的传热元件，从实际运行数据来看，低负荷工况下GGH出口排烟温度能满足高于烟气的饱和温度，所以GGH改造时还可以采用更高波高的传热元件（如波高为11～12mm）。在保证排烟温度的前提下，增加波高就相当于增加了烟气的通流面积，更有利于GGH长期无堵塞运行，有利于降低增压风机电流，有效起到节能效果。

造成GGH的堵塞，还有一个重要的因素，是企业在成本加大的压力下，采用混烧或者掺烧低品质的燃煤，使燃烧后的烟气带有大量灰分，在同样工况下电除尘的除尘效率就会下降，进入GGH烟气中的灰尘相应增加，加剧传热元件的堵塞，所以说除尘效率的高低，直接影响到GGH的堵塞程度。

我厂1号机组实施布袋除尘技术后，除尘效率大幅度提高，改善了GGH的堵塞状况。但是，实施布袋除尘技术改造的费用很高，单独进行这样的改造，很多电厂会考虑到投入的成本。目前，火电厂正在进行新一轮的脱硝技术改造，在脱硝技术改造中合并考虑布袋除尘的技术改造，使这两项环保技术和脱硫技术一起，在大幅度降低SOx、NOx、烟尘颗粒的排放中起到积极的作用。

GGH在投运前已经配备了在线高压水冲洗装置和在线吹扫装置，但在GGH堵塞时，吹扫装置起不到清灰和除垢的目的。通过技术改造，尤其是对GGH传热元件改造后，及时消除了这两个系统的缺陷，采用定期或持续的进行吹灰作业，尤其是在机组停机大修、小修期间，除了用高压水冲洗之外，还可以进行预防性的人工清洗，用以彻底消除堵塞和硬垢。

利用检修期间进行吹扫作业，不会影响脱硫装置的投运率，并可对吹扫装置和清洗装置的喷嘴，利用检修机会进行合理布置，用以确保吹扫高效。进一步加强脱硫装置的运行和检修管理。例如，适当提高空气压缩机的出口压力和高压冲洗水的压力，加强对脱硫运行数据的监控，尤其是监视GGH压差上升的趋势，适当增加在线高压水冲洗次数，控制调整好吸收塔液位等。通过优化运行方式，强化运行调整手段。

4 结语

石灰石—石膏湿法脱硫工艺，是目前广泛应用的一项脱硫工艺，脱硫效率可超过90%，通过近5年的不断改造和完善，脱硫效率基本达到95%，二氧化硫排放浓度小于100mg／m3。尤其是通过GGH传热元件的技术改造，在保证脱硫装置投运率的同时，还达到从2012年1月1日起实施的国家《火电厂大气污染物排放标准》对SO2排放的要求。对GGH传热元件的改造，证实了在设计初期选用高效的湿法脱硫工艺，而不是选用干法或半干法等效率偏低的脱硫工艺是正确的。同时，在实际运行中，检修方面完好的设备保障，运行方面的优化运行方式同样是关键。

针对硫分偏高的煤种，合理用低硫分煤进行掺烧，进一步降低原烟气中的含硫量。控制好吸收塔中浆液的pH值；根据负荷的高低，合理调度浆液循环泵的投用；通过优化检修、加强管理、吸收好的经验和先进的技术；通过技术改造提高脱硫装置的效用，减少SOx排放，还需努力和完善。