湿法脱硫装置烟气换热器综合改造及效果分析

冯 超，高学农，赵 明

（1.华南理工大学，广州 510640；2.广州市能源检测研究院，广州 510170；3.广州珠江电力有限公司，广州 510655）

石灰石—石膏湿法烟气脱硫（FGD）工艺是目前技术成熟、运行可靠、应用广泛的一种湿法脱硫技术。据文献［1］介绍，全国投运烟气脱硫机组超过5.6亿kW，约占全国煤电装机容量的86%。目前，烟气换热器（GGH）已经成为FGD的主要故障源之一，主要集中在 GGH 结垢［2－3］、堵塞［4－6］和腐蚀［7－8］。广州珠江电厂总装机容量为4×300MW，系国产引进型燃煤汽轮发电机组。烟气脱硫装置采用石灰石—石膏湿法脱硫工艺，按两炉1塔设计；两套脱硫装置与4台机组配套运行，分别对1～2号炉和3～4号炉进行全烟气负荷脱硫，设计脱硫率均大于或等于91%。

脱硫装置正式投运以来，2台型号为33GVN 400烟气换热器的换热元件（型号为2.8DUe）出现积灰堵塞现象，造成烟气换热器内部阻力持续增大，引发增压风机电流大幅度增加、风机喘振、尾部烟道低温腐蚀等一系列问题，不但增加了脱硫装置运行期间的能耗，而且严重威胁整个脱硫装置和机组的安全、经济和稳定运行。

1 烟气换热器的工作原理

2套脱硫装置采用每台机组配1台增压风机（FUB）、2台机组共用1台脱硫塔和1台烟气换热器的运行方式，来自锅炉引风机出口的原烟气经过增压风机进入烟气换热器低温侧降温后引入吸收塔，从吸收塔出来的净烟气再引入烟气换热器高温侧升温后经烟囱排向大气。

在引风机出口与烟囱之间，设置旁路烟道以及烟气旁路挡板。当脱硫装置运行时，烟道旁路挡板关闭，脱硫装置进、出口挡板打开，烟气引入脱硫装置。烟气换热器的作用是将原烟气110～160℃的热量加以吸收和贮存，当烟温下降到80℃左右时流入吸收塔。也就是说，在净烟气约50℃时经过气／气换热器，将其加热到80℃以上，通过净烟道从烟囱排出。

传热元件之间有一定的流通通道，当转子转到原烟气侧时，传热元件吸收原烟气的热量；当转子转到净烟气侧时，传热元件释放热量，并加热净烟气。由于转子的转动，使得传热元件交替经过原烟气侧和净烟气侧，所以原烟气的热量可以持续不断地交换给净烟气，以达到加热净烟气的目的。

2 烟气换热器的问题分析

2.1 停运数据汇总

2套脱硫装置2008年停运数据如表1所示。

表1 脱硫装置年停运统计

由表1可以看出，无论从停运时间还是从停运次数统计，烟气换热器堵塞均是脱硫装置非计划停运的主要原因，这对烟气脱硫装置的投运率，造成了不利影响（按月计，最低接近90%），同时也给年度排放总量达标及考核造成了很大压力。

2.2 主要原因分析

1）受场地等条件限制 “两炉一塔”方式，使得脱硫烟气流速及压力较大，在一定程度上烟气携带石灰石浆液量增大，造成烟气换热器堵塞。

2）换热板采用波纹板 当初设计烟气换热器时，烟气换热器厂家及脱硫公司在换热板选型方面，把传热效率作为设计依据，而对脱硫工作环境中的烟气换热器堵塞问题考虑不周，采用换热元件为紧凑型波纹板（DU型），容易黏附细灰及烟气携带的石膏。由于选用的换热板呈波浪式，在冲洗时无法清扫换热元件凹部和内部的结垢，使得烟气换热器的堵塞加重。

3）原烟气含尘浓度超标 入口原烟气灰尘通过烟气换热器的换热元件时被吸附在表面，当换热元件转到净烟气侧与吸收塔过来的潮湿烟气混合后形成灰垢，造成烟气换热器堵塞。电厂的电除尘器为三电场，正常运行时除尘率在99.1%～99.2%，电除尘效率已达到较高水平，脱硫入口含尘浓度为60～100mg／m3。而当煤质灰分较高或除尘器电场故障时，含尘浓度超出设计粉尘浓度125mg／m3时，会加速烟气换热器堵塞。

4）入炉煤含硫量过高 原烟气中过多的SO2含量，容易在烟气换热器与碱性物质生成硫酸盐，在换热元件表面和内部形成结垢。电厂脱硫装置设计入炉煤含硫量为0.8%，原烟气SO2含量为1 580mg／m3。受市场影响，经常发生入炉煤硫分过高的现象。统计表明，曾经发生连续5个班次的入炉煤含硫量超过1.2%，最高值达1.52%，使得原烟气SO2含量超过2 500mg／m3以上，最高达到3 900mg／m3。

5）除雾效果不佳 除雾器安装在吸收塔上部，通过撞击、重力作用使小液滴回到吸收塔，减少气流携带微小的石膏浆液液滴。由于石膏堆积会减少除雾器的流通截面，增大烟气流速，降低除雾效果，因此，要保证除雾器的冲洗效果和表面清洁度。

6）吸收塔浆液泡沫多 吸收塔运行时在液面上会产生大量泡沫，泡沫中携带的石灰石和石膏混合物颗粒，液位测量反映不出液面上虚假的部分，造成泡沫从吸收塔原烟气入口倒流入烟气换热器，或泡沫通过烟气携带进入烟气换热器净烟气侧。原烟气穿过烟气换热器时，泡沫在原烟气高温作用下，水分被蒸发，泡沫中携带的石灰石和石膏混合物颗粒黏附在换热片表面。在此过程中，原烟气中的灰尘首先被吸附在泡沫上，随着泡沫水分的蒸发而黏附在换热片表面，造成结垢加剧。

7）吹灰器吹灰效果差 在原烟气出口处装有1台吹灰器，用以实现高、低压水及压缩空气吹灰，由于压缩空气和低压水的压力较低，吹灰效果较差，所以大多采用高压水吹灰方式。自从改造吹灰器喷嘴后，烟气换热器换热元件低温侧（顶部）清洁效果明显得到改善，每次烟气换热器进行设备健康检查时，发现换热元件顶部比较清洁，但底部结垢和堵塞比较严重。

8）脱硫检测点数据不准 由于控制测点的取样管道容易被堵塞和腐蚀，所以检测的数值波动较大，给运行调节带来困难。

2.3 治理对策

针对上述主要问题，采取了相应的技术措施。

1）改变烟气换热器吹灰方式 按照原设计，烟气换热器吹灰主要采用高压水每月吹灰1次。由于压缩空气吹灰效果不明显，烟气换热器只能维持20天左右就要停机清洗。后将烟气换热器的吹灰方式改为以高压水冲洗为主，每班冲洗1次，并且将吹灰器喷嘴由5个改为3个，喷嘴孔径由1.5mm改为2.5mm，烟气换热器堵塞现象有所减缓，但也只能维持1个月左右就要停机冲洗。

2）加强除雾器冲洗力度 在满足水系统平衡的前提下，保证除雾器得到足够的冲洗，避免因除雾器除雾效果不好，导致净烟气携带石膏浆至烟气换热器换热元件造成烟气换热器堵塞。在运行操作方面，利用脱硫装置停运机会，对除雾器进行检查和人工清洗、确保除雾器－冲洗喷嘴畅通，保持除雾器清洁。

3）加强入炉煤质管理 要消除烟气换热器堵塞，需要从源头抓起，加强入炉煤煤质检验和监控，防止灰分和硫分过高的燃煤上炉或杜绝连续上高灰分原煤，加强与燃料公司的沟通和协调。

4）加强电除尘器维护 在脱硫装置安装投运以前，电厂电除尘内部电场发生故障，一般安排在停机时进行处理。脱硫装置投运后，为降低粉尘对脱硫装置的影响，电除尘内部电场故障及时退备进行处理。电厂电除尘器为三电场结构，投运超过12年，电场部件磨损严重，虽然正常运行时除尘率基本保证在99.1%～99.2%，但对三电场电除尘器来说已达较高水平，如不改造电场以及对磨损部件进行更换，要进一步提高除尘效率、减少电场故障较为困难。

3 治理烟气换热器堵塞的措施

烟气换热器堵塞是一个综合性问题，原因是多方面的，有设备系统设计、入炉煤质、除雾器除雾效果、吸收塔浆液泡沫、换热器吹灰效果、换热元件板形等因素，这也是国内电厂采用紧凑型波纹板烟气换热器所遇到普遍问题。

电厂通过改变烟气换热器吹灰方式、加强除雾器冲洗、加强入炉煤质管理、加强电除尘器维护等一系列措施，但是改善效果并不明显，只是从原来烟气换热器维持20天左右停运脱硫装置，改善到平均每月停运脱硫装置一次的水平，很难适应环保部门对烟气排放指标的要求。

除了加强日常运行调整和维护措施外，还对换热元件及高压清洗系统实施技术改造，在不改变烟气换热器的运行方式下，从减少烟气换热器内部的烟气压差入手，减少增压风机的电流，用以降低电厂营运成本，提高脱硫装置投运率。

3.1 加强运行调整及检修维护

1）加强除雾器的冲洗力度 在满足水系统平衡前提下，保证除雾器得到足够的冲洗，避免因除雾器除雾效果不好导致净烟气携带石膏浆至烟气换热器换热元件造成烟气换热器堵塞。利用脱硫装置停运机会，对除雾器进行检查和人工清洗、确保除雾器冲洗喷嘴畅通，保持除雾器清洁。加强设备维护，确保除雾器冲洗水压力及冲洗调节门可靠。目前，对除雾器冲洗主要以液位值设定为主。建议根据液位值及除雾器的压差状况，先灵活调整除雾器的冲洗时间间隔，经过一段时间摸索积累经验以后，再优化冲洗控制方式。

2）加强入炉煤质管理 从源头抓起，加强入炉煤煤质检验和监控，防止灰分和硫分过高的燃煤上炉或杜绝连续上高灰分原煤，加强与燃料供应公司的沟通与协调。

3）加强吹灰器及高压水泵的日常维护 由于长期连续地投入高压清洗水泵，势必加剧高压水泵的部件磨损，影响其使用寿命。一旦高压水泵发生故障不能及时修复，必然会导致烟气换热器压差持续升高。建议备足高压水泵零部件，一旦故障及时修复。

4）加强电除尘器维护与检查 当电除尘的电场电压和电流偏低时，运行值班员应切手动加强振打，及时调整电压和电流；当振打后电压和电流无改善效果，或电场出现故障时，及时通知检修人员到场消缺。

5）加强吸收塔冒泡检测与调整 在吸收塔冒泡时通过适当降低吸收塔液位、加强出石膏及加强供浆质量监督等措施用以减少冒泡；必要时可加入消泡剂减少泡沫产生。

6）加强脱硫测点维护 定期对取样管道进行吹扫和冲洗，定期对仪表进行校验，定期检查烟气换热器原／净烟侧压差测量取样管的接头泄漏状况。

3.2 改造换热元件和高压清洗系统

1）改造换热元件 对烟气换热器换热元件波纹板改型，由原设计紧凑型波纹板（2.8DUe型，深440mm）改为防堵型的大通道直板波纹板，并增加换热元件高度。换热元件改造技术要求如表2所示。

表2 换热元件改造技术要求

2）改造高压清洗系统 一是增加1台高压水泵，水泵压力按25MPa、流量为280L／min设计，原高压水泵留作备用；二是在烟气换热器原烟侧的底部增加1支吹灰器，并在原钢架上增加新的支撑平台和支架；三是增加新的高压水和压缩空气管路，对原高压水管路进行升级并对原顶部吹灰器实施改造；四是将压缩空气、高压水泵与原顶部吹灰器共用，吹扫流程为两台吹灰器轮流吹扫。

3）投资费用 单台烟气换热器改造总费用约为720万元，其中：换热元件改造为480万元，施工费为40万元。高压水泵为50万元，吹灰器为80万元，管线、阀门和支撑平台为40万元，施工费为30万元。

4 综合改造效果分析

4.1 节能效果评估

通过对烟气脱硫装置综合治理，对烟气换热器换热元件及高压清洗系统进行技术改造，取得了明显效果。每台烟气换热器堵塞停机清洗由平均每月1次降到平均3个月1次，全年减少停机清洗8次，按每次清洗48h计算，每年可节约清洗时间384h。1～4号机组实施改造后，增压风机的电流值分别下降为9.2%、10.8%、9.1%和14.7%，年节电总量为445.0万kWh，节电效果显著，如表3所示。

表3 烟气换热器增压风机运行效果对比

4.2 经济效益评估

1）节省厂用电费用 按4台增压风机每年节约用电量为445.0万kWh，电费为0.50元／kWh计算，每年可节约厂用电费222.5万元。

2）节省烟气换热器冲洗费用 每台烟气换热器每年冲洗8次，按冲洗费用5.5万元／次计算，每年可节约冲洗费88万元。

3）节约设备维修费用 由于减少了烟气换热器阻力，大幅度减少了增压风机的喘振次数，使得喘振造成的部件损坏减少，可降低单台烟气换热器备件费30万元。

4）投资回收期 通过综合治理烟气换热器的堵塞问题，从经济效益来算，投资回收3.62年。

5 结语

通过分析脱硫烟气换热器堵塞的主要原因，制订了相应的运行维护制度，提出了烟气换热器改造措施。经过综合治理，不但减少了烟气换热器堵塞现象，还减少了因烟气换热器堵塞，引起增压风机喘振损坏风机部件的现象，有效降低了脱硫旁路挡板被迫打开的次数。既节约了检修成本，同时也提高了烟气脱硫率。在创造社会效益同时，确保了脱硫装置和机组的安全、经济和稳定运行。

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