湿法脱硫装置烟气换热器堵塞的原因及建议

摘要：从近年来湿法脱硫装置的运行实践来看，GGH(烟气换热器)的设置存在着很大的问题。GGH不仅增加了系统的投资和运行电耗，最大的问题是普遍堵塞严重，大大降低了系统的可靠性和可用率。通过GGH压差变化曲线图和GGH垢样分析以及工程实践,分析得出GGH堵塞的主要原因，并给出了设计和运行上的建议。

    关键词：GGH；堵塞；分析；设计；运行；建议

    中图分类号：X51文献标识码：B

    0·引言

    烟气换热器（GGH）用于加热经脱硫装置处理过的烟气，使其在进入烟囱前得到升温，改善尾部烟道及烟囱的腐蚀状况，使烟气抬升至一定高度，降低污染物落地浓度，降低系统耗水量，且明显减轻湿法脱硫后烟囱冒白烟的问题，因此目前已投运的湿法烟气脱硫装置大多数设置了回转式GGH。但从近年来湿法脱硫装置的运行实践来看，GGH的设置存在着很大的问题。GGH不仅增加了系统的投资和运行电耗，最大的问题是普遍堵塞严重，大大降低了系统的可靠性和可用率。随着烟气脱硫装置的投入运行，GGH运行状况成为脱硫装置长期、稳定运行的重要因素。

    1·火电厂脱硫装置GGH设备情况说明

    现在我国火电厂湿法脱硫装置GGH一般采用豪顿华公司或上海锅炉厂的产品，豪顿华GGH主要参数见表1[1]。

               

    2· GGH压差变化分析

    GGH发生堵塞后,GGH原烟气侧和净烟气侧压差就会发生变化。因此通过对原烟气侧和净烟气侧压差变化可知GGH的堵塞情况。珠海电厂2×700 MW机组烟气脱硫技术引进于德国斯坦米勒公司（现为费西亚巴高克环保公司FBE），GGH采用豪顿华厂家产品，GGH吹灰采用压缩空气，吹灰压力0.55 MPa，压缩空气吹灰频率为每24小时9~10次，高压水冲洗压力10 MPa。由于珠海电厂静电除尘运行情况不理想，导致脱硫系统入口粉尘浓度较高，最高时到达200 mg/m3。珠海电厂的GGH堵塞情况较严重,在火电厂里是较为典型的。图1是珠海电厂原烟气侧压差变化情况曲线图[2]。

               

    图1显示了珠海电厂GGH在2008年4月份初至2008年5月底GGH压差变化情况，当时脱硫装置已运行一段时间。从图1可以看出，从4月7日到4月13日短短的7天里，GGH压差就从650 Pa上升到900 Pa左右，然后在随后的21天之内，从900 Pa上升到1 100 Pa左右，电厂在对GGH清堵以后，再次投入运行，GGH压差在20天左右的时间再次从900 Pa上升到1 100 Pa。再次经过高压水冲洗后，GGH压差基本稳定在1 100 Pa左右。从5月16日至5月30日GGH压差基本稳定下来，但振幅却逐渐增加。振幅的增大是电厂运行人员把增压风机的开度进行了调节而产生的,可以看出GGH压差最低是900 Pa，最高已经达到1 200 Pa以上，这给脱硫系统运行带来了极大的危害,随时会危及到增压风机的运行安全。从图1可以看出，电厂有两次停止GGH运行进行高压水冲洗，但效果不佳。

    3· GGH垢样分析

    对GGH的垢样采样分析，表2、表4为GGH垢样的分析结果，表3为电厂锅炉烟尘的分析结果。从表中可以看出，垢样主要成分为：CaO、SiO2、AL2O3、Fe2O3、CaSO4，其中前4种成分即为硅酸盐的主要成分，这种硅酸盐经高温烧结后易水硬结块，这也是GGH积垢很难清理的原因。表3为电厂锅炉烟尘的分析结果，可以看到，SiO2、AL2O3、CaO和Fe2O3是其主要成分。可见GGH垢样中的SiO2、AL2O3、CaO和Fe2O3应主要来自于烟尘，CaSO4来自于吸收塔内的石膏浆液。

                 

    4 ·GGH堵塞原因分析

    通过压差曲线图及GGH垢样分析GGH堵塞的原因主要有：

    1）净烟气携带浆液的沉积结垢引起堵塞：锅炉烟气经过吸收塔后，烟温降低、水分饱和，虽经两级除雾器除下大部分液滴，出口液滴含量在75 mg/m3以下或更低，但因烟气总量大、GGH连续运行的时间长，携带的石膏浆液的总量很大。这些浆液通过GGH时会粘附在换热元件上，烟气的冷热交替通过，使得部分水分蒸发，留下溶质或固形物并逐渐加厚形成恶性循环，最终堵塞换热元件通道，这也是导致GGH堵塞得最根本原因

    2）烟尘引起的GGH堵塞：因吸收塔出口烟气处于饱和状态，并携带一定量的水分，GGH加热元件表面比较潮湿，在GGH原烟气侧特别是冷端，烟尘会粘附在加热元件的表面。另外，烟尘具有水硬性，烟气中的SO3以及塔内浆液等与烟尘相互反应形成类似水泥的硅酸盐，随着运行时间的累积硬化，即使高压水也难以清除，这同样引起堵塞问题，在烟尘量大时堵塞更快。

    3）GGH吹扫或冲洗不正常或故障。运行时GGH不吹扫自然会结垢，有的FGD系统未能按运行规程进行GGH的定期吹扫，或吹扫的周期长、每次吹扫的时间较短，不能及时去除积灰/垢而形成累积；吹扫气/汽源参数不满足设计要求，不能达到吹扫效果；当GGH压差高时未采用高压水在线冲洗、或没有冲洗干净，粘积物板结成硬垢，造成结垢越来越严重等等。

    5·控制GGH堵塞的方法

    根据GGH堵塞的原因，从设计和运行上控制GGH堵塞的措施主要有以下几方面：

    1）选择合理的吹灰介质：近年来的实践表明，蒸汽吹灰的效果要优于压缩空气吹灰。因此应尽可能采用蒸汽进行吹灰。广东珠海金湾电厂以及茂名热电厂均采用蒸汽吹灰形式，一年内都未发生GGH堵塞问题。

    2）选择合适的吹灰压力和保证足够的吹灰频率：目前我国GGH的吹灰压力一般设计为0.7 MPa，但从现场的试验情况看，当采用该压力进行吹灰时，吹灰介质速度的衰减较快。应提高GGH的吹灰压力，最好能达到1 MPa左右。另外应尽量增加吹灰频率（如每班2～3次），以减少浆液在受热面的积聚。

    3）受热面的热端、冷端均应设计吹灰器：目前很多GGH只在冷端设计了吹灰器。而近年来的实践表明，2个吹灰器的吹灰效果明显优于1个吹灰器。

    4）选择合适的高压水冲洗频率和方式。当GGH的压差ΔP高达正常值的1.5倍时，用10～15 MPa的高压冲洗水在线冲洗。但从近年来的实践看，到1.5倍时再冲洗显然太迟了。可根据实际情况适当提前冲洗，如1.2～1.3倍时就进行冲洗。

    5）保证电除尘器的正常运行。保证进入FGD系统的烟尘符合设计要求，对于系统的安全、稳定运行是十分重要的。当烟尘含量大于150 mg/m3并持续时间较长时，应暂时减小增压风机动叶开度，或完全停止脱硫系统运行。

    6）加强对FGD系统运行参数的控制。运行过程中应严格将浆液密度、pH值控制在正常范围内，防止吸收塔将液出现泡沫，同时最上层除雾器上部冲洗水应尽量少投入。

    6·结论

    随着我国对环保工作要求的明显提高，对火电厂烟气脱硫装置的运行要求也有了明显的提高，GGH堵塞问题也越来越受到重视。GGH堵塞问题并不难解决，只要采取各种合理手段，就能减轻GGH堵塞的程度，提高系统运行的可靠性和经济性。