摘要：本文介绍了某热电厂300mw机组脱硫装置投入运行以来烟气换热器（ggh）的堵塞情况，对ggh堵塞的原因进行了分析，并采取了措施减缓其堵塞。
abstract： this paper introduces the stoppage situation of the gas-gas heater （ggh） since the desulfurization device of the 300mw unit in operation in a thermoelectric power plant， analyzes the stoppage causes of ggh， and takes countermeasures to slow down the jam.
关键词：脱硫；烟气换热器；堵塞；对策
key words： desulfurization；gas-gas heater；stoppage；countermeasure
中图分类号：x701.3 文献标识码：a 文章编号：1006-4311（2015）12-0060-02
0 引言
某热电厂脱硫ggh生产厂家为上海锅炉厂有限公司空气预热器公司。主要参数：设计换热器烟气阻力950pa，总泄漏量（原烟气向净烟气侧泄露）低于0.5%，加热板材质为低碳钢镀搪瓷，热容量15458kw，加热表面积13645m2，搪瓷钢板高度800mm。清洗方式为：高压水（15.0mpa）冲洗、压缩空气（0.6mpa）吹扫两种方式。通过5年的运行发现ggh的堵塞情况比较严重，机组较大负荷时ggh压差可达到3800pa左右，增压风机频繁喘振。多次停运进行化学药物浸泡酸洗和高压水冲洗，压差的降低效果不尽人意。
1 脱硫ggh设备及运行情况
1号、2号机组（2×300mw）脱硫装置采用一炉一塔方案，即锅炉排出的原烟气经1号、2号增压风机升压后，分别通过1号、2号烟气换热器（简称ggh）进行热交换，再进入#1、2吸收塔进行脱硫。脱硫后的净烟气又经1号、2号ggh加热至80℃以上，通过烟囱排至大气。采用德国比晓夫公司的石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺。2006年投入商业运行。
脱硫装置投运以来，因运行人员工作经验不足，吸收塔运行参数保持不好，对ggh吹扫和清洗重要性认识不足，再加上因阀门内漏和喷嘴脱落引起高压水冲洗投入不足等，最终导致ggh的堵塞情况比较严重。机组较大负荷时（85%满负荷）ggh压差可达到3800pa左右，增压风机频繁喘振，严重影响脱硫系统安全运行。多次停运进行化学药物浸泡酸洗和高压水冲洗，冲洗后ggh压差可降至2500pa左右，但持续时间较短，2～3个月后ggh压差又恢复至冲洗前数值。以2号脱硫装置为例，特别是2011年10月按照要求脱硫旁挡封堵后，停运冲洗3个月后压差达到3900pa以上，冲洗后3个月相同运行工况下，增压风机动叶开度增加9%、增压风机电流增加30a、风机出口压力增加1050pa、风机垂直振动升高2.5mm/s、原烟气侧压差增加550pa、净烟气侧压差增加700pa，影响机组带负荷15mw，增加脱硫系统运行电耗5%左右。
2 脱硫ggh堵塞原因分析
根据2012年1月对ggh换热板垢样的送检分析结果看，垢样的主要成分为：cao、sio2、al3o2、fe2o3、caso4、caco3，其中前4种即为水泥的主要成份，这也是ggh结垢坚硬很难清理的原因。垢样中的cao、sio2、al3o2、fe2o3应主要来自烟气中的粉尘，caso4和caco3来自吸收塔内的石膏浆液。
2.1 烟尘引起 净烟气温度低、湿度大，所以吸收塔出口烟气携带一定量的水份。换热元件在净烟气侧附带水份后，ggh换热元件表面较为潮湿，ggh原烟气侧是含高浓度灰尘的烟气，除尘不彻底，残留的尘粒极易附着于换热元件表面，在高温原烟气的作用下，换热面粘附物水分蒸发、结晶、板结，形成垢块。
2.2 净烟气携带浆液的沉积结垢引起 经过吸收塔的烟气与浆液充分接触，烟温降低，水份饱和，大雾滴已被两级除雾器烘干，出口出雾滴含量基本不超过75mg/m3。但是烟气总量非常大，长时间持续运行的ggh会携带过量石膏浆液，这些浆液会粘附在换热元件上。随着冷热交替，烟气所含的水份大量蒸发，析出溶质、固形物，随着时间的延长，固形物或溶质层厚度越来越大，造成换热元件通道被堵塞。
2.3 ggh本身设计不合理引起 现场检查发现2号ggh吹灰器的部分喷嘴堵塞或脱落，严重影响冲洗效果； ggh使用紧凑型波纹板，不利于吹扫；ggh换热板纵深过长，富集在中间部位的积垢不易清除；ggh前后直烟道长度不够，也无法通过导流板使流场均匀，最终造成ggh局部先产生浆液粘结堵塞通道，形成恶性循环。
2.4 ggh吹扫/清洗不正常或ggh运行中对结垢初期处理不当 不按规定吹扫ggh，就会导致其内部结垢。实际工作中所用的2台ggh系统中的灰垢如果不按时彻底吹扫，或者隔很长的一段时间才清理，就会导致灰垢累积，最终增大了吹扫难度。还有一种情况是，吹扫气源不能满足设计要求；ggh在运行初期压差高的状况下，运行人员没能及时进行高压冲洗水清洗，或者因冲洗水压力大不大高压标准致使粘结物板结成硬垢，严重影响换热板表面光洁度，使得后续的浆液粘结越来越多，造成结垢越来越严重。
2.5 吸收塔ph值保持较高 据统计分析，两套脱硫装置有相当长时间因人员操作和设备原因ph值保持较高（5.8左右），吸收塔浆液中caco3含量也越高，烟气携带的caco3浆液颗粒也越多，它们与原/净烟气中的so2发生反应后生成结晶石膏，ggh换热元件一旦粘上石膏，就会出现堵塞的问题。
2.6 运行时吸收塔内液位高，浆液从吸收塔原烟气入口倒流入ggh 吸收塔在运行时由于氧化空气的鼓入，液位有一定的上升，另外吸收塔运行时在液面上常会产生大量泡沫，泡沫中携带着石灰石和石膏混合物颗粒。现场实际观察，每次停运检修时进入吸收塔烟气入口处，发现存在大量石膏与粉尘混合物堆积，这也充分证明吸收塔浆液表面泡沫层的存在，有时吸收塔内浆液表面泡沫层有近3m高，运行人员无法通过液位测量发现液面上虚假的部分，最终导致泡沫通过吸收塔原烟气入口倒流回ggh。从ggh通过的原烟气温度较高，泡沫中的水份被高温烟气蒸发，泡沫中携带的石灰石与石膏混合物颗粒粘附在换热片表面。在此阶段，泡沫吸附了原烟气中的灰尘，带泡沫的水份蒸发后，灰尘就附着在换热片上，在一定程度上增加了灰垢厚度，加剧了通道堵塞。
3 采取控制ggh堵塞的措施
3.1 严格控制电除尘出口粉尘浓度 近年来，电煤供应十分紧张，为了缓解供需矛盾，大多数电厂都参烧混合煤。为此，必须对混合煤种的配比进行严格把控，以免烟气所含的so2和灰尘量超标，同时防止灰垢附着在ggh换热元件表面，堵塞排气通道。电除尘维护到位，确保各电场都能正常高效工作，电除尘器效率高，除雾器和ggh的压差明显稳定。因此，电除尘能达到预期的除尘效率是解决除雾器和ggh堵塞的最主要方法。
3.2 ggh运行中按时保质进行吹扫或冲洗 目前ggh清洁实行每6小时至少进行一次压缩空气s吹扫，吹灰压力不低于0.6mpa，每周进行一次高压水冲洗，高压水冲洗压力不低于13.5mpa。若机组满负荷时ggh压差已大于1000pa，每周进行两次连续高压水冲洗。经过近半年的实践表明，此方法可较好维持ggh压差在合理范围内，基本保持稳定。
3.3 降低吸收塔运行液位 脱硫吸收塔设计液位为11.5±0.5m，为了尽量减少浆液进入ggh引起堵塞，同时考虑到浆液循环泵的运行参数，我们将吸收塔正常运行液位改为控制在10.5±0.5m，运行过程中注意总结吸收塔真实液位以上“虚假液位”规律，防止泡沫从吸收塔烟气入口进入ggh。在此环节中要注意液位保持较低时，一要关注浆液循环泵入口的气化现象；二要关注吸收塔氧化风量和浆液的脱水效果。控制脱硫系统的水平衡，降低浆液中的cl-含量。
3.4 合理控制吸收塔浆液密度和ph值 经过长期实践得知，吸收塔浆液浓度控制在1090～1130kg/m3较好；ph值控制在设计范围5.2～5.6之内，短时间内（不超过4小时）最大不超过5.8，吸收塔出口不超标且脱硫效率满足工况时尽可能降低ph值（不低于5.0）。
3.5 保持除雾器清洁确保除雾效果 除雾器压差维持在120pa以下，密切关注吸收塔除雾器压差数值变化趋势，按规定程序用工艺水对除雾器进行冲洗，大负荷下每2小时冲洗一次，小负荷下每3小时冲洗一次，以防止除雾器结垢影响除雾效果。每次停运认真查看除雾器表面清洁度和检查喷嘴，及时清理除雾器叶片表面积垢，检修结束前作冲洗实验进行效果确认。
3.6 ggh改造 合理设计ggh换热元件的波形，调整烟气通流面积。在净烟气出口温度超过80℃（80℃为设计值）的条件下，通过改变换热元件高度实现，将ggh换热元件紧凑型（hs8e型）的波纹板设计成大通道直通波纹板（hctm型），扩大烟气流通截面，应用平滑波型保证ggh运行流畅，大大提高了脱硫系统的安全性、经济性。热电厂已于2013年完成2套脱硫ggh换热原件（原hs8e紧凑型）现已改型为豪顿华国产化的平滑型（hctm型）换热元件，一年内ggh差压增加正常（保持合理范围内，新更换一年内压差不超过1000pa），无堵塞现象。
3.7 其他措施 在脱硫系统启动时，建议尽量缩短启动浆液循环泵与增压风机的时间间隔，防止吸收塔浆液飘入ggh，在每次启动脱硫系统后，尽快使用高压水冲洗ggh一次，防止飘落在换热元件上的浆液干固，粘附在换热元件上。
在低负荷时采用减少一台浆液循环泵运行方式，不仅可以减少净烟气的含带浆液量，同时也可以减少厂用电率，提高经济性。
在ggh出口原烟道靠近吸收塔的侧壁下边缘处加装导流槽，以防浆液顺原烟气烟道流入ggh，可以把顺侧壁流下的浆液导流到两侧顺外壳的密封片处流下。
4 结束语
通过以上措施的实施和一年来的运行实践，机组较大负荷时（85%满负荷）ggh压差保持在800pa左右，基本符合运行方式对ggh压差的要求。国内外脱硫装置ggh换热元件堵塞的情况非常普遍，已成为影响脱硫装置投运率和脱硫效率的主要原因。通过上述分析可以得知影响ggh堵塞的原因很多，只能想办法采取各种手段，尽量减缓ggh堵塞的程度。ggh的堵塞情况一定会有所减缓和改善，解决此问题意义重大，希望和大家共同探讨。
参考文献：
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