增压风机吸风机为串联运行管式换热器

　　针对烟气回转再生式气汽换热器(GGH)压差高造成风烟系统阻力大幅升高，继而影响机组正常运行的情况，从脱硫GGH运行状况分析，探讨了GGH堵塞的原因，得出解决GGH压差高的方法。

　　我国火电机组脱硫系统部分火电设有烟气回转再生式气汽换热器(GGH)，GGH压差高会造成风烟系统阻力大幅升高，管式换热器风机电耗高，严重时会出现风机喘振、机组带负荷受限，甚至会造成机组被迫停运。脱硫系统大旁路封堵后，GGH一旦压差高甚至堵塞，必须停炉冲洗。所以，防止GGH压差高、堵塞是急待解决的问题。笔者以华电国际邹县电5号机组脱硫系统为例进行分析和探讨。

　　该电5号锅炉脱硫GGH投运以来因压差高带来的异常情况较多，威胁机组的安全、经济环保运行。

　　以2013年为例，5号锅炉脱硫GGH因积灰造成电机过电流跳闸一次，造成增压风机及吸风机喘振一次；机组带负荷受限及降负荷冲洗，共影响发电量846.5x104kWh；脱硫大旁路共开启12次，其中因GGH积灰堵塞原因开启大旁路6次，占总次数的50%。所以脱硫GGH压差高、堵塞是影响脱硫系统可靠运行的重要因素，必须寻找解决办法。

　　脱硫GGH压差高的主要原因是烟气携带浆液量大，附着在GGH蓄热元件上的浆液粘灰，若吹灰方式不合适，会造成GGH堵塞。随着长时间运行，堵塞情况会越来越严重。

　　脱硫进口烟尘含量就是烟尘进入脱硫系统的数量。大量的烟尘进入脱硫系统会造成除雾器和GGH的堵塞。

　　电除尘出口烟尘设计质量浓度小于150mg/m3，目前电除尘出口实际烟尘质量浓度在140mg/m3左右。《山东省火电大气污染物排放标准》规定，自2013年9月1日起，烟尘排放质量浓度要低于30mg/m3。虽然该锅炉电除尘出口烟尘含量低于设计标准，但是仍然偏高，远远没有达到政府要求的排放标准，有待进一步降低烟尘排放量，减轻GGH粘灰程度。

　　吸收塔长期处于高液位运行时，板式冷却器浆液表面会产生大量的泡沫，而液位测量仪无法反映出液面上虚假的部分，造成泡沫从吸收塔原烟气入口倒流回GGH(或烟气携带浆液量大)，导致GGH堵塞。高温原烟气穿越GGH时，原烟气中的粉尘吸附在泡沫上，随着泡沫水分被蒸发进而粘附在换热元件表面；此外，泡沫中携带的石灰石和石膏颗粒粘附在换热元件表面结成硬壳。

　　脱硫系统投产初期，吸收塔液位在10.5m左右，目前控制范围为9.1-9.5m。由于脱硫入口SO2质量浓度一般在2000-2900mg/m3，长期高于设计值(校核煤种为1916mg/m3)，高负荷期间经常运行3台浆液循环泵，造成浆液携带量大，GGH容易堵塞、压差高。

　　①除雾器出现冲洗水压力低、冲洗阀不严等缺陷时，容易造成除雾器折角处积液结垢、堵塞。烟气偏流携带石膏浆液进入GGH净烟气侧，换热元件加热蒸发掉水分后粘附在换热元件表面，时间长了就结成硬垢。

　　②除雾器喷淋层的喷嘴损坏或积液结垢、堵塞等，除雾器表面清洁效果差，烟气携带石膏浆液经过除雾器时，管式换热器有部分石膏浆液堆积在除雾器折角处结垢、堵塞;还有部分偏流的烟气携带石膏浆液进入GGH净烟气侧，在换热元件加热蒸发掉水分后粘附在换热元件表面，时间长了就结成硬垢。

　　2013年8月开启脱硫大旁路、退出脱硫系统，检查发现吸收塔上层一喷淋支管(对应SA浆液循环泵)上部破损一孔洞，尺寸约200mmx100mm。板式冷却器脱硫系统运行过程中脱硫浆液向上喷出，同时该喷淋支管对应下层除雾器损坏4块、上层除雾器1块局部损坏，上层北侧4排除雾器表面局部积存浆液，烟气携带的石膏浆液量增加，这些浆液通过GGH时会粘附在蓄热元件上，加剧了蓄热元件通道的堵塞。

　　GGH吹灰压力低、吹灰次数少时，会造成吹灰效果差，GGH积灰结垢会越来越严重。

　　目前该5号锅炉脱硫GGH设有压缩空气吹扫和高压冲洗水，无蒸汽吹灰器和高声强吹灰器，GGH吹灰效果就相对差一些。

　　（5）脱硫系统若长期不能正常出废水，造成Cl-含量超标，会严重威胁到脱硫系统的稳定运行。

　　钙离子、氯离子和硫酸根离子不利于石灰石的溶解。氯离子通过烟气和回流水进入吸收塔系统，钙离子由吸收塔带入系统，而硫酸根离子则由亚硫酸氧化而来，浆液中氯离子含量由废水排放量加以控制。应加强废水排放控制塔内泡沫的量，减少浆液携带进入GGH的可能。

　　2013年，入炉煤热值接近设计煤种，不存在煤质差造成烟气体积流量大的问题。5号机组满负荷运行时烟气流量在160x104m3/h左右，远低于设计值289x104m3/h。

　　如GGH换热元件偏高、过于紧凑，pH值超范围、高压冲洗水压力低等问题，都会引起GGH堵塞。

　　2013年5月20日进行了增压风机入口负压调整试验，将增压风机入口负压由-466Pa降至-200Pa后，烟气流量无变化。增压风机、吸风机为串联运行，板式冷却器在机组负荷不变的情况下，增加任一台风机的出力、降低另一台风机的出力，都不会影响烟气流量。因烟道截面积为一定值，烟气流速也不会改变，不会增加浆液携带量。所以，GGH压差高与增压风机入口负压设定应该没有太大的关系。

　　鉴于该600MW机组电除尘后烟尘质量浓度较高(140mg/m3左右)，脱硫系统大约吸收烟尘110mg/m3，提高电除尘效率、降低烟尘含量是解决GGH压差高的关键。

　　高声强吹灰器通过共振作用，能够有效去除GGH蓄热元件表面的浮灰。蒸汽吹灰器能够较好地吹走GGH蓄热元件上的粘附物。5号机组计划利用封堵脱硫大旁路的机会，增加高声强吹灰器和蒸汽吹灰器，改善GGH的吹灰效果，管式换热器降低发生堵塞的机率。

　　机组运行期间，应做好GGH吹灰器、除雾器喷淋、高压冲洗水系统等设备的检修维护工作，降低故障率，提高附属设备可靠性，保证GGH的冲洗、吹灰效果。

　　机组停运后，要制定周密的检修计划，对吸收塔内部除雾器、GGH等设备进行彻底排查，不留检修死角，消除设备缺陷，确保机组启动能够长期连续运行。

　　（4）严密监视GGH、除雾器压差变化趋势，根据情况适当增加吹灰频次和冲洗时间。

　　GGH高压水冲洗时要开启烟道放水门，放掉存水；GGH高压水冲洗后要投入压缩空气吹扫，吹干蓄热元件上的存水，减少粘灰，保证冲洗效果。

　　（5）改善吸收塔除雾器的除尘效果，在吸收塔出口增加一级除雾器(如静电除雾器)，减少浆液携带。

　　（6）提高吸收塔喷淋效果，控制燃煤硫分，使烟气中的SO2与浆液充分反应，减少启动第3台浆液循环泵的次数。

　　目前，浆液循环泵运行台数与煤质有很大关系，锅炉燃煤硫分越低、脱硫系统入口SO2含量越低，就可以减少浆液循环泵运行台数。因此，严格执行掺配掺烧方案、保证脱硫系统低硫运行，对延缓GGH压差升高也有很大帮助。

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