新型烟气换热器在燃煤电厂脱硫系统中的应用

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1、第32卷第9期华电技术Vo1．32No．92010年9月HuadianTechnologySep．2010新型烟气换热器在燃煤电厂脱硫系统中的应用翟松森。，孙淮林(1．国电集团华北分公司，北京100055；2．深圳中节能环保有限公司，广东深圳518033)摘要：在燃煤电厂脱硫系统中，烟气换热器(GGH)故障频繁，设备腐蚀、积灰结垢堵塞、电／汽／水耗量大是影响系统投运率的主要因素。近年来，新建电厂取消了GGH，用湿烟囱取而代之，又带来了近地污染、烟囱防腐材料脱落、脱硫水耗大等新问题。为了更好地发挥GGH的功能，提出了新型相变换热器改造方案，为脱硫系统高效、低耗、安全运行提供了解

2、决方案。关键词：烟气换热器；相变换热器；液相强制循环换热器；高压静电除雾器中图分类号：X701．3文献标志码：B文章编号：1674—1951(2010)09—0007—03不同程度的积灰堵塞。这种堵塞经及时的蒸汽吹扫1GGH存在的问题和水冲洗后，大部分被脱除掉，但仍有少部分滞留在烟气换热器GGH(GasGasHeater)的结构与回GCH换热面上。转式空气预热器相似，只是蓄热板板型、材质、体积(3)GGH设备漏风严重。传统的GGH为回转稍有不同。分析运行结果发现，GGH故障致使脱硫式换热器，漏风比较严重，一般运行漏风率为8％～系统难以长周期运行的原因是其工作温度低于排烟15％

3、。其轴向漏风只影响烟气的热交换，而径向漏露点温度，加之除雾器安装不合理导致烟气多次折风则影响烟气的脱硫效率和除尘效率(脱硫塔内的转，石膏浆液从除雾器溅出，形成了腐蚀和结垢堵再除尘效率为70％～85％)。如GGH的径向漏风塞。具体原因分析如下：是3％，则有3％的烟气没有被脱硫就进入了净烟气(1)GGH积灰结垢主要原因是工作温度低于酸烟道，直接影响了近3％的脱硫率¨J。露点温度。由于燃烧时煤中1．0％～1．5％的硫氧2GGH故障产生的后果化成SO，当GGH中含有脱硫剂的烟气温度低于SO露点温度时就会结露为CaSO与CaCO的混合(1)GGH阻力上升。脱硫塔的阻力因其直径、物，形成

4、很难清除的固体物质。酸露点数据见表1。塔高和液气比的不同而不同，一般为1．4～1．7kPa。尽管设计使用蒸汽吹扫和30MPa的水冲洗，仍旧很GGH系双侧布置，其单侧阻力为400～600Pa，原烟难彻底清除。结垢达到一定厚度时，须请专业公司气与净烟气的总阻力为800～1200Pa，GGH所占系用100MPa的高压水冲洗才能清洗干净，每次冲洗统阻力为40％～50％。因此，增压风机的额定功率费用为2万至5万元。选型都比较大，一般300MW机组的增压风机额定表1酸露点数据功率为3000～4500kW，是电厂除给水泵以外最大的动力用户。脱硫系统的电耗占所发电量的0．8％～1．5％，占厂

5、用电的15％～20％。由于堵灰和结垢，GGH的单侧阻力常常上升到800～1000Pa，致使脱硫系统阻力增加1倍，也使系统电耗更高。同时，由于增压风机在超满负荷后无法满足锅炉调增负荷的需要，运行中需要打开旁路挡板，从而(2)GGH积灰结垢的次要原因是除雾器运行效产生了SO，排放问题。率降低。在脱硫除雾器的设计、安装和运行中，水冲(2)耗汽、耗水量大。运行中为了防止堵灰，洗角度设计交叉不足、除雾器翅片安装角度不准确、GGH设置有定期的蒸汽吹灰和不定期的高压水冲冲洗水压低、冲洗不及时等，造成了除雾器烟气流速洗。蒸汽吹灰用1．2～1．4MPa、270—290oC的高品非常不均匀，石膏

6、浆液从除雾器溅出，导致GGH有质蒸汽。河北一家电厂每天GGH的用汽量为20t／h。由于堵灰结垢，蒸汽的吹扫周期会明显缩短，1收稿日期：2010—05—17班1次变为1班2次，在高汽耗的基础上又增加了·8·华电技术第32卷1倍以上的蒸汽用量。(4)相变或液相强制循环的GGH换热效率高(3)蓄热元件经常损坏。因为堵灰而造成蓄热于回转式的GGH，可使原烟气的热量得到更加有效元件严重腐蚀，使蓄热元件大大缩短了使用周期。的应用，进入脱硫塔的原烟气温度会有所降低，有利山西一家热电厂14锅炉自2005年12月25日投于提高脱硫效率。运以来，搪瓷蓄热元件严重腐蚀磨损，已经更换3．3相变或强制

7、循环换热GGH方案的应用多次。图1为相变或强制循环换热器的结构示意图(在图1中，夏季环境温度平均30℃，冬季环境温度3GGH故障的解决方案平均5oC)，这是一个密闭压力容器，它把容器上部3．1取消GGH方案及其优、缺点的饱和蒸汽和下部的饱和水单独储藏在上、下2个目前，绝大部分新建电厂为了取消GGH而将烟部分并连通。同时，用排放的烟气作热源，维持容器囱设计为湿烟囱。这个方案的优点是克服了GGH内的温度，用流动的空气冷却饱和蒸汽。当冷却速存在的所有缺点，但取消GGH后会产生以下3个方率和吸热速率平衡时，饱和