燃煤发电厂一级换热器泄漏原因分析及对策

燃煤发电厂一级换热器泄漏原因分析及对策

余子炎

( 广东红海湾发电有限公司，广东 汕尾 ，516623 ）

【摘 要】：自从管式换热器广泛应用于火电厂以来，该技术成功解决了回转式GGH烟气泄漏的问题。但由于对该设备的认知并不充分，近年来，降温段换热管泄漏问题一直困扰着大家。本文从设计、运行及维护等方面进行了一些分析，特别是提出了机组启、停过程的凝露及堵塞原理及解决办法，相信能对广大电力工作者在解决降温段换热管泄漏、堵灰等问题提供了一些帮助。

【关键词】：MGGH系统；降温段；腐蚀；凝露；堵塞；泄漏

0 引言

某电厂（下称该厂）共有4台600MW等级燃煤机组，为响应国家要求，于2016-2017年进行了超低排放改造，增加了MGGH系统，同时取消原回转式GGH。在静电除尘器入口增加一级烟气换热器（简称降温段），烟囱入口增加二级烟气换热器（简称升温段）。锅炉尾部烟气经过降温段后温度从127℃降至90℃，脱硫吸收塔出口烟气经过升温段后温度从约50℃升至80℃。

但是，在后续运行中发现，降温段压差逐步升高，从投产初期的450Pa升高至最高1500Pa，并有继续上升的趋势。经停机检查发现，降温段模块外表面堵灰比较严重，且较坚硬，难以清理。近两年来，部分换热管出现泄漏，不得以将部分模块退出运行。

1 系统原理

 该厂MGGH烟气换热器系统采用闭式循环系统，由热媒水泵驱动，包括原烟气降温段、净烟气升温段、辅助加热系统、吹灰器系统、热媒水系统等组成。

原烟气降温段采用热媒水吸收烟气余热，同时采用热媒体循环泵将热媒水所吸收的热量输送到脱硫后烟道中，通过在湿法脱硫后与烟囱之间布置的一套升温段，对脱硫后的净烟气进行升温处理，使得烟温由５０℃提升到８0℃以上。

烟气换热器系统先于脱硫系统启动，初次启动时，由上水泵将除盐水(调质处理)送达换热器顶部的热媒水膨胀罐，然后由大气压力及重力势能将水从热媒水膨胀罐引入烟气换热器系统。

除盐水进入降温段进行热交换，吸收热量，降低原烟气温度。加热后的除盐水，进入升温段释放热量，提高进入烟囱的出口烟气温度。降温后的除盐水在热媒体泵的驱动下周而复始，不断循环。

在低负荷下烟温较低及冬季工况等特殊情况时，降温段进口烟气温度降低，除盐水在降温段吸收的热量不能满足升温段所需的热量时，可启用热媒体辅助蒸汽加热器，通过蒸汽调节阀控制进入热媒体辅助蒸汽加热器的蒸汽流量，以确保有足够的换热量，使得烟囱排烟温度达80℃以上。

2 运行及检修过程出现的问题分析

2.1运行过程出现模块阻力上升的问题

   该厂1、2号机组及3、4号机组分别2016年底和2017年底完成改造并投入系统运行，在前3年，降温段压差仍然比较稳定，仅略有上升。每年的停机检查也未发现有换热管泄漏的情况，仅发现降温段冷端积灰相对较多，但未出现有明显的腐蚀。

停机检修采取的维护策略是利用压缩空气对模块间的积灰进行清扫，但由于模块换热管道及鳍片比较密集，未能将积灰清扫干净。在机组重新启动后，经过清扫的降温段压差基本能符合设计小于500Pa的要求。

随着时间的推移，从第四年开始，降温段压差继续升高，最高升至600+Pa，而后，模块陆续出现泄漏。由于查漏方法问题，只能采取整个小模块隔离退出。

停机检查发现，降温段模块出现泄漏，但仍然由于模块管道及鳍片比较密集，加之泄漏点周边有较多灰块板结，难以清理，大部分情况无法准确查出具体泄漏点。对于查不出泄漏点的模块仍然保持小模块隔离退出运行。

    至2023年下半年，该厂降温段泄漏最严重的3号机组模块隔离退出运行达30%。为保证升温段出口烟温达到80℃，系统不得不连续投入辅助蒸汽加热器运行，维持烟囱排烟温度达80℃以上。

2.2检修过程发现的问题

历次检修过程发现，从2016年底和2017年底完成改造并投入系统运行开始，降温段模块表面积灰从整体比较疏松，至2020年左右，降温段模块冷端开始出现有轻微结块的灰粘附于换热管表面，且表现出结块灰难以清理。结块的灰从颜色上呈淡黄色，初步判断灰中可能含有硫酸氢铵（NH4HSO4）。

调取脱硝出口氨逃逸表数据发现，脱硝出口氨含量已有出现超标情况。究其原因，在超低排放改造时，脱硝系统刚加装了一层催化剂，此时，脱硝运行情况良好。但随着时间推移，催化剂活性慢慢降低，催化剂局部积灰堵塞，为保持脱硝效率，特别是在机组负荷高、脱硝入口氮氧化物高的情况下，硝系统喷氨量逐步增加，造成氨逃逸的发生。

硫酸氢铵（NH4HSO4）易溶于水，熔点147℃，溶于水时呈较强的酸性，对金属材料有腐蚀作用。当脱硝系统中的逸出物NH3、烟气中的SO2反应生成硫酸氢铵（NH4HSO4），在降温段，烟气温度一般低于硫酸氢铵的熔点147℃，特别是降温段冷端，此时，液态硫酸氢铵包裹着飞灰，含有硫酸氢铵的飞灰粘性大，在流经降温段模块时便粘附于换热管表面。

2.3机组停运过程换热管粘附灰的分析

    在机组停运过程，锅炉尾部烟气温度慢慢下降，这个时候，如果脱硝喷氨量控制不好更容易发生氨逃逸情况，在烟气温度较低时，逃逸的氨与烟气中的SO2反应生成硫酸氢铵（NH4HSO4）几乎全部粘附于换热面上。

另外，机组停运过程，热媒水系统仍处于运行状态，因为锅炉尾部烟气温度下降，降温段吸收的热量远远不足够用于维持热媒水系统温度，造成降温段换热管表面温度急剧降低且明显低于此时烟气露点。因降温段换热管表面温度低于烟气露点，管表面结露，流经的飞灰便粘附于换热管表面，此情况粘附的灰是无法通过吹灰或自然脱落的。表1是该厂某机组停机过程降温段入口烟温及热媒水温度实测温度数据。

表1  停机过程降温段入口烟温及热媒水温度实测温度

2.3降温段模块板结灰量分布分析

2023年该厂某台机组大修，对其中一个烟道模块进行彻底检查，发现该烟道模块共有3个泄漏点，均处于冷端1-4排处。热端积灰不明显且较疏松，冷端模块堵塞程度沿烟气流向逐步加重，漏点周边基本堵死。切割部分堵塞严重的模块进行清理，用螺丝刀凿、水冲洗或敲击，无法将积灰清除，后来采用40MPa高压水冲洗才能把灰清理干净。

2.4降温段模积灰化学分析

对降温段模积灰进行观察，板结的灰中红褐色物质呈不规则分部，初步判断为铁腐蚀产物。沿烟气方向，所板结的灰硬度加大，但泄漏点周边灰硬度大，颜色基本呈淡黄色且偏白，初步判断，板结物含有硫酸氢铵。为进一步分析板结物含硫酸氢铵量，取样进行化学分析。结果见表2.

表2  结垢物化学分析结果

3 防止降温段换热模块堵塞的对策

3.1重视脱硝入口、降温段入口流场模拟设计

     在工程设计，一定要重视脱硝入口、降温段入口流场模拟设计，沿烟道横截面的烟温偏差，烟气换热器系统的设计必须进行CFD数值模拟，加装导流板（耐磨材料）和烟气均布装置，保证气流均布系数不超过0.2，以此来优化烟气参数的分布、最大化降低烟气阻力和避免积灰，同时保证整个烟道内烟气流动的均匀性。导流板、烟气均布装置及内部排水装置采用防磨性能好的金属材料制作。

3.2防止机组启、停过程换热管凝露

在机组启、停过程，因为降温段入口烟气温度偏低，降温段吸收的热量不足够用于维持水系统温度，使换热管与烟气间存在明显的温差，所以，低温的换热管表面就凝露粘灰。建议机组启动时，在降温段入口烟气温度低于设计值下限117℃时，热媒水不通过升温段运行。在降温段入口烟气温度低于100℃时，退出热媒水系统运行，保持降温段换热管与烟气同步降温，不产生温差，防止换热管表面就凝露。

3.3加强脱硝系统运行、维护管理

机组运行阶段，应择机对脱硝入口流场进行测试分析，评估脱硝入口流场情况，如果偏离严重应进行整改。对喷氨格栅的设计进行核算，保证喷氨均匀。

脱硝入口流场不均匀是造成氨逃逸指标超标的重要因素，流场不均匀造成部分区域烟气量大，烟气流速过快；局部区域烟气量小，烟气流速过慢。要保证整体的脱硝率，必须加大喷氨量，这时氨逃逸指标超标就发生了。

脱硝入口流场不均匀，在烟气流速过慢区域会造成积灰，使得脱硝催化剂有效数量下降，这时也可能导致喷氨量增加而造成氨逃逸指标超标，所以在机组停机检修过程，应尽可能的清理干净脱硝催化剂层积灰。 

运行人员应加强新掺烧煤种分析、化验，掌握煤种特性，及时、合理调整燃烧，保证入口氮氧化物的稳定。机组运行过程，加强脱硝系统氨逃逸的监视，及时进行脱硝系统喷氨的调整，防止脱硝系统氨逃逸指标超标造成降温段堵灰。

3.4及时、彻底进行模块积灰清理

由于凝露或硫酸氢铵的粘结，当降温段模块表面局部出现堵灰后，烟气流通截面减小，局部烟气流速升高，形成局部高速烟气走廊，加剧换热管面磨损，并导致磨损泄漏。泄漏后的水迅速汽化，湿灰无法被烟气带走，粘结或堵塞在模块中间，形成恶性循环。

所以，要利用停机检修机会，对积灰彻底清理，查清泄漏点，防止产生上述的恶性循环。

3 结论

   MGGH系统应用于火力发电厂时间虽然不长，技术可以解决回转式GGH烟气泄漏的问题，但由于对该设备的认知并不充分，近年来，降温段换热管泄漏问题一直困扰着大家，所以，本文从设计、运行及维护等方面进行了一些分析，特别是提出了机组启、停过程的凝露及堵塞原理，相信能对广大电力工作者在解决降温段换热管泄漏、堵灰方面提供了一些帮助。