（广东粤电博贺煤电有限公司 广东茂名 525000）
摘要：现在环保要求越来越严格，对电厂烟气排放污染物指标的要求越来越高。本文通过对某电厂脱硫设备运行情况进行分析，找出FGD系统运行技术与改进的方法。
关键词：FGD；分析；改进
一、FGD系统概况
某电厂FGD系统为石灰石—石膏湿法脱硫。烟气进入吸收塔内，向上流动且为向下流动的石灰石浆液滴以逆流方式所洗涤。石灰石浆液滴则是通过喷浆层喷射到吸收塔中，以便分离SO2、SO3、HCI和HF，与此同时生成石膏（CaSO4·2H2O）作为主要产品，并消耗作为吸收剂的石灰石。
在吸收塔出口布置一个管式蒸汽加热器，烟气被循环于大量管内的蒸汽加热到80℃以上。这些管子在布置上与烟气流向相垂直，凝结水收集在2个凝结水罐中，并通过2组凝结水泵再循环进入锅炉的除氧器系统中。最后，洁净烟气通过烟道进入180米的烟囱。
二、FGD系统蒸汽加热器SGH运行现状
该电厂FGD加热器采用管式结构，分四片组合而成。管子为套管结构。蒸汽在内管中自下而上流动，凝结水自上而下依靠重力流至水箱内。对每台100%负荷的锅炉，提供≤12t/h的蒸汽。负荷在76%，每台锅炉提供的蒸汽量下降至9t/h。负荷低于76%，每台锅炉蒸汽供应量应恒定为9t/h。凝结水回水在界区处为1.2MPa。
使用该系统十年后，该电厂FGD#1蒸汽加热器开始出现明显的泄漏现象，导致蒸汽消耗量上升，烟气湿度大幅增加，#1蒸汽加热器被迫退出运行，仅保留#2蒸汽加热器运行，加热后烟气温度一般为60℃左右，低于脱硫系统设计加热后烟气温度大于81℃的要求。
电厂利用#1、2机组同时调峰停机，脱硫系统停运的机会，对脱硫系统加热器进行灌水查漏，发现存在如下缺陷：#1加热器共有18条管泄漏，其中有12条管底部完全断开，；#2加热器共有5条管漏水，泄漏较小。由于#1加热器底部漏水量很大，水位无法上升，因此其中、上部可能存在的漏水情况暂时无法彻查。
同时，电厂检查发现加热器至烟囱间烟道的防腐层开始出现较为明显的破损现象，部分烟道钢板已遭到腐蚀，存在穿孔泄漏的风险。
三、取消SGH后的影响
1.SGH的经济性
FGD用汽对机组的正常运行影响不大，但抽汽必然对机组的经济性产生影响。这表现在2个方面：一是抽汽口增加抽汽量，工质携带热量出系统，造成汽机作工减少，装置效率降低；另一方面，抽汽在FGD再热器中放热后的凝结水又被泵回除氧器，是余热的利用，使装置效率提高。初步计算表明，FGD系统以每小时消耗三段抽汽20t计，相当于机组少发了近4000kW的发电量，毫无疑问这比GGH的运行费用要高出许多。若每年以5000h计、每度电按0.5元计算，则每年耗汽量的损失近750万元人民币。
另外，SGH有自身阻力，取消SGH可以降低风机压头，同时运行的SGH故障率较高，运行过程中容易出现结垢堵塞而影响FGD系统的正常运行，如果需要检修SGH，FGD需旁路运行，电厂的环保压力大，且检修需消耗人力物力，检修期间SO2排污费也增加。倘若与环保部门协调不及时，有可能停机，停机对电厂的损失更是巨大。
因此取消SGH后，电厂每年可节省运行费用在800万元左右，还能减少FGD停机检修时间，节省检修费和排污费。对FGD进行改造，取消SGH，是非常有效的节能降耗措施。
2、取消GGH对烟囱的影响
（1）腐蚀。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆脱硫后的烟气温度一般在40℃～50℃之间，且湿度很大并处于饱和状态。根据前述的烟气特点，它是低于烟气结露的温度，烟气易于冷凝结露并在潮湿环境下产生腐蚀性的液体。一般的烟气湿法脱硫处理中是采用加设烟气加热系统来提高脱硫处理后排放的烟气温度（约80℃及以上），以减缓烟气冷凝结露产生的腐蚀性水液液体。从理论上讲，采用烟气加热系统能有利于减缓烟气的腐蚀（即提高烟气温度，减少结露），但烟气湿度、水分这些诱发腐蚀的因素依然存在。
（2）减少烟气的抬升高度。温度低、湿度大，烟囱内的烟气上抽力就降低，它影响着烟气的流速和烟气抬升高度及烟气扩散效果，这对排放的烟气满足环保要求带来不利的因素。另外会因水蒸汽的凝结而使烟羽（当烟气从烟囱或其他装置排入大气后，由于它有一定的动量和/或浮力，在向下风向传输过程中，其中心线会上升，同时烟体向四周扩散，由于烟气在扩散过程中其外形有时象羽毛状，故常称其为烟羽）呈白色，影响人们的视觉；凝结水可能造成烟囱下风向的降水，影响局部地区的气候。
（3）烟囱内正压区增大。烟气运行压力与烟气的温（湿）度和烟囱结构型式密切相关。烟气温度低，其上抽力就小，流速就低，容易产生烟气聚集并对排烟筒内壁产生压力。烟气正压运行时，易对排烟筒壁产生渗透压力，加快腐蚀进程；负压运行时，烟气渗透和腐蚀速度将大为减缓。
3 湿烟囱的防腐
根据国内外的经验，目前湿烟囱内衬防腐主要有以下几类形式。
（1）贴衬薄板，内衬材料包括钛板、镍基合金板或铁-镍基耐蚀合金板等。由于我国钛资源丰富，钛相对镍基合金的价格较为便宜，因而国内以钛钢复合板为主，而国外钢烟囱则以衬贴镍基合金板防腐为主。广东省台山电厂3×600MW湿烟囱即用了钛复合版。
（2）采用耐腐蚀的轻质隔热的制品粘贴，隔绝烟气和钢内筒接触，典型的如发泡耐酸玻璃砖Pennguard内衬。目前，烟囱表面衬贴发泡玻璃砖在国内烟囱防腐中有较多应用。主要分为进口的宾高德玻璃砖体系和国产玻璃砖体系两大类。广东省云浮电厂2×300MW湿烟囱用的是国产发泡玻璃砖，金湾公司2×600MW、湛江调顺电厂2×600MW用的是进口砖。
（3）采用各种防酸腐蚀涂料，如玻璃鳞片涂层、聚脲、VP内衬体系、有机/无机复合纤维内衬体系等等。这些防腐体系主要是采用不同的有机高分子材料及聚合工艺，并在其中加入不同的填料，从而达到提高防腐层对基体材料的附着力、抗酸性冷凝液的渗透作用、耐热烟气冲击作用、耐高温老化性等综合性能。
对该电厂湿烟囱来说，采用钛钢复合板和进口玻璃砖造价比其它防腐材料昂贵得多，而且施工周期长，施工要求高，并不适合。对于各种国产材料，总体的应用情况并不理想。相对来讲，泡沫玻璃砖或玻化陶瓷砖的应用情况较好，且国产玻璃砖（陶瓷砖）方案的造价和防腐涂料方案相差不大，从理论上讲，对湿烟囱的改造可选国产玻璃砖（陶瓷砖）的方案，不过烟囱的承重需重新计算。
防腐涂料方案的缺点主要是涂层耐温度交变的能力相对较弱，容易开裂脱落。但施工相对容易，价格也便宜。
四、结论
1. 电厂FGD蒸汽加热器SGH可以取消，但烟囱必需再做防腐以保证其安全性。
2. 对电厂湿烟囱来说，采用钛钢复合板和进口玻璃砖并不适合。
3. 对电厂湿烟囱，最适宜采用防腐涂料方案，性价比比较合适。
4. 具体采用何种防腐涂料，需进一步调研决定。建议电厂对国内类似湿烟囱的防腐情况做详细调研。
5. 目前，电厂可修复SGH运行，适当时机再由专业人员全面检查一遍烟囱情况，对烟囱的安全性做一彻底的评估。
6. 重视湿烟囱的施工质量。对于烟囱防腐质量而言，三分材料七分施工，无论对于何种材料，烟囱基面的处理和烟囱内壁缝隙、孔洞的填实是成败的关键，因为酸水会沿缝隙渗透至烟囱里部腐蚀烟囱外壁。目前烟囱施工单位较多较乱，由于是超高空作业，建设单位对施工质量进行过程控制较难，由于工期较短，对烟囱基面处理情况、对烟囱内壁牛腿处膨胀缝处理情况、耐酸砖侧面胶泥的充满情况等不容易进行质量控制，俗话说萝卜快了不洗泥，有些烟囱防腐使用材料也很好、施工方案也很好，就是因为施工质量控制不好造成防腐失败。
7.为防止取消SGH可能出现的“石膏雨”而影响电厂及周围的环境，在FGD系统运行时要加强出雾器的冲洗，保证除雾器的清洁。对吸收塔的pH值、密度控制要合理，氧化充分，SO32-尽可能地低。
论文作者:曹静波,田建平
论文发表刊物:《河南电力》2018年16期
论文发表时间:2019/1/22
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