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湿法烟气脱硫系统GGH堵塞的原因分析及对策


湿法烟气脱硫系统 GGH 堵塞的原因分析 及对策
1、系统概述 广东珠海金湾发电有限公司 3、 号 2×600MW 机组烟气脱硫工程采用中电投远达环保 4 工程有限公司设计的石灰石—石膏湿法脱硫工程工艺建造,在设计煤种及校核煤种、锅炉最 大 工 况 (BMCR) 、 处 理 100% 烟 气 量 条 件 下 ( 烟 气 量 2174076Nm3/h, 湿 态 ,SO2

含 量 1354mg/Nm3(干态,6%O2),烟气温度 120℃,脱硫率保证值大于 90%。脱硫后的烟气夹带的液 滴在吸收塔出口的除雾器中收集,使净烟气的液滴含量不超过 75mg/Nm3(干态),排烟温度达 到 80℃以上。 广东珠海金湾发电有限公司脱硫岛的工艺流程:从锅炉引风机后的烟道引出的烟气,通过 增压风机升压、烟气-烟气再热器(GGH)换热降温后进入吸收塔,在吸收塔内喷淋完成二氧化 硫吸收为亚硫酸钙,氧化成硫酸钙(石膏),干净烟气经除雾器除去水雾后,由 GGH 经升温至大 于 80℃,再接入烟道经烟囱排放。FGD 烟气换热器采用豪顿华公司直轴两分仓回转式 GGH, 利用原烟气的热量加热净烟气,提高了装置的整体经济性能。 随着我国经济的快速发展和经济实力的提高,国家和地方政府对环保要求的日益严格,对 火电厂烟气脱硫装置的运行要求越来越高,火电厂 SO2 排放总量的要求也决定了脱硫装置必 须具备较高的可用率。 GGH 运行中常见的堵塞问题,严重影响机组的脱硫效率,因此很有必要 开展相关的研究分析采取有效的措施来缓解 GGH 的堵塞问题。 2、GGH 常见的问题及原因分析 脱硫系统 GGH 堵塞问题已经是全国燃煤火力发电厂的通病,我们厂两台 GGH 也曾出现 过这种故障,造成原烟气与净烟气侧压差高(机组满负荷 600WM 时,净烟气侧 0.70kPa/原烟气 侧 0.50kPa),波形换热元件严重积灰结垢、堵塞,烟气通流困难,增压风机电流高达 310A 以上 (正常满负荷是 270~290A 左右),严重时被迫停脱硫系统离线用人工冲洗(高压水压力为 120~200pa),直到冲洗干净见换热元件金属本色为止。GGH 恢复运行,堵塞情况得到缓解(净 烟气侧 0.41kPa/原烟气侧 0.36kPa 左右, 增压风机电流为 270A 左右)但运行半年后后,同样会 出现压差高报警,需再次停机处理。究其原因主要是下列情况造成: (1)电除尘效率较差,即除尘器出口烟气的含尘量较高,除雾器和 GGH 的压差明显上升。 因此,电除尘不能达到预期的除尘效率是除雾器和 GGH 堵塞的最主要原因。 (2)吸收塔长期处于高液位运行时(设计值 8 米左右),吸收塔浆液品质恶化,浆液表面产生 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 时,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。附图: (3)除雾器冲洗水母管接头或弯头开裂,除雾器冲洗水压不够或冲洗不均,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,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。 (4)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,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。 (5)GGH 吹灰器压力低时(吹灰介质为压缩空气 0.6MPa),吹灰效果差,GGH 积灰结垢会越 来 越 严 重。 GGH 吹灰 器压 力 及 温度 高 时 (吹灰 介质 为 锅 炉吹 灰 蒸汽 , 压 力>1.3MPa, 温 度>320℃),因吹灰压力过高吹得 GGH 换热元件左右振动碰撞而造成表面的搪瓷龟裂后被低 温烟气腐蚀损坏;因温差大而造成 GGH 换热元件表面的搪瓷龟裂后被低温烟气腐蚀损坏。 (6)GGH 吹灰次数少时,如果锅炉燃烧高灰分的煤种或者电除尘器效率低时, GGH 就会积 灰堵塞而引起差压上升明显,增压风机电流上升快。 (7)GGH 本身设计不合理。比如:在确保排烟温度达到 80℃以上时,换热元件选用 HS8E 紧凑型小波纹,造成烟气通流面积减小, GGH 换热元件容易发生堵塞;GGH 原烟气侧吹灰器 选用单枪吹灰,介质使用压缩空气,压力低(为 0.6MPa)吹灰效果不好, GGH 换热元件容易发生 堵塞等。 (8)设备维护不到位,故障率高。维护不及时或者维护质量差,设备的跑、冒、滴、漏现象 时有发生,GGH 换热元件就容易发生结垢、堵塞,严重时会威胁到设备的安全运行。 (9)脱硫系统长期不能正常出废水,造成 CL-含量超标,严重威胁到脱硫系统的稳定运行。 3、GGH 结垢、堵塞及腐蚀的危害 (1)GGH 结垢、堵塞会引起烟气流通阻力增大,增压风机出力增大,能耗增大;GGH 结垢、 堵塞严重时会引起增压风机振动大,甚至产生严重的喘振现象或损坏增压风机,严重威胁到机 组的安全运行。 (2)GGH 结垢、堵塞会造成换热元件的传热效果差,即净烟气出口温度低,可能达不到设 计排放温度(80℃以上时),容易造成下游设备腐蚀损坏;原烟气进入吸收塔的烟温升高,(可能 超过设计标准值),会造成吸收塔的耗水量增大或者损坏吸收塔进口段的防腐层,严重威胁到 脱硫系统的安全运行。 4、减缓 GGH 积灰结垢、堵塞、腐蚀的措施及对策 (1)随着电煤供应的紧张,大部分电站都要参烧混合煤。严格控制混合煤种的参和配比很 重要,合理的混煤能控制烟气的 SO2 量和灰尘量,有效控制减轻 GGH 换热元件积灰结垢、堵 塞的现象。 (2)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,即除尘器出口烟气 的含尘量较低,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)合理控制吸收塔液位,减少净烟气携带浆液返回 GGH 后沉积结垢。另外,燃烧印尼煤 时,烟气中含有大量的惰性物质(飞灰等)随着烟气进入吸收塔反应区时,产生大量黑色泡沫;石 灰石的品质不良(含 Mg、Fe 等元素过高)对石膏浆液影响较大,也会产生大量的泡沫。每班次 的运行人员都应及时加消泡剂,控制好吸收塔的浆液液位,确保 GGH 换热元件和除雾器正常 运行,不发生积液结垢、堵塞现象。 (4)由于设计吸收塔太小,高度不够,入炉煤的含硫量又偏高,运行中要保证吸收塔水位、 pH 值和浆液浓度的正常,保持吸收塔水位在正常范围内。通过调整石灰石浆液供给量使吸收 塔浆液的 pH 值应保持在 5.0~5.5 范围内,调整吸收塔液位在 7.5~8m 之间,吸收塔密度达 1100 kg/m3 时可进行脱水,但决不能超过吸收塔的最大密度 1150kg/m3,减轻烟气带液滴的现 象而缓解除雾器和 GGH 的结垢、堵塞现象,确保脱硫率达 90%以上。


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