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、4号2×600MW机组烟气脱硫工程采用中电投远达环保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1100kg/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。