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黄金埠电厂脱硫系统GGH结垢原因分析及解决方案 Power plant desulfurization system GGH fouling blockage causeanalysis and technological transformation王义洪 吴俊华 王彬国电黄金埠发电有限公司 设管部 除灰脱硫摘要：文章对黄金埠电厂脱硫系统堵塞问题的原因进行了分析，并提出了技术改造方案，即将吹灰汽源由原来的辅汽联箱蒸汽改为后屏过热器蒸汽。2012 年6 月对#1机成功实施该项目，改造吹灰蒸汽压力为1.2-1.3Mpa，蒸汽温度为270。蒸汽参数提升，达到GGH吹灰蒸汽设计参数，通过实际运行表明，堵塞情况逐渐好转，最大压差维持在0.6Mpa左右 ，改造效果明显。关键词: 脱硫系统; GGH; 结垢；解决方法国家对火力发电厂的脱硫要求越来越高，国家发改委和国家环保总局于2007年联合制定的燃煤发动机脱硫电价及脱硫设施运行管理办法(试行)中的第十九条明确规定了脱硫率与脱硫电价的关系。因此，一旦脱硫效率达不到相关要求或脱硫系统出现事故停运将严重影响电厂的经济效益，同时危及机组安全稳定运行。由于石灰石/ 石膏湿法烟气脱硫技术具有可靠性高、脱硫效率高等特点, 目前已经成为火电厂最常采用的脱硫技术。但从运行的状况看, 大多数GGH 运行情况不好, GGH 换热面出现了不同程度的积灰、结垢, 造成堵塞, 影响了脱硫系统的安全运行。国电黄金埠发电有限公司1, 2号机组为2台600MW超临界机组, 配套脱硫装置为石灰石-石膏湿法烟气脱硫, 脱硫系统装有烟气旁路烟道, 并设有GGH 换热器, 每台炉装设2台增压风机。GGH 采用江苏金羊能源环境工程有限公司生产的回转式烟气换热器, 换热面积( 单面) 为19374m2 , 总重330 t, 换热元件: 高度为0.715m，波形为L型。每台GGH 配2 台吹灰器, 为半伸缩式的清扫装置, 清扫介质采用水和过热蒸汽, 清扫水有低压水和高压水。1 脱硫GGH 运行现状GGH 原运行时使用辅助蒸汽吹扫( 压力0.8MPa以下, 温度230以下) , 吹灰效果差，化学冲洗投运1个月后，压差开始上升，1、2号GGH 原、净烟气差压最高达到1100Pa,运行时的电流最高达34.7A,增压风机动叶开度98%左右, 电流230A,进口压力最高达到800Pa,GGH堵塞非常严重,频繁造成增压风机抢风、震动大，导致旁路开启，严重危及机组的安全稳定运行。2012年6月1号机组C修，GGH开检修人孔门发现GGH 换热元件结垢、堵塞非常严重, 波纹板上端严重堵塞, 尤其中心筒附近和外边缘堵塞面积超过80%, 外边缘两圈换热片腐烂严重,已完全堵塞，中部堵塞情况略轻。结垢很硬, 粘附牢固, 不易清除，GGH 内部有明显腐蚀现象。以下是换热元件堵塞情况照片： 2 GGH 结垢造成的影响2.1 系统安全性影响2.1.1 为了保证系统正常运行, 必须将GGH 差压控制在合理范围内。一旦GGH 发生堵塞, 现有的吹灰、冲洗手段不能使蓄热元件上的污垢得到有效的清理时, 必然导致系统阻力增加, 风机电流增大,严重时会造成烟气系统阻力超过风机最大能力, 造成增压风机发生喘振或振动超标。2.1.2 由于原烟气经过GGH 时, GGH 换热元件本身没有有效的吸收原烟气热量, 造成吸收塔入口烟气温度的增加, 如果结垢严重, 会损坏吸收塔内部的设备, 同时也会影响吸收塔内的化学反应效果。2.2 系统经济性影响2.2.1 由于风机静压升是根据正常工作状态对应的各项阻力值确定的, 其工作点一般处于风机的高效区。GGH 结垢后系统阻力增加, 运行工况点偏移,导致运行电耗增加, 厂用电率也增加。2.2.2 GGH 换热面结垢后, 污垢的导热系数比换热元件表面的防腐镀层小, 热阻增大。随着结垢厚度的增加, 传热热阻增大, 在原烟气侧高温原烟气热量不能被GGH 换热元件有效吸收, 换热元件蓄存热量达不到设计值, 使GGH 换热效率降低, 从而使净烟气不能达到设计要求的排放温度, 造成了对下游设施的低温腐蚀。2.2.3 结垢会造成吸收塔耗水量增加。由于结垢GGH 换热元件与高温原烟气不能有效进行热交换,经过GGH 的原烟气未得到有效降温, 进入吸收塔的烟气温度超过设计值。进入吸收塔的烟气温度越高, 从吸收塔蒸发而带走的水量就越多。2.3 环保方面的影响GGH 严重堵塞后, 为保证系统安全运行, 旁路烟气挡板门长期处于开启状态, 只能部分烟气脱硫,排放浓度偏高, 总排量也很难控制, 必然引起环保罚款。尤其目前伴随国家环保政策的日益严格, 将来开启旁路挡板的模式已不被接受, 主机的正常运行都会受到影响。3 GGH 结垢原因分析由于GGH 堵塞的现象比较普遍,黄金埠电厂设管部除灰脱硫专业组织对GGH 堵塞的原因进行了分析，造成GGH 堵塞主要有以下几个方面的原因:3.1 燃用煤种燃烧后的灰分遇水粘结性强, 再加上偶尔除尘效率不理想, 将会导致原烟气含尘量偏高, 进入吸收塔灰尘浓度过大。换热元件在净烟气侧附带水分之后, 在原烟气侧特别是冷端,电除尘未除净的尘粒容易附着在换热元件上。由于烟尘具有水硬性, 随着时间的推移累积硬化成类似水泥的硅酸盐, 板结而形成垢块。3.2 净烟气携带的浆液在换热元件表面沉积引起积垢：脱硫系统连续运行时, 吸收塔内弥漫着大量含有石灰石浆液和石膏浆液混合物颗粒的雾状液滴, 虽然经过2 级除雾器除下大部分液滴, 但由于烟气总量大, GGH 连续运行时间长, 净烟气携带的石膏浆液总量还是比较大。这些浆液通过GGH 时会粘附在换热元件上, 当GGH 回转到原烟气侧, 在原烟气高温作用下浆液水份蒸发, 留下的混合物颗粒粘结在换热片表面越积越厚从而形成积垢。3.3 GGH 本身设计不合理：GGH 换热面高度、换热片间距、换热片表面材质、吹灰方式、布置形式、吹灰器数量、吹灰器喷头吹扫位置、覆盖范围等, 对GGH 积灰、结垢均有影响。另外, 喷淋层和除雾器的设置对堵塞也有很大影响。3.4 GGH 吹扫装置故障或吹扫、清洗设置不合理：吹灰装置故障不能投运, 毫无疑问会严重影响吹扫结果; GGH 运行中没有定期进行吹扫, 吹扫的参数低。不能达到吹扫效果; 吹灰步序、步长、停留时间设置不合理, 如有未吹到的死角等便容易造成堵塞; 喷嘴与换热面间的距离过大, 使得能量损失严重而达不到充分吹扫; 结垢后没有及时采用高压冲洗水冲洗, 或采用了高压冲洗水在线冲洗, 但由于结垢量太大, 没有冲洗干净, 经过原烟气加热后板结成硬垢, 造成结垢越来越严重。3.5 除雾器积灰堵塞导致除雾效果不好：除雾器堵塞, 造成其通流面积大大减少, 烟速加快, 更易将含有固体的液滴带到GGH, 大大加重GGH 的负担,造成GGH 的堵塞。同时由于除雾器不能有效的去除烟气中携带的液滴, 使得净烟气进入GGH 时携带大量水分和浆液杂质, 反复粘附使得换热元件上的结垢越来越多, 不易清除。3.6 吸收塔液位较高, 运行时氧化空气的鼓入使得液位有一定的上升, 在液面上常会产生大量泡沫,液位测量时反应不出液面上虚假的部分。液位过高时泡沫从吸收塔原烟气入口倒流入GGH, 在原烟气高温作用下, 水分被蒸发, 泡沫中携带的石灰石和石膏混合物颗粒粘附在换热片表面, 逐渐形成结垢, 引起了堵塞。3.7 其他原因引起的GGH 堵塞: 吸收塔内浆液pH 值较高时, 烟气携带的CaCO3 含量较多, 其会与原、净烟气中的SO2 继续反应生成结晶石膏而牢固地粘附在GGH 换热元件上引起堵塞; 若吸收塔入口烟道设计不合理, 循环泵长时间启动而FGD 未通烟气时, 吸收塔浆液液滴漂流粘附到GGH 上, 引起堵塞; 另外, 除雾器捕捉能力较差或层数不够, 对GGH 堵塞也会有一定影响。4 防止GGH 结垢的措施4.1 保证电除尘器高效运行是防止GGH 结垢的根本措施：目前黄金埠发电公司的除尘效率平均在99%以上, 投运率为100% , 除尘后烟气含尘量控制在50mg/ m3以下，对于进入脱硫系统的烟气含尘量提供了可靠保证。4.2 运行中加强监视并及时调整：增压风机停运时应尽快停运浆液循环泵, 减少液体回流至GGH。4.3 改变吹灰参数：黄金埠发电公司原来吹灰采用的是辅助蒸汽, 辅汽联箱蒸汽参数约为：压力1.0-1.5MPa，温度250-300，由于管线长，GGH吹灰器出口实际蒸汽参数600MW时：蒸汽参数：0.75MPa左右，温度230左右；300MW时：压力0.35MPa，温度141，吹灰蒸汽参数受负荷影响很大。吹灰压力明显不足。经研究分析后改为采用后屏过热蒸汽,制定改造方案从 吹灰器用汽量是否满足、蒸汽参数是否满足、管路安全性如何保障三个方面进行了深入细致的探讨，为改造实施的可行性、安全性提供了强有力的保证，同时，在运行方式及逻辑保护都作出了相应的调整。2012年6月，对1号机组GGH吹灰汽源进行改造，吹灰压力达1.3MPa（可调），温度最高达280，且不受负荷变化的影响。另外, 视具体情况还可相应增加吹灰次数及高压水冲洗的次数。运行一个月，1号GGH在机组600MW压差维持，0.6KPa左右，且有略微下降，结果证明,这一举措相当有效。4.4 保证吸收塔低液位稳定运行。 运行中控制吸收塔液位由原来的12.5-13米调整为11-11.5米左右, 如果吸收塔有冒泡现象, 应立即加消泡剂, 避免吸收塔虚假液位的出现。调整GGH高压水冲洗时间，逢周一、周五下午；高压水冲洗避免炉膛、空预器吹扫时间，以减少烟气携带过多的粉尘，高压水冲洗时需关闭CCH吹扫气源隔离门。冲洗方式：#2炉上、下部冲洗，#1炉只冲洗下部，#1、#2炉GGH交替冲洗（#2炉冲洗、同时#1炉吹扫）。4.5 根据GGH堵