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1、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。
2、 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
3、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
4、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
5、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
6、、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
7、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、
8、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
