湿法脱硫装置烟气换热器堵塞的原因及建议

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1、湿法脱硫装置烟气换热器堵塞的原因及建议更新时间：2010-08-1114:59:56摘要：从近年来湿法脱硫装置的运行实践来看，GGH(烟气换热器)的设置存在着很大的问题。GGH不仅增加了系统的投资和运行电耗，最大的问题是普遍堵塞严重，大大降低了系统的可靠性和可用率。通过GGH压差变化曲线图和GGH垢样分析以及工程实践,分析得出GGH堵塞的主要原因，并给出了设计和运行上的建议。    关键词：GGH；堵塞；分析；设计；运行；建议    中图分类号：X51文献标识码：B    0·引言    烟气换热器（GGH）用于加热经脱硫装置处理过的烟气，使

2、其在进入烟囱前得到升温，改善尾部烟道及烟囱的腐蚀状况，使烟气抬升至一定高度，降低污染物落地浓度，降低系统耗水量，且明显减轻湿法脱硫后烟囱冒白烟的问题，因此目前已投运的湿法烟气脱硫装置大多数设置了回转式GGH。但从近年来湿法脱硫装置的运行实践来看，GGH的设置存在着很大的问题。GGH不仅增加了系统的投资和运行电耗，最大的问题是普遍堵塞严重，大大降低了系统的可靠性和可用率。随着烟气脱硫装置的投入运行，GGH运行状况成为脱硫装置长期、稳定运行的重要因素。    1·火电厂脱硫装置GGH设备情况说明    现在我国火电厂湿法脱硫装置GGH一般采用豪顿

3、华公司或上海锅炉厂的产品，豪顿华GGH主要参数见表1[1]。                   2· GGH压差变化分析    GGH发生堵塞后,GGH原烟气侧和净烟气侧压差就会发生变化。因此通过对原烟气侧和净烟气侧压差变化可知GGH的堵塞情况。珠海电厂2×700 MW机组烟气脱硫技术引进于德国斯坦米勒公司（现为费西亚巴高克环保公司FBE），GGH采用豪顿华厂家产品，GGH吹灰采用压缩空气，吹灰压力0.55 MPa，压缩空气吹灰频率为每24小时9~10次，高压水冲洗压力10 MPa。由于珠海电厂静电除尘运行情况不理想，导致脱硫系统入口粉尘浓

4、度较高，最高时到达200 mg/m3。珠海电厂的GGH堵塞情况较严重,在火电厂里是较为典型的。图1是珠海电厂原烟气侧压差变化情况曲线图[2]。                   图1显示了珠海电厂GGH在2008年4月份初至2008年5月底GGH压差变化情况，当时脱硫装置已运行一段时间。从图1可以看出，从4月7日到4月13日短短的7天里，GGH压差就从650 Pa上升到900 Pa左右，然后在随后的21天之内，从900 Pa上升到1 100 Pa左右，电厂在对GGH清堵以后，再次投入运行，GGH压差在20天左右的时间再次从900 Pa上升到

5、1 100 Pa。再次经过高压水冲洗后，GGH压差基本稳定在1 100 Pa左右。从5月16日至5月30日GGH压差基本稳定下来，但振幅却逐渐增加。振幅的增大是电厂运行人员把增压风机的开度进行了调节而产生的,可以看出GGH压差最低是900 Pa，最高已经达到1 200 Pa以上，这给脱硫系统运行带来了极大的危害,随时会危及到增压风机的运行安全。从图1可以看出，电厂有两次停止GGH运行进行高压水冲洗，但效果不佳。    3· GGH垢样分析    对GGH的垢样采样分析，表2、表4为GGH垢样的分析结果，表3为电厂锅炉烟尘的分析结果。从表中可以

6、看出，垢样主要成分为：CaO、SiO2、AL2O3、Fe2O3、CaSO4，其中前4种成分即为硅酸盐的主要成分，这种硅酸盐经高温烧结后易水硬结块，这也是GGH积垢很难清理的原因。表3为电厂锅炉烟尘的分析结果，可以看到，SiO2、AL2O3、CaO和Fe2O3是其主要成分。可见GGH垢样中的SiO2、AL2O3、CaO和Fe2O3应主要来自于烟尘，CaSO4来自于吸收塔内的石膏浆液。                     4 ·GGH堵塞原因分析    通过压差曲线图及GGH垢样分析GGH堵塞的原因主要有：    1）净烟气携带浆液的沉积结垢

7、引起堵塞：锅炉烟气经过吸收塔后，烟温降低、水分饱和，虽经两级除雾器除下大部分液滴，出口液滴含量在75 mg/m3以下或更低，但因烟气总量大、GGH连续运行的时间长，携带的石膏浆液的总量很大。这些浆液通过GGH时会粘附在换热元件上，烟气的冷热交替通过，使得部分水分蒸发，留下溶质或固形物并逐渐加厚形成恶性循环，最终堵塞换热元件通道，这也是导致GGH堵塞得最根本原因    2）烟尘引起的GGH堵塞：因吸收塔出口烟气处于饱和状态，并携带一定量的水分，GGH加热元件表面比较潮湿，在GGH原烟气侧特别是冷端，烟尘会粘附在加热元件的表面。另外，烟尘具有水硬

8、性，烟气中的SO3以及塔内浆液等与烟尘相互反应形成类似水泥的硅酸盐，随着运行时间的累积硬化，即使高压水也难以清除，这同样引起堵塞问题，在烟尘量大时堵塞更快。