电厂脱硫系统GGH结垢原因分析及解决方案

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1、广西电力2009年第4期电厂脱硫系统GGH结垢原因分析及解决方案ReasonAnalysisandTreatmentofGGHScaleDepositofDesulfurizationSysteminPowerPlant欧阳荣，李珠，彭卫华2ou—YANGtong1，LIZhU1，PENGWei—hua2(1．广东珠海金湾发电有限公司；2．广东电网公司电力科学研究院，广东广州519050)摘要：粤电集团下属电厂湿法烟气脱硫系统在连续运行过程中普遍出现了GGH结垢堵塞的问题。对GGH垢样进行了取样分析后，找出GGH堵塞的主要原因。结果表明：结垢主要来自于吸收塔的石膏浆

2、液和烟尘。通过实验得出最佳的控制方案，采取相应措施后取得了很好的效果，可供电厂脱硫工程参考借鉴。关键词：脱硫系统；GGH；结垢中图分类号：X701．3文献标志码：B文章编号：1671—8380(20o9)04—0072—04由于石灰石／石膏湿法烟气脱硫技术具有可靠1脱硫GGH运行现状性高、脱硫效率高等特点，目前已经成为火电厂最常GGH最初运行时使用辅助蒸汽吹扫(压力0．8采用的脱硫技术。在粤电集团目前已投运的烟气脱MPa，温度230℃)，效果不是很明显。后改为使用硫装置中，基本上都加装了GGH，但从运行的状况主蒸汽吹扫(压力1．3MPa，温度350℃以下)。看，大多

3、数GGH运行情况不好，GGH换热面出现2008年1月，3号机组电除尘多个电场长时间不能了不同程度的积灰、结垢，造成堵塞，影响了脱硫系正常投运，除尘效果较差。3月，3号GGH原、净烟统的安全运行。气差压已超过500Pa，最高甚至达到1200Pa，进入广东珠海金湾发电有限公司3，4号机组为2×吸收塔灰尘浓度最高时超过100nag／m3，除雾器差600MW超临界机组，配套脱硫装置为石灰石一石压达250Pa，机组满负荷运行时增压风机电流高达膏湿法烟气脱硫，2套FGD系统于2007年2月l0392A(额定值492A)，正常运行时的电流为310A，Ft正式投入运行。脱硫系统装有

4、烟气旁路烟道，并增压风机动叶开度80％左右，热工吹扫压力表计后设有GGH换热器，每台炉单独装设1台增压风机。情况依旧，由此判断GGH已经堵塞得比较严重。GGH采用豪顿华公司生产的回转式烟气换热2008年4月，3号机组停机大修，4月2日下午，3器，换热面积(单面)为16551m2，总重370t，换热号GGH开人孔检查，发现GGH换热元件结垢、堵塞元件：2．8Due、500ITI／TI深、0．75rrlrn厚去碳钢、镀非常严重，波纹板上端严重堵塞，尤其是中部堵塞面0．4ITI1TI搪瓷。每台GGH配2台吹灰器，为全伸缩积超过80％，且主要发生在波纹板的上部150n'fi

5、n左式的清扫装置，清扫介质采用水和过热蒸汽，清扫水右位置，中心筒附近和外边缘堵塞情况略轻。结垢很有低压水和高压水。设计正常吹扫采用蒸汽吹扫，硬，粘附牢固，不易清除。GGH内部无明显腐蚀现介质为压力1．4MPa、温度350℃的蒸汽，转子速度象，传热元件无明显损坏现象。在使用压力为25为1．25r／min，吹扫时间为82rain，频率为每8h一MVa的高压水人工进行反复冲洗约80h左右后。堵次；低压冲洗入口法兰压力为0．5MPa，转子速度为塞情况得到很大改善。冲洗后GGH的运行情况良0．5r／rain，水洗时间为301rain，频率为停机必要时好，运行时差压在200Pa

6、左右，除雾器差压小于100使用；高压水洗入口法兰压力为10MPa，转子速度Pa(设计值为小于150Pa)，增压风机正常电流270～为1．25r／min，冲洗时间为357rain，频率为在压降290Ao冲洗前后对比情况如下图所示。上升至洁净状态1．5倍时冲洗。收稿日期：2009一o4—1O2009年第4期广西电力各项阻力值确定的，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。~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

7、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。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环保方面的影响图33号GGH冲洗前情况图43号GGH冲洗后情况GGH严重堵塞后，为保证系统安全运行，旁路2GGH结垢造成的影响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