减缓火电厂ggh积灰堵塞措施

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1、第32卷第9期华电技术V01．32No．92010年9月HuadianTechnologySep．2010减缓火电厂GGH积灰堵塞的措施李J俊●‘。(杭州华电半山发电有限公司，浙江杭州310015)摘要：火电厂脱硫系统在长期运行过程中因烟气换热器(GGH)积灰堵塞，严重影响系统的正常运行，不利于节能降耗；同时，堵塞严重还会造成增压风机的损坏与系统事故跳闸。对脱硫系统GGH积灰堵塞原因进行了分析，提出了减缓GGH积灰堵塞的具体措施。关键词：脱硫系统；烟气换热器；积灰堵塞；原因；措施中图分类号：X701．3文献标志码：B文章编号：1674—1951(2010)09—0001—045原烟气挡板0引言

2、5旁路——净烟气挡板厂杭州华电半山发电有限公司现有2台分别于烟囱(z]_I十+—__11984年和1996年投产的125MW燃煤机组(4、5挡板T7增压GGH液循——fL环泵机组)及3套于2005年投产的S109FA燃气一蒸汽原烟气挡板联合循环机组。燃煤机组于2001年配置石灰石一———．．．．．—，【——．．。。．。．一石膏湿法烟气脱硫(FGD)装置。’厂——杭州华电半山发电有限公司FGD系统的设计真空皮带机}】石灰石粉仓脱硫率为95％，总投资约5亿元人民币。在其后几年的实际运行过程中，发现烟气换热器(GGH)积灰石膏仓I『石灰石堵塞已成为影响脱硫装置安全、经济运行的主要障图1脱硫系统工艺流

3、程图碍，且环保法规严禁开启旁路挡板运行，因此，额外杭州华电半山发电有限公司GGH采用的是检修时间的增加使投用率大大低于目前脱硫装置普GCVZB29／700型回转式烟气换热器，换热面积(外遍要求的98％的投运率。只要脱硫装置在运行，上釉)为83001TI，转子直径为11060mm，转子高度GGH积灰堵塞问题就不能完全避免，而主要设备又为880mm，每台GGH配有热端与冷端2支吹灰枪不能进行更新，在这种情况下如何从运行与检修2以及高压在线冲洗水系统和低压离线冲洗水系统。方面采取有效措施以减缓GGH的积灰堵塞，延长检从图1可知，在系统运行过程中GGH换热元件在不修间隔与减少停用检修时间，已成为各火电

4、企业探停地转动，原烟气通过GGH降温，净烟气穿越GGH索、关注的热点。升温。在这2条通道内有多种因素会引起GGH的1FGD工艺流程简介与GGH堵塞影响积灰堵塞。随着堵塞情况的日益严重，GGH通流面积Et益锅炉排放烟气分别从4、5炉侧的烟道引出，减小，增压风机的动叶开度日益增大，运行电流与日经FGD增压风机至GGH；从GGH出来的烟气(温俱增，最主要的问题是会使系统运行电耗大幅度增度从155℃降至126)随即进入吸收塔进行脱硫。加。例如：当脱硫大修结束、GGH离线冲洗干净并脱硫除雾后的干净烟气再返回至GGH进行加热，温启动系统后，在5台机组负荷为262MW的工况下，度从50cc升至80℃，最后通

5、过现有的烟囱排出。GGH压差为0．4kPa，增压风机电流仅为139A；而脱硫系统工艺流程如图1所示。运行一段时间后，当GGH积灰堵塞压差上升至1．0FGD系统主要分为2个主系统(烟气系统、吸kPa时，增压风机电流便上升为159A，每小时增加脱硫收塔系统)及5个辅助系统(石灰石粉的储运及浆系统的运行电耗为172kW·h，按0．5X／(kW·h)计液制备系统、事故浆池及浆液疏排系统、石膏脱水及算，折合电价为2064d，同时还会引起吸收塔耗水储存系统、工艺水系统、废水处理系统)。量的增加。当GGH堵塞到一定程度后，不仅影响主收稿日期：2010—02—23机的负荷电量，而且当增压风机动叶调整到最大开·

6、2·华宅擞术第32卷度时若有负荷增加等工况扰动，烟气将无法及时通参数控制、调整不及时或仓泵出料能力下降等，均会过系统而引起增压风机喘振与失速运行，继而会导引起电场灰斗积灰、芒刺线积灰而导致电晕封闭直致增压风机损坏与系统事故跳闸，此时若旁路挡板至电场停运；若第2电场、第3电场振打周期设置不调整不及时，甚至会影响到主机的安全运行。结垢合理而造成粉尘二次飞扬会直接影响除尘效率。由后烟气通过净烟气侧的换热效果下降，导致出口净于设备原因或人为原因造成担负主要除尘压力的第烟气温度降低，并加重烟囱的低温腐蚀。据统计，因1电场故障停运后，除尘压力转嫁至第2电场、第3GGH堵塞必须要进行离线冲洗而导致的系统检修

7、电场，整体除尘效率下降，继而导致进入脱硫系统的次数占总系统检修次数的95％。因GGH积灰堵塞粉尘含量增加。若第2电场故障，单侧出口烟气浊而频繁停运检修冲洗，不仅影响脱硫电量的补偿电度会从35％～40％上升至70％～78％，进入脱硫系价收入，如超出环保规定的每年15d的检修时间，统的烟气中粉尘质量浓度会上升至50mg／m。左右。还会导致环保罚款，经济损失惨重。因此，从经济运2．2净烟气带浆行与安全运