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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℃
2、以上。 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,
3、火电厂SO2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)
4、,严重时被迫停脱硫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
5、浆液品质恶化,浆液表面产生大量的泡沫,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
6、雾器喷淋层的喷嘴损坏或积液结垢、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
7、烟气腐蚀损坏;因温差大而造成GGH换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
8、。维护不及时或者维护质量差,设备的跑、冒、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