湿法烟气脱硫系统GGH堵塞的原因分析及对策
摘要:文章介绍了珠海金湾电厂脱硫系统GGH结垢、堵塞、腐蚀的问题,并对其进行原因分析,提出了解决故障的措施。
关键词:湿法烟气脱硫系统;GGH结垢;石灰石-石膏法
中图分类号:X701文献标识码:A
文章编号:1009-2374 (2010)22-0110-03
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。
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。
2GGH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、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、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。
3GGH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机振动大,甚至产生严重的喘振现象或损坏增压风机,严重威胁到机组的安全运行。
(2)GGH结垢、堵塞会造成换热元件的传热效果差,即净烟气出口温度低,可能达不到设计排放温度(80℃以上时),容易造成下游设备腐蚀损坏;原烟气进入吸收塔的烟温升高,(可能超过设计标准值),会造成吸收塔的耗水量增大或者损坏吸收塔进口段的防腐层,严重威胁到脱硫系统的安全运行。
4减缓GGH积灰结垢、堵塞、腐蚀的措施及对策
(1)随着电煤供应的紧张,大部分电站都要参烧混合煤。严格控制混合煤种的参和配比很重要,合理的混煤能控制烟气的SO2量和灰尘量,有效控制减轻GGH换热元件积灰结垢、堵塞的现象。
(2)电除尘维护到位,确保各电场都能正常高效工作,电除尘器效率高,即除尘器出口烟气的含尘量较低,除雾器和GGH的压差明显稳定。因此,电除尘能达到预期的除尘效率是解决除雾器和GGH堵塞的最主要方法。
(3)合理控制吸收塔液位,减少净烟气携带浆液返回GGH后沉积结垢。另外,燃烧印尼煤时,烟气中含有大量的惰性物质(飞灰等)随着烟气进入吸收塔反应区时,产生大量黑色泡沫;石灰石的品质不良(含Mg、Fe等元素过高)对石膏浆液影响较大,也会产生大量的泡沫。每班次的运行人员都应及时加消泡剂,控制好吸收塔的浆液液位,确保GGH换热元件和除雾器正常运行,不发生积液结垢、堵塞现象。
(4)由于设计吸收塔太小,高度不够,入炉煤的含硫量又偏高,运行中要保证吸收塔水位、pH值和浆液浓度的正常,保持吸收塔水位在正常范围内。通过调整石灰石浆液供给量使吸收塔浆液的pH值应保持在5.0～5.5范围内,调整吸收塔液位在7.5～8m之间,吸收塔密度达1100 kg/m3时可进行脱水,但决不能超过吸收塔的最大密度1150kg/m3,减轻烟气带液滴的现象而缓解除雾器和GGH的结垢、堵塞现象,确保脱硫率达90%以上。
(5)确保吸收塔除雾器各喷淋层喷嘴的流量要均匀,防止除雾器冲洗水母管弯头、接头开裂,喷嘴心损坏而积液结垢、堵塞,造成烟气偏流和含水率高而造成除雾器和GGH的结垢、堵塞现象。
(6)根据机组负荷、烟气流量、SO2量及灰尘浓度、除雾器差压参数及GGH差压参数的变化情况,及时优化运行方式,合理制定除雾器冲洗次数及GGH吹灰次数,严控除雾器和GGH差压上升过快,确保脱硫系统稳定运行。实践证明:合理制定GGH吹灰次数和除雾器冲洗次数,效果显著(即运行人员要根据每天燃烧混合煤的SO2量和灰尘量的实际情况,合理制定吹灰次数和除雾器冲洗次数。一般是:(吹灰、冲洗)1次/每班,必要时增加吹扫的频率、延长吹扫时间和增加冲洗次数。)[注]:金湾电厂2007年投产至今都不投用高压冲洗水在线冲洗GGH换热元件,因为在线冲洗会造成GGH含水率高,会加剧GGH的堵塞;GGH的高压冲洗水管设置在吹灰器外管内,蒸汽吹灰时,因高温、高压造成吹灰器进气段的外抢管鼓泡变形,挤压内抢管摩擦损坏,造成吹灰器密封经常失效漏汽,现已申请取消GGH高压冲洗水系统。
(7)每天都要安排正常出废水,一般夜班出废水7个小时就能满足要求。尽量控制脱硫系统的水平衡,降低浆液中的CL-含量,确保脱硫系统的稳定。.
(8)把GGH吹灰器介质的压缩空气改为锅炉吹灰蒸汽,确保GGH吹灰介质的压力足够(吹灰蒸汽压力为1.3MPa,温度为320℃);在GGH原烟气侧的换热元件处设置上、下两台吹灰器吹灰;把原GGH吹灰器的蒸汽阀门(K20356A)改为锅炉PS-SL长伸缩型吹灰用的提升阀,避免进汽阀门频繁发生内漏现象,减少检修工作量和提高运行可靠性,确保吹灰器的正常运行及生产现场的环境卫生整洁。
(9)合理设计 GGH换热元件的波形,改善烟气通流面积。(在确保净烟气出口温度达到设计值80℃以上时(通过改变换热元件高度实现),尽可能地把GGH换热元件紧凑型(HS8E型)的波纹板设计成大通道直通波纹板(HCTM型),增大烟气流通截面,使用平滑波型,改善了GGH堵塞状况,大大提高了脱硫系统的安全性、经济性。国华台山电厂和沙角C电厂GGH换热原件(原HS8E紧凑型)现已改型为豪顿华国产化的平滑型(HCTM型)换热元件,我们调研发现这两个电厂使用效果很好,GGH吹灰器改为上、下枪蒸汽吹灰,一年内GGH差压正常,无堵塞现象。)注意:有些兄弟电厂干脆把原来每箱的换热原件抽调一部分,让间隙变大了,烟气就容易流通,不易发生堵塞了。但是,当GGH吹灰器吹灰时,由于吹灰蒸汽的强大压力容易把换热原件吹得左右摆动,使换热元件左右发生激烈碰撞,加剧损坏换热元件的表面搪瓷,而最终被烟气腐蚀损坏,该方法不可行。附图:
(10)设备维护到位,及时消除设备缺陷,降低设备运行损耗。对于设备的跑、冒、滴、漏现象,我们做到该修必修,修必修好,确保各环节设备都能正常运行。
(11)机组低负荷时,可减少一台石膏浆液循环泵运行,既可减少净烟气的含水率,又可节能降耗,提高经济性。
(12)我们针对GGH出现堵塞先兆时(即单侧差压达到500Pa以上,增压风机电流310A以上)及时对除雾器和GGH进行离线大流量低压水(消防水、除雾器冲洗水)冲洗,有效地避免了GGH的积灰堵塞。但是,每次GGH换热元件的搪瓷表面没有得到切底的清理,搪瓷表面残留小部分结垢,造成GGH堵塞的周期越来越短了,大概1.5～2个月就要离线(用低压水)冲洗一次,冲洗时间大概8小时/次(GGH冲洗6小时,除雾器冲洗2小时),GGH冲洗时不停车,打开GGH原烟气侧和净烟气侧的人孔门采用(消防水或除雾器冲洗水)冲洗,同时吹灰器顶枪采用低压水冲洗,GGH冲洗完毕投吹灰蒸汽吹干GGH换热元件(整过程工作人员不用进入GGH内部)。今年我们应利用大、小修机会,对GGH换热元件进行切底的化学清洗,把GGH换热元件的搪瓷表面的结垢切底清除,效果会更好(注:珠海电厂和国华台山电厂2009年度曾经委托广东火电科林公司对GGH换热元件紧凑型(HS8E型)的波纹板进行化学清洗,化学清洗费70万元/1台次,工期15天,化学清洗后能确保GGH正常投运1年,差压在300～1200Pa内。珠海电厂的电除尘器为三电场,除尘效率不高,化学清洗后能确保GGH正常投运1年,金湾电厂电除尘器为四电场,除尘效率更高,化学清洗后能确保GGH正常投运超过1年的)。
5实施情况及效果
2008和2009年度,因为GGH的维护得当,我们两台机组全年脱硫系统实际投运率均超过99%,为我司脱硫系统保持高的投运率,保证脱硫电价的到位做出突出贡献。同时因为增压风机的电流长期保持在较低的水平,大大提高增压风机的隐性节能水平。2008年广东省电科院公布的调查报告显示,全粤电集团配备GGH的电厂,只有珠海金湾发电公司解决了GGH堵塞的问题,这在全省乃致全国都是难能可贵的,全年度没有因为GGH堵塞而影响脱硫系统的运行。在2008年集团环保工作总结会议和粤电集团公司召开全公司燃煤脱硫电厂防GGH堵塞专题会议上,指定金湾公司为GGH防堵塞介绍经验。使珠海、云浮、沙A、沙C、湛江、平海、汕尾等电厂获益良多,我司愿意继续为兄弟电厂摆脱困境提供借鉴。
6结语
石灰石-石膏湿法脱硫系统GGH堵塞问题已经是全国燃煤火力发电厂的通病,是脱硫系统主要故障源。两年多来,本厂通过合理改造、优化系统,加强日常运行监控,精心维护设备,总结经验,优化运行方式,不断完善减缓GGH积灰结垢、堵塞、腐蚀的措施及对策,确保我厂脱硫系统的长期稳定运行,提高经济效益。下一步计划把现有的两台GGH紧凑型(HS8E)波纹板更换为大通道平滑HCTM型波纹板,进一步优化完善脱硫GGH系统。
参考文献
[1] 杨杰.湿法烟气脱硫系统GGH结垢原因分析及对策[J].中国电力环境保护,2009,25(1).
[2] 梁昌龙,赵晨明.湿法烟气脱硫系统GGH换热元件的结问题[J].电力建设,2009,(4).
作者简介:魏桂芳(1975-),广东湛江电力有限公司机械助理工程师,研究方向:发电厂燃料系统和脱硫系统检修。