火电厂湿法烟气脱硫系统取消GGH的技术经济分析

关键词： 湿法 烟气 电厂 脱硫

火电厂湿法烟气脱硫系统取消GGH的技术经济分析（精选11篇）

篇1：火电厂湿法烟气脱硫系统取消GGH的技术经济分析

火电厂湿法烟气脱硫系统取消GGH的技术经济分析

摘要：简要介绍了火电厂湿法烟气脱硫装置中烟气换热器(GGH)的作用,分析了安装GGH带来的.利弊,结合工程实例对GGH作了技术经济分析.结果表明:GGH在防止尾部排烟装置的腐蚀方面作用不大,反而影响系统的稳定性,增加运行成本.作 者：陈方    梁    杨浩    余万    景振涛    王钦    徐乔    胡益    李培生    CHEN Fang    LIANG Zhe    YANG Hao    YU Wan    JING Zhentao    WANG Qin    XU Qiao    HU Yi    LI Peisheng  作者单位：陈方,梁,余万,景振涛,王钦,徐乔,胡益,李培生,CHEN Fang,LIANG Zhe,YU Wan,JING Zhentao,WANG Qin,XU Qiao,HU Yi,LI Peisheng(武汉大学动力与机械学院,湖北,武汉,430072;武汉大学污淤泥研究中心,湖北,武汉,430072)

杨浩,YANG Hao(武汉龙净环保科技有限公司,湖北,武汉,430077)

期 刊：水电与新能源   Journal：HUBEI WATER POWER 年，卷(期)：, “”(3) 分类号：X701 关键词：烟气脱硫    烟气换热器    技术经济分析   

篇2：火电厂湿法烟气脱硫系统取消GGH的技术经济分析

关于湿法脱硫系统取消GGH的研究

摘要：烟气脱硫是我国电力环境保护的硬性要求,源于德国技术的脱硫系统设计,我国的脱硫装置大多都安装了烟气换热器(GGH),实践表明:GGH运行起来问题很多,堵塞、腐蚀、易卡涩、费用高、占地面积大等弊端是GGH无法避免的.发达国家的烟气脱硫正在向取消GGH的.方向发展,在此阐述了产生这些问题的机理,并根据我国国情,权衡利弊,论证了在我国烟气脱硫系统中取消GGH的科学可行性.作 者：郭得锋    袁布景    Guo Defeng    Yuan Bujing 作者单位：广东省电力设计研究院,广东广州,510600 期 刊：环境工程 ISTICPKU Journal：ENVIRONMENTAL ENGINEERING 年，卷(期)：2007, (z1) 分类号：X7 关键词：脱硫    GGH    腐蚀    堵塞    环境保护   

篇3：火电厂湿法烟气脱硫系统取消GGH的技术经济分析

近年来,湿法烟气脱硫装置(FGD)在我国的各大火力发电厂大面积投入使用,为使我国的生态环境得到有效保护以及该装置的安全应用,有人对装置取消旁路烟道进行了研究,新创建或扩建的燃煤机组都不会设置旁路烟道。同时还会将现存的或者正在建设的有旁路烟道的脱硫装置进行合理改造。根据最近几年对烟气脱硫装置的实践研究经验和投运的实际情况可知,湿法烟气脱硫装置一般都设置有旁路烟道(少部分电厂取消了旁路烟道)和起快速启动作用的旁路挡板。

1 旁路烟道的作用

石灰石 - 石膏湿法烟气脱硫系统如图1所示。旁路烟道是烟囱到引风机出口的烟气通道,脱硫装置的进出口、烟道开口以及旁路挡板门都设置在这上面,它可以运用旁路挡板把部分脱硫烟气或者全部烟气脱除掉。挡板门开关能不能正常使用体现的是火电厂脱硫装置关键性技术的好坏。

旁路烟道的功能就是当机组的脱硫装置出现故障、需要检修、运用冷启动投油以及烟气参数超过FGD系统负荷的时候将旁路的挡板门打开,使得烟气从旁路烟道而非经脱硫装置排出,这样就不会对发电机组的运行产生影响,同时还可以保证FGD装置的安全。发电机组在冷态启动、锅炉投油点火以及电除尘器裂开时,烟气中的粉尘和油烟很多,为了防止含有较多油烟和粉尘的烟气进入脱硫装置而污染或阻塞FGD系统的设备,降低系统的脱硫能力,只能让烟气从旁路烟道经烟囱排出。当FGD机组产生故障时,应迅速将挡板门打开并将FGD进出口挡板关掉,这样烟气才能进入旁路烟道,方便装置的检修,也不会影响主机的正常运行,同时对脱硫系统设备起到保护作用。

然而,随着现今环保需求的增强以及脱硫技术的快速进步,经过改造后的FGD装置已经能取消旁路烟道。当旁路烟道从脱硫系统中取消以后,锅炉的风烟系统与脱硫的风烟系统会串联起来成为一个系统,这就会直接影响到锅炉的运行,从而影响整个脱硫系统的运行,对应的,脱硫系统也对锅炉的运行有制约作用。

2 取消旁路烟道对脱硫系统的影响分析

首先我们来看一个取消旁路烟道的脱硫装置的实例 :该燃煤机组的容量为350MW,其应用的烟气脱硫装置为一炉一塔和上述的石灰石 - 石膏湿法烟气脱硫工艺,这个机组的系统将旁路取消以后对以下设备产生的影响如下 :

2.1 脱硫吸收塔

取消旁路烟道后,在锅炉冷启动投油助燃或者低负荷投油稳燃时,其烟气中夹杂着一些还没有燃完的带油性的物质,这些物质进入吸收塔后会将塔内的橡胶物质溶解,使这些橡胶物质加速老化、分解,最终会脱落,落下的橡胶物质会堵塞循环泵喷淋层的支管和入口的滤网。与此同时油污若进入浆液系统,很大程度上会对浆液质量、石膏的脱水效果和品质造成损害。

旁路从系统中取消以后,烟气温度就会快速升高,这样就会对吸收塔的设备(如喷淋层、除雾器等)造成损坏。当机组低负荷运行时,脱硫系统将会自动选择两台循环泵运行,如果这两台循环泵跳闸,而又没有旁路烟道,这时高温的烟气就会径直进入吸收塔,进而损坏吸收塔的构建。

2.2 脱硫增压风机

旁路烟道被取消以后,锅炉上的静电除尘器后面的两台引风机就会和一台增压风机串联起来运行,若增压风机在中途突然停止运行的话,就会使引风机克服系统阻力的功能下降。所以必须保证增压风机的正常、安全运行,否则它将会对整个系统以及主机的运行产生严重影响。

2.3 静电除尘器

锅炉在启动或者是处于低负荷投油稳燃的时候,烟气中存在很多没有燃烧完的油污和碳粒,如果未完全燃烧的煤粉和烟尘无法被静电除尘器所吸收,这就会使得装置的入口处形成烟气粉尘浓度超标的现象,按照标准,脱硫系统入口烟气粉尘的浓度应该在200 mg/m3以下,浓度过高的话易使浆液受到污染从而将堵塞除雾器玷污了,这样的话就大大降低了脱硫的效率。

将旁路烟道取消以后,整个脱硫系统的启动和运行都应与机组一致,并且一定要运行静电除尘器。按照锅炉运行的相关规定,如果锅炉的冷启动投油助燃未使用等离子或微油点火,这时静电除尘器入口延期的温度不应低于110℃,不然就不允许燃煤机组于投油助燃的过程中运行静电除尘器。

2.4 气气换热器(GGH)

取消旁路烟道后,脱硫装置在运行的时候GGH的换热元件很易结垢,或者被腐蚀、堵塞,这对脱硫系统的安全性、可靠性以及环保性都降低了。

3 取消旁路烟道采取的对策

3.1 吸收塔的烟汽温度与浆液污染控制

取消旁路烟道后采取措施如下 :(1)避免高温的烟气进入脱硫系统中。将喷淋降温系统装置在吸收塔的入口处,使因空气预热器的停止运行引起的烟气温度急速上升导致的吸收塔受到损坏的可能性降低 ;浆液池采用耐高温的玻璃鳞片,这样可以保证吸收塔能够在不高于145℃的情况下有效运行40分钟以上 ;在吸收塔的烟道入口处采用碳钢衬C276的合金材料 ;喷淋管的材料可以采用耐高温的FRP,这样能保证其在不高于180℃的情况下有效运行40分钟以上 ;除雾器的材料也应能耐高温,可以采用阻燃型的PP,这就能够保证其在时间较短的高温情况下不会被损坏。(2)降低脱硫浆液系统的污染。将系统中的1台浆液循环泵启动,使硫吸收塔的液位保持在7米以下 ;在燃煤机组的负荷还未超过50% 的时候将第二台浆液循环泵启动 ;按照吸收塔浆液的密度来选择对事故浆液箱拨浆,或采用连续大幅度脱水的方法换浆液 ;增加脱水带,经过污染处理过的浆液应从废水想排放到湿灰系统中。

3.2 脱硫增压风机降低风烟系统阻力

取消旁路烟道后采取措施如下 :送风机、引风机启动的时候是增压风机运行起来,脱硫系统的进出口的挡板将会收到信号 ;当一侧的送、引风机跳闸过后联跳增压风机,RB机组的负荷可以在50% ;当全部送、引风机都跳闸过后联跳增压风机,当增压风机的润滑油系统出现故障之后锅炉MFT联跳增压风机 ;最后取消增压风机,将两台引风机改造,降低其风烟系统阻力。

3.3 静电除尘器的投运控制

将旁路烟道取消以后采取如下应对措施 :在锅炉点火18小时之前就进行电除尘器瓷套、瓷轴、灰斗以及大梁加热器的投运 ;最好能将锅炉的投粉时间提前,投过后应留下两组油作为降低油压之用 ;当汽包的压力上升为4 kg/cm时就进行旁路系统的预暖,压力上升至5 kg/cm时就可以将第一套制粉系统投用了,将油枪保留下来,这时再将电除尘器第一电厂投运,同时设置此电厂的二次电压最高值为44KV ;这时锅炉的温度和压力继续上升,当电除尘器出口的烟温在45℃以上的时候将第二电厂投运进去,同时设置该电厂的二次电压最高值同样是44KV,当烟温在85℃的时候再将第三电厂投运,也将二次电压设为44KV ;最后,等锅炉断油之后就投运第四电厂,这时把全部电厂已设置好的参数恢复正常

3.4 脱硫系统 GGH 换型改造

取消旁路烟道后采取措施如下 :为降低脱硫系统的阻力和满足换热的需要,可以用“L”型元件与GGH传热元件换型,因为“L”型的直波纹搪瓷以及大通道的GGH元件对减少系统阻力具有较明显的作用。若净烟温升的比率比改造前小,漏风率也有明显降低,1号增压风机出口的压力降低很显著,风机运作时的电流下降幅度达到28.2A,这还可以减少工厂的用电。

4 结束语

篇4：火电厂湿法烟气脱硫系统取消GGH的技术经济分析

关键词：密度值；湿法脱硫；吸收塔；脱硫效率

中图分类号：X773 文献标识码：A 文章编号：1674-7712 （2014） 18-0000-01

根据我国环境保护法规和最新火电厂大气污染物排放标准的规定，新建大型火电厂都必须配有烟气脱硫系统。吸收塔浆液密度计控制着塔内石膏浆液的排放，保持塔内物料的平衡，若浓度低于某一定值，浆液需打回吸收塔再循环，若浓度高于设定值，则打至一级脱水系统。密度计显示不准确，容易造成塔内浆液排出难以控制，特别是在显示密度偏低的情况下，塔内实际密度较高，可能会造成浆液浓度过饱和度偏高，出现严重的结垢现象。瑞金电厂#1机组（350MW）脱硫改造工程对此做了设计优化。有效地提高了自动控制水平，降低了仪表维护成本，保证了系统安全运行，减少了能源消耗，提高了系统脱硫效率。

一、石灰石-石膏湿法脱硫工艺

瑞金电厂#1机组（350MW）脱硫改造工程烟气处理采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺。锅炉引风机来的烟气经原烟道进入吸收塔，在吸收塔内经过反应脱硫净化经除雾器除去水雾后，净烟气经过净烟道通过烟囱排入大气。在主烟道上设置旁路挡板门，当锅炉启动、烟气脱硫装置故障、检修停运时，旁路挡板门开启，烟气由主烟道经过烟囱排放。

石灰石粉仓内的石灰石经磨机磨粉后进入石灰石浆液箱制成浆液，由石灰石浆液泵送到吸收塔内，与吸收塔内的烟气发生化学反应，吸收烟气中的二氧化硫，在吸收塔循环浆液池中利用氧化空气将亚硫酸钙氧化成硫酸钙[1]。

二、脱硫系统浆液密度测量方法

目前国内脱硫系统浆液密度测量方法主要有三种：γ射线放射吸收测量法、科氏力质量流量法、差压法。这三种方法各占市场的份额分别为：5%、90%、5%左右。

（一）γ射线放射吸收测量法。放射性密度计的测量原理是射线穿过物质时会发生衰减，衰减的程度取决于测量通道的管径和物质的密度，当测量通道恒定时，衰减量是物质密度的函数。放射性密度计的仪器组件不接触被检测对象，对容器内的物料密度等参数进行测量，特别适用于高温、高压、高腐蚀性、有毒、易燃以及强电磁干扰等恶劣环境的密度测量，价格也比较便宜。用于脱硫系统时，由于放射性密度计安装于浆液管之外，与浆液不直接接触，安装方便，维护量小，不会造成浆液的压力损失。但是，放射性密度计也存在一些缺点，如测量信号与浓度不呈线性，管道内壁结垢及磨损将引起测量误差等。实际应用中，因放射性仪器审批程序繁琐，并要对放射源进行严格管理与检查，故这类密度计只在早期的脱硫项目中有所应用。

（二）科氏力质量流量法。在烟气脱硫项目中应用最广的浆液密度测量仪器是质量密度计。其工作原理是：测量管在流体的作用下连续地以一定的共振频率进行振动，振动频率随流体的密度变化而改变，具有一定的规律性，因此共振频率是流体密度的函数，通过测量管的共振频率即可获得流体的密度。科氏力质量密度计的优点是安装和维护非常方便，测量精度高。

（三）差压法。差压法测密度是通过液体压力计算公式△p=ρgh来间接计算浆液的密度。式中，△p为两点间的差压；g为重力加速度；ρ为浆液密度；h为低压侧压力取样位置1与高压侧压力取样位置2的距离。式中h为固定值，因此根据这两点间的压力差即可推算出相应的浆液密度。

三、脱硫系统浆液密度测量设计优化

（一）设计改造过程。瑞金电厂#1机组（350MW）脱硫系统改造前浆液密度测量采用科氏力质量流量法，此仪表安装在石膏排出泵的密度测量旁路上，为保证浆液密度的连续测量，石膏排出泵必须连续运行，这不仅大大缩短了石膏排出泵的使用寿命，同时也增加了電厂后期的运行能耗成本。

由于科氏力质量密度计对流量要求高，但实际现场由于流速高，磨损非常大；由于内部有振动管，测量时易堵塞；同时由于使用过程中逐步磨损，测量的零点会出现飘移，经常出现测量不准和备品备件频繁损坏的现象，需要不断的进行校验和更换新的备品。使用科氏力质量密度计的电厂都存在共性问题：性能不稳定、可靠性差、测量管路磨损严重、更换备品频繁、维护成本极高。

为此设计单位和国电龙源环保公司在改造初期与电厂运行、检修人员及机务专业多方探讨，相互配合，最后决定采用间接测量法，即差压法测密度，简称差压式密度计。在吸收塔底部浆液池侧壁不同高度的位置分别开孔，将静压式液位计直接安装在吸收塔管口上。开孔高度与吸收塔液位高度及搅拌型式有关，通常情况下两层开孔高度差取2m左右。吸收塔塔壁原来在同一水平高度（标高+0.6m）安装有三台静压式液位计，本次改造在中间液位计正上方2m处新增一台静压式液位计（标高+2.6m）。通过测量不同高度的浆液压力，利用最基本的计算公式△p=ρgh来计算浆液的实时密度，代替传统的密度测量方式。并取消了原来石膏排出泵的密度测量旁路。同时设计了专用自动冲洗水，在脱硫分散控制系统（DCS）内设计了自动冲洗程序，每八小时冲洗一次，每次冲洗十分钟，解决了测量管路的磨损、堵塞等问题，保证了测量精度并实现了密度的连续不间断测量。

（二）系统调试。由于没有实际改造应用经验可以借鉴，只有基本的原理公式，根据原理公式对设计方案进行不断优化，保证了密度计改造后的正常投运。

差压式密度计投入运行后，在脱硫系统没有启动的情况下通过注水测量密度并效正；然后向吸收塔内注入浆液，通过浆液的化验比对调整后是比较准确的，取得了初步的预期效果；在系统启动后，针对正常运行过程中吸收塔浆液受搅拌器、泡沫、含尘量、氧化风机、浆液循环泵和冲洗水的影响，差压信号会出现跃变、尖波和突然增大现象，在DCS内部专门设计滤波、信号保持等数据处理功能；通过第三方的多次取样手动测量的对比试验总结规律，在DCS内部设置误差补偿，提供其测量精度。

四、结束语

随着人们对大气环境污染的日益重视，火电厂烟气脱硫技术将得到广泛的应用。本文以瑞金电厂#1机组（350MW）脱硫改造工程系统为例，详细地介绍了石灰石-石膏湿法脱硫工艺以及对脱硫吸收塔浆液密度检测方法做了设计优化，抛砖引玉，希望能使人们对火电厂的烟气脱硫技术有所了解，以便能更好地治理环境问题。

参考文献：

篇5：火电厂湿法烟气脱硫系统取消GGH的技术经济分析

摘要：本文介绍了华电内蒙古能源有限公司卓资发电分公司的烟气脱硫系统及石灰石-石膏湿法脱硫机理,并分析了该电厂脱硫系统中存在的问题及解决方案.作 者：吕海莉 孙建国 作者单位：吕海莉(内蒙古工业大学能源与动力工程学院,内蒙古,呼和浩特,010051)

孙建国(华电蒙能卓资分公司,内蒙古,乌兰察布,012300)

篇6：火电厂湿法烟气脱硫系统取消GGH的技术经济分析

结合大同二电厂二期工程实例,介绍了该脱硫系统的工艺流程,分析了该脱硫系统吸收塔设计要点.

作 者：杨红刚 田明明 刘继奎 YANG Hong-gang TIAN Ming-ming LIU Ji-kui 作者单位：杨红刚,田明明,YANG Hong-gang,TIAN Ming-ming(武汉理工大学资源与环境工程学院,湖北武汉,430070)

刘继奎,LIU Ji-kui(北京华联电力工程监理公司大同项目部,山西大同,037001)

篇7：火电厂湿法烟气脱硫系统取消GGH的技术经济分析

嘉华电厂不设GGH湿法脱硫烟囱防腐改造探讨

对嘉华电厂不设GGH的.湿法脱硫烟囱防腐技术方案进行了探讨.从嘉华电厂的烟囱及其运行特征入手,根据防腐要求提出各种可选方案;通过对方案特性的对比分析,得到最优方案.

作 者：许悠佳 毛培 XU You-jia MAO Pei 作者单位：浙江嘉华发电有限责任公司,浙江,杭州,310009刊 名：电力环境保护英文刊名：ELECTRIC POWER ENVIRONMENTAL PROTECTION年，卷(期)：24(2)分类号：X701.3关键词：GGH 湿法烟气脱硫 防腐

篇8：火电厂湿法烟气脱硫系统取消GGH的技术经济分析

GGH采用原烟气加热净烟气,不需要另外供能,因此在烟气脱硫系统中采用GGH加热净烟气对电厂而言是经济的方法,但是目前很多脱硫装置的GGH在长期运行中经常出现堵塞等现象,需要进行相应的改造。

1 某电厂原脱硫装置基本情况

某电厂2×300MW机组配套脱硫装置,脱硫设施同步投运。采用石灰石—石膏湿法全烟气脱硫,采用一炉一塔,设计脱硫效率不低于95.1%。由于现有煤种含硫量较设计煤种含硫量大幅度提高,产生的二氧化硫远远超过现有脱硫系统的处理能力。

为此对已建脱硫装置进行必要的系统增容和系统改造,使改造后的脱硫装置在燃用装置改造设计煤质条件下进行2台炉BMCR工况全烟气脱硫时,脱硫后烟气SO2浓度不高于200mg/Nm3。

2 目前GGH基本情况

GGH装置烟气入口量(BMCR)为1960000m3/h,GGH原烟侧入口烟温约130℃,GGH净烟侧出口烟温85℃。目前该脱硫系统的GGH堵塞严重,需要对GGH进行改造。

3 GGH改造内容

(1)改造GGH换热元件型式。

控制总压差在600Pa之内、允许牺牲2℃排烟温度为代价、采用不易积灰的换热元件结构形式。

(2)改造GGH吹扫系统,原压缩空气吹扫改为蒸汽吹扫。

蒸汽汽源由电厂提供,温度250℃~300℃,压力>1.0MPa。

4 主要问题的原因分析

GGH的运行阻力逐渐增大。GGH经过一段时间的运行,其运行阻力逐渐增大,其可能的原因为:

(1)烟气带水。在整个FGD系统中,因除雾器的效果等因素的影响,净烟气从脱硫塔出来后,烟气带水,直接导致净烟气密度增大、质量流量增加,进而表现为GGH的运行阻力增大。

(2)烟气中含尘量超标。除尘器和除雾器的效果,将直接决定着烟气中的的含尘量。除尘器的效果欠佳,将使得原烟气中的飞灰携带到潮湿的GGH中,并黏结到GGH的传热元件上。除雾器的效果将决定了净烟气中携带的脱硫副产品石膏的含量。无论是飞灰还是石膏,其黏结到传热元件上必将堵塞GGH传热元件的流通通道,进而增大其运行的阻力。

(3)系统参数的改变。运行工况与设计工况有了较大的改变,尤其是改变了煤种后,烟气的温度得到的升高,流量有所增加,都将改变系统的运行阻力。

(4)吹灰器的吹灰效果和清洗效果。吹灰介质设置不当、吹灰效果不佳等等,将不能有效、及时地将传热元件表面的污垢进行清除。久而久之,传热元件的流通通道将被逐渐堵塞,系统阻力将显著增大。

(5)吹灰介质的品质不佳。吹灰介质的压头、流量、温度、过热度等将直接影响吹灰器的吹灰效果。

(6)吹灰器的喷嘴不是专用的高通透的喷嘴,同样的吹灰介质,但吹灰效果欠佳。

(7)杂物堵塞传热元件的流通通道。GGH经过长期的运行后,冷端(上部)传热元件容易产生腐蚀。腐蚀后的杂物从上而下逐渐堵塞了流通的通道,即使采用频繁的吹灰和高压水冲洗也将无济于事。

(8)不恰当的吹灰、清洗方式。传热元件在进行水冲洗时没有同步进行压缩空气和/或蒸汽的吹扫,使得元件在潮湿的状态下运行。

(9)水冲洗管有泄漏,造成水进入GGH内部。

(10)机组停炉时,没有按照厂家的要求进行彻底的低压水冲洗。

5 GGH的改造方案

针对上述主要问题,结合GGH的实际运行情况,改造方案为:

(1)运行工况与选型工况严重偏差,需重新进行GGH选型,选择合适高度的传热元件。GGH改造时有必要根据实际运行工况的参数进行重新计算,以保证GGH的合理换热余量。

(2)选择封闭通道、大间隙、防堵塞、易清洁的传热元件波型。

GGH上通常采用的两种波型的传热元件,即封闭通道波型和开发通道的波型。开放通道的传热元件,是一种常规的波型,被广泛应用于锅炉的空预器中。吹灰介质在通过开发通道的传热元件时不能保证持续有效的吹灰压头,起不到良好的吹灰效果。封闭通道波型的传热元件,在一定区域的范围内,形成了密封腔体。当具有一定压头的介质对这一区域进行吹扫时,吹灰介质不容易向周边扩散,从而保证了介质一直具有有效吹灰的压头,提高了吹灰效果,有效地清除积灰和污垢,具体见图1。

在此次改造方案中,采用改良型的封闭通道的传热元件,其具有以下特点:①大通道。能够有效增加烟气在GGH内部的流通速度,使得烟气流通传热元件时的阻力损失达到最小点。②良好的换热效果。元件的波型具有足够的斜波纹,能够保证充分的换热效果;又具有一定的大通道,能够保证良好的吹灰。③良好的吹灰效果。大通道波型的波峰与其平板进行紧密配合,保证了一个封闭的流通通道截面。当吹灰器进行吹灰时,吹灰介质的压头可以在该通道中有效地保持(即不向外扩散),因此在选用同样吹灰介质的情况下,能够起到更好的吹灰效果。

(3)确保在线高压水冲洗能够投运。当运行阻力大于设计阻力的50%左右时,可以投运在线的高压水冲洗,使得GGH的运行阻力能够回复到原始的状态。这就避免了因GGH的运行阻力太大而频繁地停运FGD系统,提高了FGD系统的停运率。

(4)改造吹灰介质的品质。将原先的压缩空气气源改为蒸汽汽源,蒸汽的压力要求为1.0~1.4MPa,蒸汽总流量不低于5.5t/h,吹灰蒸汽需要有150℃以上的过热度。

(5)改造吹灰器内部蒸汽吹灰的枪头,并更换专用的高通透的喷嘴。

(5)调整吹灰流程和吹扫时间。根据转子的转速和吹灰器的有关参数,调整吹灰器的吹扫流程,确保在一个完整的吹灰流程中,吹灰器的吹扫能够覆盖整个转子的传热元件。同时需要能够满足当转子经过高压水喷嘴后,立刻由吹灰喷嘴予用蒸汽予以吹干水滴。避免了高压水冲洗过后二次结垢(在线冲洗后再次粘附)的危害。

(6)调整传热元件在GGH转子内部的标高,将冷端的高度减少,增加热端的高度,避免不必要的腐蚀。同时,将冷端的传热元件更加靠近吹灰器喷嘴,提高最容易堵塞的传热元件冷端部位的吹灰强度。

(7)针对除雾器和电除尘器进行改造,降低烟气含尘量,减少烟气带水。

6 烟气再热器(GGH)改造和取消GGH+脱硫湿烟囱的方案比较

对于脱硫后的净烟气有两种常见的处理方式,一种是净烟气经过GGH加热后排放到一般防腐的烟囱,一种是净烟气不经过加热直接排放到经过良好防腐处理的湿烟囱。近年来,结合国内外的运行经验,并随着对脱硫认识的深化,脱硫湿烟囱方案已经被大家认同,新上的脱硫项目现在都采用取消GGH,同时采用湿烟囱防腐方案。

6.1 GGH加热的方案

6.1.1 有利于提高排烟温度和抬升高度

GGH可以将湿法烟气脱硫的排烟温度从50℃升高到80℃左右,从而提高烟气从烟囱排放时的抬升高度。

但从环境质量的角度来看,主要关注点是在安装和不安装GGH时,主要污染物(SO2、粉尘和NOX)对地面浓度的贡献。污染物的最大落地浓度点到烟囱的距离,安装和不安装GGH分别约为10000m和7000m。由于SO2和粉尘的源强度在除尘和脱硫之后大大降低,因此无论是否安装GGH,它们的贡献只占环境的允许值的极小部分。由此可以看出GGH对于环境质量没有本质的改善。

6.1.2 有利于减轻湿法脱硫后烟囱冒白烟问题

由于安装了FGD系统之后从烟囱排出的烟气处于饱和状态,在环境温度较低时凝结水汽会形成白色的烟羽。在北方环境温度较低的地区,出现的几率会更大。白烟问题不是一个环境问题,而是一个公众的认识问题,更何况与冷却塔相比,烟囱的白烟是很少的。

6.1.3 GGH改造不能减轻下游设备腐蚀

经过此后的实践证明,由于烟气在经过GGH加热之后,烟温仍然低于其酸露点,仍然会在下游的设备中产生新的酸凝结。不仅如此,由于随温度上升液体的腐蚀性会大大增强,烟温升高更加剧了凝结液的腐蚀倾向,使得经GGH加热后的烟气有更强的腐蚀性。因此认为采用GGH后可以不对下游烟道和烟囱进行防腐的概念是一个认识上的误区。无论是否安装GGH,湿法FGD的烟囱都必须采取防腐,并按湿烟囱进行设计。这一点已经被国外几十年来的实践所证实。认为安装了GGH就可以不对烟囱进行防腐处理是错误的[1]。

6.1.4 GGH改造带来的问题

(1)运行成本高。

GGH本体对烟气的压降约在1000Pa,如果考虑到由于安装GGH而引起的烟道压降,总的压损约在1200Pa左右。为了克服这些阻力,必须增加增压风机的压头,使FGD系统的运行费用大大增加。而且GGH本身的电耗为2×200kW。

(2)易造成烟气泄漏。

GGH的原烟气侧向净烟气侧的泄漏会降低系统的脱硫效率,尽管回转式GGH的原烟气侧和净烟气侧之间的泄漏可以达到1.0%以下,但毕竟是一种无谓的损失;

(3)造成腐蚀和增加阻力。

由于原烟气在GGH中由130℃左右降低到酸露点以下的80℃,因此在GGH的热侧会产生大量的粘稠的浓酸液。这些酸液不但对GGH的换热元件和壳体有很强的腐蚀作用,而且会粘附大量烟气中的飞灰。另外,穿过除雾器的微小浆液液滴在换热元件的表面上蒸发之后,也会形成固体的结垢物。上述这些固体物会堵塞换热元件的通道,进一步增加GGH的压降。国内已有电厂由于GGH粘污严重而造成增压风机振动过大的前鉴[2]。

6.2 脱硫湿烟囱的方案

6.2.1 提高系统的运行可靠性和可用率

安装GGH后,由于GGH部件的腐蚀和换热元件堵塞造成的增压风机的运行故障已经成为FGD系统长期稳定运行的瓶颈之一,降低了FGD系统的可用率,增加了维修费用。采用湿烟囱防腐,取消GGH后,可以使得烟气系统得以简化,FGD系统的可靠性有了提高,达到高可用率运行。

6.2.2 湿烟囱防腐方案

根据对烟囱结构、烟气流场、脱硫工艺、运行工况等详细分析,推荐采用泡沫玻化陶瓷砖防腐系统进行湿烟囱防腐,防腐系统见图3。

该系统具有如下特点:①防止酸性气液相混合体渗透;②抵抗烟气中的混合介质化学腐蚀;③具有隔热、保温功能;④适应干湿、高低温烟气交替运行;⑤有效地抗酸水渗透;⑥胶黏剂具有膨胀可逆的收缩弹性,可调节、化解不同相材料的热膨胀,有效防止防腐介质主体开裂或脱落。

6.2.3 防腐材料的选择

(1)玻化陶瓷砖。

泡沫玻化陶瓷砖以矿物为原料,加入了适量的、在一定温度下能产生大量气体的、具有膨胀性能的原生矿物的混合物。成品陶瓷砖体积密度为350kg/m3、导热系数为0.150W/(m·k)、体积吸水率小于0.5%(仅表面潮湿)、抗冻性能优良、防水抗渗能力强,制品在5%~40%H2SO4浸30天抗压强度不降低;外观无腐蚀变化、耐烟气冲刷、机械强度高达3.0MPa、是能在恶劣环境中长期使用的高性能轻质泡沫制品。

(2)耐温耐酸胶黏剂。

耐温耐酸胶黏剂为双组分材料组成,胶黏剂不含溶剂(胶层固化过程中不会产生因溶剂挥发时形成的泡孔),其主要成分为有机硅橡胶。当温度变化时,其分子之间的作用力改变很小,所以它的各种性能基本不会改变。在施工过程中,固化剂加入硅橡胶中在室温下进行化学反应,完成固化过程。从而使拉伸强度达到2.3MPa、拉伸剪切强度达到2.2MPa以上,此固化机理是化学反应过程而非物理固化,从而使固化时间大为缩短,在复杂工况条件下性能可靠。

6.3 经济分析

6.3.1 如果取消GGH+湿烟囱防腐的方案

投资:烟囱防腐面积按10000m2考虑,单价按照1380元/m2,总造价为1380万元人民币;

GGH 拆除费用和GGH及烟道的残值抵消;

运行费用:每年10万元,主要对烟囱防腐系统进行检查和运行维护;

6.3.2 如果采用GGH改造的方案

投资:按照每台改造费用280万计算,两台的改造费用为560万元人民币;

每年运行费用:(年利用小时数按5500h计算,厂用电电费按0.2元人民币/kWh);

电费:2×1700kW×5500×0.2=374万元人民币;

运行维护费用(包括蒸汽消耗,备品备件,巡检、人工费用等):50万元人民币;

所以每年运行费用424万元人民币。

经分析,采用取消GGH+湿烟囱防腐的方案初始投资比GGH改造要多820万元人民币,但是每年运行费用将节省414万元人民币,只需要两年的时间就可回收初始投资。所以,取消GGH+湿烟囱防腐的方案节能效益显著。

7 结 语

在FGD系统中安装GGH是FGD早期发展过程中的认识,长期的实践已经证明GGH在FGD系统中的作用不大,带来投资巨大且负面影响多,对已有工程GGH改造的意义不大。

泡沫玻化陶瓷砖的湿烟囱防腐技术成熟可靠,经过工程实例的验证,简化了脱硫系统,降低了投资和运行费用,是一种值得选择的方案。

参考文献

[1]张为强,陈军海.火电厂湿法烟气脱硫系统中取消换热器的可行性分析探讨[J].中国电力环保,2007(02):48-51.

篇9：火电厂湿法烟气脱硫系统取消GGH的技术经济分析

摘要：电厂脱硫装置的稳定运行是减少SO2排放的重要保障,而除雾器又是脱硫设备的`核心设备之一,根据广东某电厂简易石灰石-石膏湿法脱硫装置除雾器的故障分析,得出除雾器发生故障的原因,并提出相应的对策.作 者：何怀昌    付小平 作者单位：何怀昌(广东省粤电集团连州发电厂,广东连州,513400)

付小平(广东省电力设计研究院,广东广州,510663)

篇10：电厂烟气湿法脱硫的技术问题综述

某电厂2×600MW超临界燃煤机组, 烟气脱硫工程采用美国引进型石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术。锅炉排出烟气经电除尘器处理后通过增压风机进入GGH, 被冷却后进入喷淋式吸收塔, 自下而上流运, 并与吸收塔内的石灰石浆液形成逆流相混合。烟气中的酸性气体经循环石灰石浆液洗涤, 可将烟气中95%以上的硫脱除。同时还能将烟气中几乎全部的氯化氢与氟化氢除去。在吸收塔的顶部出口, 经处理的烟气穿过两级除雾器, 除去悬浮液滴。出吸收塔后, 烟气再次进入GGH升温至80℃后排入烟囱。脱硫烟道配有旁路挡板, 在紧急情况下或机组启动时, 旁路挡板打开, 烟气经旁路烟道直接排入烟囱。

2 脱硫系统的结垢、堵塞与处理方法

2.1 结垢、堵塞机理

2.1.1 石膏浓度过饱和后会出现晶束, 进而形成晶种、晶体。石膏结晶是一个动态平衡过程, 新晶种的形成和晶体长大同时进行, 只有结晶到一定程度才被允许排出, 因此石膏浆液在吸收塔内应有足够的停留时间, 即保持石膏的过饱和状态。经验表明比较理想的石膏相对过饱和度应控制在1.25~1.30。

2.1.2 在系统严重缺氧和氧化反应程度极低的条件下, 将生成一种产物CSS——称为软垢, 使系统发生结垢, 甚至堵塞。其中, 软垢CSS的分子式为Ca (SO3) 0.8 (SO4) 0.21/2H2O。

2.1.3 吸收液pH值高有利于SO2的吸收, 但调试中发现, 当pH>5.9时, 石灰石中Ca2+的溶出就减慢, SO32-的氧化也受到抑制, 浆液中Ca SO3·1/2H2O就会增加, 易发生管道结垢现象。在碱性pH值环境下运行会产生碳酸钙硬垢。反之, 如果浆液pH值降低, 石灰石中Ca2+的溶出就容易, 而且对SO32-的氧化非常有利, 保证了石膏的品质, 但亚硫酸盐溶解度急剧上升, 硫酸盐溶解度略有下降, 在很短时间内, 会有石膏大量产生并析出, 产生硬垢。pH值较低会使SO2的吸收受到抑制, 脱硫效率将大大降低。

2.1.4 设备系统停止/运行时, 设备管道冲洗不充分, 导致浆液沉积、堵塞。

2.1.5 GGH堵塞。原烟气进入GGH后温度由约140℃降至酸露点下90℃, 因此在GGH热侧产生大量黏稠浓酸液, 这些酸液对GGH的换热元件和壳体有很强的腐蚀作用, 而且会粘附大量烟气中的飞灰, 飞灰具有水硬性, 含有氧化钙成分, 氧化钙的存在会激发飞灰的活性, 换热元件上沉积的硫酸钙、冷凝产生的硫酸和飞灰在高温下相互作用形成硫酸盐、硅酸盐等硬垢。穿过除雾器的微小浆液雾滴在进入GGH净烟道时, 水分蒸发, 剩下石膏小颗粒残留在换热元件上形成积垢, 经高温烟气烘烤变成硬块。这些积垢使GGH换热元件的通流面积变小, 造成压差升高。

2.2 处理方法

2.2.1 保证氧化风机向吸收塔充分供气, 使氧化反应趋于完全, 确保吸收塔浆液中有足够浓度的石膏晶种。

2.2.2 杜绝石子等杂物进入吸收塔, 严防喷嘴堵塞。

2.2.3 在运行中, 控制吸收剂水分蒸发速度和蒸发量, 使得溶液中石膏过饱和度最大不超过1.4。

2.2.4 控制溶液的pH值, 尤其避免运行中pH值急剧变化, 一般控制在4.5~6.0之间。

2.2.5 吸收液中加入石膏或亚硫酸钙晶种。

2.2.6 适当增大液气比也是防止系统结垢、堵塞的重要技术措施。

2.2.7 根据相关系统设备的运行状态 (压力、流量、电流等) 和各种浆液的化学分析结果来判断结垢的趋势。

2.2.8 在系统停运之前, 要对相关浆液管道进行彻底冲洗, 并排尽积浆, 以防设备、管道腐蚀和堵塞。

2.2.9 GGH的堵塞问题需要从三个方面分析:一是积垢的来源, 二是对GGH换热元件的吹扫, 三是换热元件波纹板波纹型式。通过加强冲洗、更换GGH换热元件、调整运行方式等措施基本可以解决此问题。

3 脱硫系统的腐蚀、防腐及磨损

3.1 腐蚀机理

3.1.1 烟气中的SO2、HCl、HF等酸性气体在与液体接触时, 生成相应的酸液, 其中SO32-、Cl-、SO42-对金属有很强的腐蚀性, 对防腐内衬也有很强的扩散渗透破坏作用。

3.1.2 存在于同一电解质溶液中的不同金属表面将发生电化学腐蚀。

3.1.3 结晶腐蚀。溶液中的硫酸盐和亚硫酸盐随溶液渗入防腐内衬及其疏松孔隙内, 当系统停运后, 吸收塔内逐渐变干, 溶液中的硫酸盐和亚硫酸盐析出并结晶, 随后体积发生膨胀, 使防腐内衬承受应力, 产生剥离损坏。

3.1.4 环境温度的影响。由于GGH故障或浆液循环系统故障, 导致塔内烟温升高, 其防腐材料的许用应力随温度升高而急剧降低。

3.1.5 脱硫系统的箱、罐、反应容器内部均设有搅拌器, 该设备运行时, 对这些容器内表面的防腐材料造成一定冲刷和破坏。

3.2 防腐技术措施

3.2.1 严格控制塔内浆液的pH值在规定范围4.5~6.0, 防止PH值急剧变化。

3.2.2 根据FGD设计的入口烟温, 选择与入口烟温、塔内设计温度相匹配的内衬材料以保证脱硫设备的安全稳定运行。

3.2.3 严把防腐内衬的施工质量关。

3.2.4 施工或检修过程中要严格把关, 保证脱硫设备、管材合理和优质的焊接工艺。

3.2.5 脱硫系统设有的箱、罐、反应容器内部的防腐材料要符合环保及国家规定控制危险源所必须的相关要求。

3.3 脱硫系统的磨损

脱硫浆液含固量较高, 对设备造成磨损, 当浆液的PH值呈较强酸性时, 对设备的磨损更快、更严重。因此要减轻磨损, 必须控制浆液的含固量不能太高, 浆液的PH值也应控制在合理范围内。此外对于一些磨损严重的管件可使用不锈钢管件来代替。实践证明, 在衬胶或碳钢管件磨蚀较快的部位用316不锈钢管件代替后, 使用时间较长, 目前复合陶瓷钢管在脱硫系统使用也较多。必要时也可将该管件前后的阀门或附件位置变动, 以改变管道内浆液的流场减轻扰流。

4 影响脱硫效率的因素分析

4.1 吸收剂的pH值

烟气中SO2与吸收塔浆液接触后发生如下一些化学反应:

SO2+H2O→H++HSO3-HSO3-→H++SO32-

产生的H+促进了Ca CO3的溶解, 生成一定浓度的Ca2+:Ca CO3+H+=HCO3-+Ca2+

Ca2+与SO32-或HSO3-结合, 生成Ca SO3和Ca (HSO3) 2:

Ca2++SO32-→Ca SO3;Ca2++2HSO3-→Ca (HSO3) 2

反应过程中, 一部分SO32-和HSO3-被氧化成SO42-和

HSO4-:SO32-+1/2O2→SO42-HSO3-+1/2O2→HSO4-

最后吸收液中存在的大量SO32-和HSO3-, 可以通过鼓入空气进行强制氧化转化为SO42-, 最后生成石膏结晶:

Ca2++SO42-+2H2O→Ca SO4·2H2O

脱硫反应的基础是溶液中H+的生成, 只有H+的存在才促进了Ca2+的生成, 因此, 吸收速率主要取决于溶液的pH值。故湿法脱硫工艺的应用中控制合适的pH值和保持pH值的稳定是保证脱硫效率的关键。

pH值为6.0时, 二氧化硫吸收效果最佳, 但此时易发生结垢, 堵塞现象。而低的pH值有利于亚硫酸钙的氧化, 石灰石溶解度增加, 但二氧化硫的吸收受到抑制, 脱硫效率大幅度降低;当pH值为4.5时, 二氧化硫的吸收几乎无法进行, 且吸收液呈酸性, 对设备也有腐蚀。调试某电厂新建机组脱硫系统发现浆液pH值在4.5~6.0之间较为妥当。

4.2 液气比及浆液循环量

液气比增大, 表明气液接触机率增加, 脱硫率增大。但二氧化硫与吸收液有一个气液平衡, 液气比超过一定值后, 脱硫率将不在增加。初始的石灰石浆液喷淋下来后与烟气接触, SO2等气体与石灰石浆液的反应并不完全, 需要不断地循环反应, 增加浆液的循环量, 也就加大了Ca CO3与SO2的接触反应机会, 从而提高了脱硫效率。若吸收塔喷嘴或浆液循环泵入口堵塞、喷淋效果较差、浆液循环泵内部磨蚀严重等, 使运行压力不足, 均会导致脱硫效率下降。

4.3. 烟气与吸收剂接触时间

烟气自GGH进入吸收塔后, 自下而上流动, 与喷淋而下的石灰石浆液雾滴接触反应, 接触时间越长, 反应越完全。

4.4 石灰石粒度及纯度

石灰石是目前湿法脱硫中最常用的吸收剂。石灰石颗粒越细, 纯度越高, 其表面积越大, 反应越充分, 吸收速率越快, 石灰石的利用率越高。一般要求石灰石粉的90%能通过325目筛 (44μm) 或250目筛 (63μm) , 并且Ca CO3含量大于93%。

4.5 氧化空气量

O2参与烟气脱硫的化学过程, 使HSO3-氧化为SO42-, 随着烟气中O2含量的增加, CaSO4·2 H2O的形成速度加快, 脱硫率也呈上升趋势。保证氧化风机向吸收塔的供气量可提高脱硫率。

4.6 烟气中灰尘含量

影响吸收塔内水质的因素之一是烟气中尘埃含量大。由于脱硫过程中烟气中灰尘大量进入吸收塔内, 与塔内浆液混合, 阻碍了石灰石浆液对SO2的吸收, 降低了石灰石中Ca2+的溶解速率, 同时烟尘或溶液中不断溶出的一些重金属离子会抑制了Ca2+与HSO3-的反应。若烟气中粉尘含量持续超过设计允许量, 将使脱硫率大为下降。同时成品石膏中也含有大量的灰尘及消耗的石灰石量也相应增加, 影响石膏品质。

4.7 烟气温度

若进入吸收塔的烟气温度较高, 烟气膨胀, 流速和压力增大, 会使脱硫效率下降;若进入吸收塔烟气温度越低, 越利于SO2气体溶于浆液, 形成HSO3-, 即:低温有利于吸收, 高温有利于解吸。通常, 将烟气冷却到60℃左右有利于吸收SO2;烟气较高温度时, SO2的吸收效率降低。

4.8 煤质影响

由于煤质的不同, 煤中所含的微量物质也不同, 某些燃煤烟气中HCl、HF含量较高, 由于吸收塔内浆液浓度在20%左右, HCl、HF就会溶解于浆液中而使F-、Cl-含量增加, 从而影响石灰石浆液对SO2吸收, 影响PH值的测量。

4.9 Cl-含量

Cl-对系统性能的影响是潜在的, 在系统中主要以氯化钙形式存在, 去除困难, 影响脱硫效率, 达到一定程度时才会显现, 主要是干扰了离子间的反应。通常Cl-的设计上限为20000mg/L, 实际上一般当Cl-高于12000mg/L时, 就表现出对FGD运行的一些负面影响, 如pH值的自控能力稍微减弱, 副产物石膏中Ca CO3含量略有增加等。浆液Cl-浓度高低与原烟气中HCl的含量直接相关, 也与系统的废水排放量有关。

4.10 烟气流量变化

机组负荷增减时, 进入吸收塔的烟气量随之变化。首先要保证增压风机的稳定运行, 然后调节石灰石浆液的供浆量, 以稳定浆液pH值;再适时改变有关设备的运行方式。一般开式喷淋塔的液气比控制在13~16L/m3。因此, 可根据实际烟气量来决定增减循环泵的运行台数或切换循环泵, 不同循环泵之间的优化组合运行方式需经过多次试验后才能确定。氧化空气的量一般为鼓入空气中的氧与SO2摩尔比为1.5左右, 所以烟气量变化后也应改变氧化风机的供气量。

4.11 原烟气SO2浓度波动

燃煤硫分变动的情况经常发生, 原烟气中SO2浓度并不稳定。SO2浓度的突然上升往往使吸收塔浆液pH值在短时间内下降, 如果此时控制系统跟不上工况变化, 就可能造成pH值无法恢复到正常值, 降低脱硫效率, 影响石膏品质。

4.12 烟气旁路档板密封不严渗漏

正常运行中, 烟气旁路档板密封不严泄漏, 使得少部分原烟气从旁路烟道通过, 与经FGD处理的净烟气相混合, 从而导致出口烟气中的SO2浓度超标, 降低了脱硫效率。

4.13 仪表指示影响

在线检测系统 (CEMS) 传输信号不准, 导致控制系统 (或人为判断) 出现问题, 从而影响脱硫效率。因此, 保证仪表的准确投运, 对于提高脱硫效率尤为重要。

4.14 烟气中含油成分

当锅炉投油燃烧, 来不及退出电除尘、脱硫系统, 烟气中的油气进入吸收塔, 导致浆液污染, 甚至脱硫系统中毒瘫痪。因此, 严格执行《电除尘、脱硫系统投退管理规定》也是确保脱硫系统安全稳定运行的重要方面。

4.15 设备故障引发脱硫效率下降

脱硫设备故障也会引发脱硫效率下降, 所以必须加强脱硫设备日常维护。制浆系统出力不足、烟道膨胀节破裂、脱水系统故障、GGH堵塞、管道磨损、吸收塔墙壁磨穿等都可引发的脱硫效率降低甚致停运脱硫。因此要提高设备科学管理水平, 加强检修维护的计划性、严格执行各项定期工作、提高设备管理人员实践经验, 减少重复性缺陷的发生, 从而大大提高整个脱硫系统的可靠性。

5 国内电厂脱硫设备现状

目前国内电厂脱硫系统核心设备仍然以进口为主。增压风机转子、浆液循环泵、喷淋管及喷嘴、供浆调节阀、脱水机、真空泵、氧化风机、旋流器等设备仍然依赖进口。进口设备从使用的情况来看, 故障率较低, 主要是定期维护和正常磨损。其它设备则以国产为主, 包括振动给料机、斗提机、螺旋输送机、湿式球磨机、皮带输送机、渣浆泵、衬胶管道、称重给料机等, 但日常缺陷率较高, 主要体现在, 球磨机入口漏浆、机械密封使用寿命短、皮带输送机皮带跑偏等缺陷。除此之外, 脱硫系统还有许多固有问题, 比如管道磨损、堵塞、GGH堵塞、腐蚀等问题都无法避免。很多设备露天布置、工作环境恶劣, 很多零部件都在粉尘、浆液、水雾等环境下工作, 容易锈蚀和磨损, 所以需要严格执行加油脂、换油、更换零部件等定期工作, 才不致于出现被动应付的局面。因此, 我们只有经过多年实践、长期探索、总结经验, 并制定一套科学的设备运行、检修、维护管理方法, 包括建立排产计划、转动设备振动异常监测分析、油定期化验、精细化管理、台帐等一系列制度, 对设备进行科学管理、优化运行, 从一个长周期的角度对设备进行全寿命管理, 即从设备使用寿命和系统运行经济性两方面考虑问题, 才能保证整个脱硫系统处在一个合理、经济、稳定的运行状态。

参考文献

[1]周至祥, 段建中, 薛建明.火电厂湿法烟气脱硫技术手册[M].北京:中国电力出版社, 2006.

[2]孙克勤.电厂烟气脱硫设备及运行[M].北京:中国电力出版社, 2007.

篇11：火电厂湿法烟气脱硫系统取消GGH的技术经济分析

某热电厂脱硫GGH生产厂家为上海锅炉厂有限公司空气预热器公司。主要参数:设计换热器烟气阻力950Pa, 总泄漏量 (原烟气向净烟气侧泄露) 低于0.5%, 加热板材质为低碳钢镀搪瓷, 热容量15458k W, 加热表面积13645m2, 搪瓷钢板高度800mm。清洗方式为:高压水 (15.0MPa) 冲洗、压缩空气 (0.6MPa) 吹扫两种方式。通过5年的运行发现GGH的堵塞情况比较严重, 机组较大负荷时GGH压差可达到3800Pa左右, 增压风机频繁喘振。多次停运进行化学药物浸泡酸洗和高压水冲洗, 压差的降低效果不尽人意。

1 脱硫GGH设备及运行情况

1号、2号机组 (2×300MW) 脱硫装置采用一炉一塔方案, 即锅炉排出的原烟气经1号、2号增压风机升压后, 分别通过1号、2号烟气换热器 (简称GGH) 进行热交换, 再进入#1、2吸收塔进行脱硫。脱硫后的净烟气又经1号、2号GGH加热至80℃以上, 通过烟囱排至大气。采用德国比晓夫公司的石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺。2006年投入商业运行。

脱硫装置投运以来, 因运行人员工作经验不足, 吸收塔运行参数保持不好, 对GGH吹扫和清洗重要性认识不足, 再加上因阀门内漏和喷嘴脱落引起高压水冲洗投入不足等, 最终导致GGH的堵塞情况比较严重。机组较大负荷时 (85%满负荷) GGH压差可达到3800Pa左右, 增压风机频繁喘振, 严重影响脱硫系统安全运行。多次停运进行化学药物浸泡酸洗和高压水冲洗, 冲洗后GGH压差可降至2500Pa左右, 但持续时间较短, 2~3个月后GGH压差又恢复至冲洗前数值。以2号脱硫装置为例, 特别是2011年10月按照要求脱硫旁挡封堵后, 停运冲洗3个月后压差达到3900Pa以上, 冲洗后3个月相同运行工况下, 增压风机动叶开度增加9%、增压风机电流增加30A、风机出口压力增加1050Pa、风机垂直振动升高2.5mm/s、原烟气侧压差增加550Pa、净烟气侧压差增加700Pa, 影响机组带负荷15MW, 增加脱硫系统运行电耗5%左右。

2 脱硫GGH堵塞原因分析

根据2012年1月对GGH换热板垢样的送检分析结果看, 垢样的主要成分为:Ca O、Si O2、AL3O2、Fe2O3、Ca SO4、Ca CO3, 其中前4种即为水泥的主要成份, 这也是GGH结垢坚硬很难清理的原因。垢样中的Ca O、Si O2、AL3O2、Fe2O3应主要来自烟气中的粉尘, Ca SO4和Ca CO3来自吸收塔内的石膏浆液。

2.1 烟尘引起

净烟气温度低、湿度大, 所以吸收塔出口烟气携带一定量的水份。换热元件在净烟气侧附带水份后, GGH换热元件表面较为潮湿, GGH原烟气侧是含高浓度灰尘的烟气, 除尘不彻底, 残留的尘粒极易附着于换热元件表面, 在高温原烟气的作用下, 换热面粘附物水分蒸发、结晶、板结, 形成垢块。

2.2 净烟气携带浆液的沉积结垢引起

经过吸收塔的烟气与浆液充分接触, 烟温降低, 水份饱和, 大雾滴已被两级除雾器烘干, 出口出雾滴含量基本不超过75mg/m3。但是烟气总量非常大, 长时间持续运行的GGH会携带过量石膏浆液, 这些浆液会粘附在换热元件上。随着冷热交替, 烟气所含的水份大量蒸发, 析出溶质、固形物, 随着时间的延长, 固形物或溶质层厚度越来越大, 造成换热元件通道被堵塞。

2.3 GGH本身设计不合理引起

现场检查发现2号GGH吹灰器的部分喷嘴堵塞或脱落, 严重影响冲洗效果;GGH使用紧凑型波纹板, 不利于吹扫;GGH换热板纵深过长, 富集在中间部位的积垢不易清除;GGH前后直烟道长度不够, 也无法通过导流板使流场均匀, 最终造成GGH局部先产生浆液粘结堵塞通道, 形成恶性循环。

2.4 GGH吹扫/清洗不正常或GGH运行中对结垢初期处理不当

不按规定吹扫GGH, 就会导致其内部结垢。实际工作中所用的2台GGH系统中的灰垢如果不按时彻底吹扫, 或者隔很长的一段时间才清理, 就会导致灰垢累积, 最终增大了吹扫难度。还有一种情况是, 吹扫气源不能满足设计要求;GGH在运行初期压差高的状况下, 运行人员没能及时进行高压冲洗水清洗, 或者因冲洗水压力大不大高压标准致使粘结物板结成硬垢, 严重影响换热板表面光洁度, 使得后续的浆液粘结越来越多, 造成结垢越来越严重。

2.5 吸收塔p H值保持较高

据统计分析, 两套脱硫装置有相当长时间因人员操作和设备原因p H值保持较高 (5.8左右) , 吸收塔浆液中Ca CO3含量也越高, 烟气携带的Ca CO3浆液颗粒也越多, 它们与原/净烟气中的SO2发生反应后生成结晶石膏, GGH换热元件一旦粘上石膏, 就会出现堵塞的问题。

2.6 运行时吸收塔内液位高, 浆液从吸收塔原烟气入口倒流入GGH

吸收塔在运行时由于氧化空气的鼓入, 液位有一定的上升, 另外吸收塔运行时在液面上常会产生大量泡沫, 泡沫中携带着石灰石和石膏混合物颗粒。现场实际观察, 每次停运检修时进入吸收塔烟气入口处, 发现存在大量石膏与粉尘混合物堆积, 这也充分证明吸收塔浆液表面泡沫层的存在, 有时吸收塔内浆液表面泡沫层有近3m高, 运行人员无法通过液位测量发现液面上虚假的部分, 最终导致泡沫通过吸收塔原烟气入口倒流回GGH。从GGH通过的原烟气温度较高, 泡沫中的水份被高温烟气蒸发, 泡沫中携带的石灰石与石膏混合物颗粒粘附在换热片表面。在此阶段, 泡沫吸附了原烟气中的灰尘, 带泡沫的水份蒸发后, 灰尘就附着在换热片上, 在一定程度上增加了灰垢厚度, 加剧了通道堵塞。

3 采取控制GGH堵塞的措施

3.1 严格控制电除尘出口粉尘浓度

近年来, 电煤供应十分紧张, 为了缓解供需矛盾, 大多数电厂都参烧混合煤。为此, 必须对混合煤种的配比进行严格把控, 以免烟气所含的SO2和灰尘量超标, 同时防止灰垢附着在GGH换热元件表面, 堵塞排气通道。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, 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。

3.2 GGH运行中按时保质进行吹扫或冲洗

目前GGH清洁实行每6小时至少进行一次压缩空气s吹扫, 吹灰压力不低于0.6MPa, 每周进行一次高压水冲洗, 高压水冲洗压力不低于13.5MPa。若机组满负荷时GGH压差已大于1000Pa, 每周进行两次连续高压水冲洗。经过近半年的实践表明, 此方法可较好维持GGH压差在合理范围内, 基本保持稳定。

3.3 降低吸收塔运行液位

脱硫吸收塔设计液位为11.5±0.5m, 为了尽量减少浆液进入GGH引起堵塞, 同时考虑到浆液循环泵的运行参数, 我们将吸收塔正常运行液位改为控制在10.5±0.5m, 运行过程中注意总结吸收塔真实液位以上“虚假液位”规律, 防止泡沫从吸收塔烟气入口进入GGH。在此环节中要注意液位保持较低时, 一要关注浆液循环泵入口的气化现象;二要关注吸收塔氧化风量和浆液的脱水效果。控制脱硫系统的水平衡, 降低浆液中的Cl-含量。

3.4 合理控制吸收塔浆液密度和p H值

经过长期实践得知, 吸收塔浆液浓度控制在1090~1130kg/m3较好;p H值控制在设计范围5.2~5.6之内, 短时间内 (不超过4小时) 最大不超过5.8, 吸收塔出口不超标且脱硫效率满足工况时尽可能降低p H值 (不低于5.0) 。

3.5 保持除雾器清洁确保除雾效果

除雾器压差维持在120Pa以下, 密切关注吸收塔除雾器压差数值变化趋势, 按规定程序用工艺水对除雾器进行冲洗, 大负荷下每2小时冲洗一次, 小负荷下每3小时冲洗一次, 以防止除雾器结垢影响除雾效果。每次停运认真查看除雾器表面清洁度和检查喷嘴, 及时清理除雾器叶片表面积垢, 检修结束前作冲洗实验进行效果确认。

3.6 GGH改造

合理设计GGH换热元件的波形, 调整烟气通流面积。在净烟气出口温度超过80℃ (80℃为设计值) 的条件下, 通过改变换热元件高度实现, 将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) , 扩大烟气流通截面, 应用平滑波型保证GGH运行流畅, 大大提高了脱硫系统的安全性、经济性。热电厂已于2013年完成2套脱硫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, 一年内GGH差压增加正常 (保持合理范围内, 新更换一年内压差不超过1000Pa) , 无堵塞现象。

3.7 其他措施

在脱硫系统启动时, 建议尽量缩短启动浆液循环泵与增压风机的时间间隔, 防止吸收塔浆液飘入GGH, 在每次启动脱硫系统后, 尽快使用高压水冲洗GGH一次, 防止飘落在换热元件上的浆液干固, 粘附在换热元件上。

在低负荷时采用减少一台浆液循环泵运行方式, 不仅可以减少净烟气的含带浆液量, 同时也可以减少厂用电率, 提高经济性。

在GGH出口原烟道靠近吸收塔的侧壁下边缘处加装导流槽, 以防浆液顺原烟气烟道流入GGH, 可以把顺侧壁流下的浆液导流到两侧顺外壳的密封片处流下。

4 结束语

通过以上措施的实施和一年来的运行实践, 机组较大负荷时 (85%满负荷) GGH压差保持在800Pa左右, 基本符合运行方式对GGH压差的要求。国内外脱硫装置GGH换热元件堵塞的情况非常普遍, 已成为影响脱硫装置投运率和脱硫效率的主要原因。通过上述分析可以得知影响GGH堵塞的原因很多, 只能想办法采取各种手段, 尽量减缓GGH堵塞的程度。GGH的堵塞情况一定会有所减缓和改善, 解决此问题意义重大, 希望和大家共同探讨。

摘要：本文介绍了某热电厂300MW机组脱硫装置投入运行以来烟气换热器 (GGH) 的堵塞情况, 对GGH堵塞的原因进行了分析, 并采取了措施减缓其堵塞。

关键词：脱硫,烟气换热器,堵塞,对策

参考文献

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[2]沈军.上海锅炉厂30.5-V-450型GGH导向轴承故障及处理[J].中小企业管理与科技 (上旬刊) , 2013 (04) .