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湿法脱硫系统GGH结垢原因分析及对策

点击:1791 日期:[ 2014-04-26 21:39:41 ]
                       湿法脱硫系统GGH结垢原因分析及对策                                      杨杰                        (河北省电力研究院,河北石家庄 050021)     摘要:介绍了GGH运行中易出现的结垢、堵塞和腐蚀等问题,并对其产生的原因进行了分析,提出了减缓GGH结垢、堵塞和腐蚀趋势的措施和建议。     关键词:GGH;结垢;腐蚀;减缓     中图分类号:X701. 3     文献标识码:B     文章编号: 1009-4032(2009)01-013-03     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日益严格,燃煤电厂烟气脱硫工程的实施已在国内迅速展开。石灰石一石膏湿法烟气脱硫工艺因其脱硫效率高、技术成熟、运行可靠,而且脱硫剂分布广、资源丰富、廉价易得,现已成为我国燃煤电厂烟气脱硫的首选工艺[1]。在湿法烟气脱硫系统中,排放烟气一般为47~51℃的含饱和水蒸汽的净烟气,具有较强的腐蚀性[2]。     目前,国内一些电厂为了降低脱硫烟气的腐蚀性,提高排放烟气的抬升高度,在脱硫系统中设置了GGH,用以提高排放净烟气的温度。我国初期建设的石灰石—石膏湿法烟气脱硫工程均安装了GGH,近年来新建设的部分湿法烟气脱硫装置没有安装GGH。随着GGH带来的诸多问题和不安装GGH对环境影响程度认识的深入,建在远离大、中城市,人口稀少地区的电厂允许不安装GGH,如陕西国华锦界电厂4×600MW机组、河北国华黄骅沧东发电厂2×600MW机组、浙江国华宁海电厂二期2×1000MW机组、粤电国华台山电厂一期3、4、5号600MW机组等均未安装GGH;建在大、中城市周边的电厂,由于环保要求而需要设置GGH[3]。     1·设置GGH的常见问题及原因分析     1. 1 GGH结垢、堵塞     几乎在所有石灰石—石膏湿法脱硫系统中,GGH都或多或少地遇到结垢、堵塞和腐蚀等问题。造成这种现象的主要原因是:     (1)我国燃煤灰分高、灰的粘性大。部分机组存在配套除尘器的除尘效率较低,导致原烟气中飞灰浓度过高,使得GGH原烟气侧传热元件表面积灰,不过,这部分灰可由吹灰器吹除。FGD入口烟气中粉尘浓度过大,不但会引起GGH堵塞,而且会产生吸收剂活性下降、脱硫石膏脱水困难等问题。一般要求FGD装置入口烟尘低于150mg/m3(本文烟气量均为标准状态值)。因此,在对电厂老机组进行脱硫改造时,应该与除尘器改造通盘考虑。     (2)除雾器效果差。从除雾器出来的烟气仍然夹带少量水和浆液,使得净烟气侧传热元件表面变湿并粘结石膏颗粒,当GGH回转到原烟气侧时,在原烟气高温的作用下液滴中的水分蒸发,其中的石灰石和石膏颗粒则粘结在换热片表面。     (3)吸收塔浆液品质恶化。吸收塔液面产生大量的泡沫,而液位测量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入GGH,导致GGH堵塞。高温原烟气穿过GGH时,原烟气中的灰尘首先被吸附在泡沫上,随着泡沫水分的蒸发进而粘附在换热片表面;其次是泡沫中携带的石灰石和石膏颗粒粘附在换热片表面,结成硬壳。     (4)对初期结垢处理不当。GGH运行中未进行定期吹扫;吹扫参数设置偏低,吹扫效果不佳;吹扫周期长,每次吹扫的时间短;积累的垢再经原烟气加热后板结成硬垢,结垢越来越严重。长此以往,由于结垢量太大,即使采用高压在线冲洗也无法清除干净。某电厂脱硫装置投产后,由于GGH结垢初期处理不当,造成GGH压差不断升高,大约3个月就要进行离线高压水冲洗,但每次冲洗后不到2个月,压差很快又从900Pa增加到1500Pa以上(图1),导致增压风机出力增大,有时被迫采取开旁路、关小动叶等措施。即使停机或在线冲洗,也只能起到一定的减缓作用,无法彻底解决GGH蓄热元件的堵塞问题。之后,该电厂将结垢严重的GGH换热片全部进行了更换,控制了GGH的结垢,目前脱硫装置运行稳定,GGH单侧差压控制在700Pa以内。                     1. 2 GGH腐蚀     原烟气首先要经过GGH降温,以达到吸收塔设计的进口烟温,保护吸收塔除雾器和防腐层。一般设计原烟气温度从140℃降到110℃以下。由于GGH出口烟温低于烟气的酸露点温度,在原烟气降温过程中会有大量的SO2和SO3在管束表面凝结,使设备长期处于强酸性环境中。     烟气中的水蒸汽含量取决于所用燃料、过剩空气量和空气中的水分,蒸汽吹灰也增加了烟气中的水蒸汽,如果水蒸汽不与其他物质反应,在燃料中水分不多的情况下,因其分压力低,水蒸汽的露点也很低,一般在30~40℃,则低温受热面上不会结露。     实际上,煤燃烧过程中,特别是燃用高硫煤时,除了部分硫酸盐硫留在灰中外,大部分硫燃烧生成SO2,其中有0. 5% ~5%的SO2在烟气中的过剩氧量及积灰中的Fe2O3催化作用下生成SO3, SO3与烟气中的水蒸汽形成硫酸蒸汽。硫酸蒸汽的露点较高,即使烟气中只有少量的SO3,烟气的露点也会提高很多,从而使大量硫酸蒸汽凝结在低于烟气酸露点的低温受热面上,引起GGH腐蚀。     2·GGH结垢、腐蚀的危害     (1)净烟气不能达到设计排放温度,易对下游设施造成腐蚀。GGH换热面垢层的导热系数比传热元件表面防腐镀层的传热系数小,随着结垢厚度的增加,传热热阻增大,原烟气侧的高温烟气热量不能被GGH传热元件有效吸收,致使热元件蓄存热量达不到设计值。当传热元件回转到净烟气侧时,由于其本身没有储存到充足热量,因此,净烟气的温升也达不到设计要求。结垢越严重换热效率越差,净烟气的温升越小,外排净烟气的温度就越低。     (2)吸收塔耗水量增加。由于GGH传热元件上的垢层不能与原烟气进行有效热交换,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。烟气温度越高,从吸收塔带走的水量越多。对于600MW机组,进入吸收塔的烟温每升高10℃,水耗约增加10 t/h。     (3)系统能耗增加。如果结垢严重还可能造成风机喘振,影响主机安全。GGH结垢后,烟气通流面积减小,阻力增大;换热面结垢后表面粗造度增加也使阻力增大。对于600MW机组,GGH阻力每增加100Pa,电耗约增加100kW /h。如果结垢特别严重,烟气通流面积减小致使烟气通流量减小,风机出口压力升高,当GGH烟气通流量与风机出口压力处于风机失速区,风机处在小流量高压头工况下运行时,易造成风机喘振而损坏设备,甚至出现风机故障,引起锅炉炉膛压力波动,影响锅炉安全运行。     3·减缓GGH结垢、腐蚀的措施在湿法烟气脱硫系统中,减缓GGH堵塞和结垢的措施应从以下几方面进行:     (1)正确进行系统设计,使流经除雾器的烟气流速均匀分布在合适的范围内,避免烟气流速不均而携带液滴。一般情况下,流速越高、液滴粒径范围越大,除雾效果越差。因此,除雾器应尽可能布置在吸收塔内,并水平布置,其原因:一是使凝结在除雾元件上的液滴在重力作用下直接落入吸收塔浆池内,二是减少除雾器结垢的几率。     (2)浆液pH值和浆液浓度应控制在合理范围内。浆液浓度和pH值越高,相应液滴中石膏、石灰石混合物浓度越高。虽然这种情况可增加烟气中SO2与液滴中石灰石反应的几率,但会造成石灰石耗量增加,而且净烟气带入GGH的固体物亦增加。吸收塔浆液质量分数一般控制在10% ~15%, pH值控制在4. 5~5. 2,最大不超过5. 6。     (3)加强吸收塔液位监测,防止泡沫从吸收塔原烟气入口倒流GGH。     (4)应及时对GGH进行吹扫,定期检查,发现结垢倾向及时处理。一定要吹扫干净,不留余垢,特别是在高压在线冲洗时,一定要彻底冲洗干净,否则结成硬垢后更难清理,并且会越来越严重。     (5)大修期间(特别是第一次大修期间)要对垢进行彻底处理,避免存有隐患。     (6)记录、分析GGH运行数据,掌握GGH结垢规律,确定经济合理的吹扫周期和吹扫时间,把握高压冲洗水投运的时机和持续时间。通过掌握的运行资料,修编适合本厂的GGH运行规程。     (7)蒸汽比压缩空气的吹灰效果好,因此,在条件许可时,应尽量选择蒸汽吹灰。     (8)尽量选择封闭型传热元件。开放型传热元件虽具有高效传热性能,但存在烟气通道不封闭造成吹扫压缩空气压力过早衰减,不容易吹透换热片,导致吹灰效果差,无法将刚刚粘附到GGH换热片上的灰尘及石膏颗粒彻底吹掉。     (9)如果采用压缩空气进行吹扫,建议提高吹灰器入口压缩空气压力和增加空气干燥设备,吹灰器入口压缩空气压力以将空压机出口压力提高到0. 9MPa为宜。     4·结语     石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺是目前技术最成熟、运行可靠、应用最广泛的一种湿法脱硫技术。我国初期建设的火电厂石灰石—石膏湿法烟气脱硫装置均安装了GGH。目前,GGH已成为石灰石—石膏湿法烟气脱硫系统的主要故障源之一。     运行实践中发现,GGH常见的问题主要集中在结垢、堵塞和腐蚀,GGH腐蚀和结垢使得净烟气排放温度达不到设计要求,并对下游设施造成腐蚀,同时,使系统水耗和电耗增加,甚至可能造成风机喘振,影响主机的安全运行。电除尘器效率低、除雾器除雾效果差、吸收塔浆液品质恶化以及对初始结垢处理不当等是造成GGH结垢、堵塞的主要原因。要减缓GGH堵塞和结垢,应在合理设计、优化运行、加强监测和总结运行经验等方面予以重视。 参考文献: [1]郝吉明,王书肖,陆永琪,等.燃煤SO2污染控制技术手册[M].北京:化学工业出版社, 2002. 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