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火电机组脱硫GGH压差高原因剖析

   日期:2018-03-14     来源:《发电设备》    浏览:1854    评论:0    
核心提示:摘要:针对烟气回转再生式气汽换热器(GGH)压差高造成风烟系统阻力大幅升高,继而影响机组正常运行的情况,从脱硫GGH运行状况分析
摘要:针对烟气回转再生式气汽换热器(GGH)压差高造成风烟系统阻力大幅升高,继而影响机组正常运行的情况,从脱硫GGH运行状况分析,探讨了GGH堵塞的原因,得出解决GGH压差高的方法。

我国火电机组脱硫系统部分火电厂设有烟气回转再生式气汽换热器(GGH),GGH压差高会造成风烟系统阻力大幅升高,风机电耗高,严重时会出现风机喘振、机组带负荷受限,甚至会造成机组被迫停运。脱硫系统大旁路封堵后,GGH一旦压差高甚至堵塞,必须停炉冲洗。所以,防止GGH压差高、堵塞是急待解决的问题。笔者以华电国际邹县电厂5号机组脱硫系统为例进行分析和探讨。

1运行情况

该电厂5号锅炉脱硫GGH投运以来因压差高带来的异常情况较多,威胁机组的安全、经济环保运行。

以2013年为例,5号锅炉脱硫GGH因积灰造成电机过电流跳闸一次,造成增压风机及吸风机喘振一次;机组带负荷受限及降负荷冲洗,共影响发电量846.5x104kW˙h;脱硫大旁路共开启12次,其中因GGH积灰堵塞原因开启大旁路6次,占总次数的50%。所以脱硫GGH压差高、堵塞是影响脱硫系统可靠运行的重要因素,必须寻找解决办法。

图1为脱硫大旁路开启次数分类汇总。


2GGH压差高的原因分析

脱硫GGH压差高的主要原因是烟气携带浆液量大,附着在GGH蓄热元件上的浆液粘灰,若吹灰方式不合适,会造成GGH堵塞。随着长时间运行,堵塞情况会越来越严重。

造成脱硫GGH堵塞的主要原因一般有:

(1)电除尘效率低,电除尘不能达到预期的除尘效率。

脱硫进口烟尘含量就是烟尘进入脱硫系统的数量。大量的烟尘进入脱硫系统会造成除雾器和GGH的堵塞。

电除尘出口烟尘设计质量浓度小于150mg/m3,目前电除尘出口实际烟尘质量浓度在140mg/m3左右。《山东省火电厂大气污染物排放标准》规定,自2013年9月1日起,烟尘排放质量浓度要低于30mg/m3。虽然该锅炉电除尘出口烟尘含量低于设计标准,但是仍然偏高,远远没有达到政府要求的排放标准,有待进一步降低烟尘排放量,减轻GGH粘灰程度。

(2)吸收塔液位控制过高或浆液起泡。

吸收塔长期处于高液位运行时,浆液表面会产生大量的泡沫,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(或烟气携带浆液量大),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。

脱硫系统投产初期,吸收塔液位在10.5m左右,目前控制范围为9.1-9.5m。由于脱硫入口SO2质量浓度一般在2000-2900mg/m3,长期高于设计值(校核煤种为1916mg/m3),高负荷期间经常运行3台浆液循环泵,造成浆液携带量大,GGH容易堵塞、压差高。

(3)除雾器除雾效果差。

除雾器除雾效果不佳的表现为:

①除雾器出现冲洗水压力低、冲洗阀不严等缺陷时,容易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,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。

②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。

2013年8月开启脱硫大旁路、退出脱硫系统,检查发现吸收塔上层一喷淋支管(对应SA浆液循环泵)上部破损一孔洞,尺寸约200mmx100mm。脱硫系统运行过程中脱硫浆液向上喷出,同时该喷淋支管对应下层除雾器损坏4块、上层除雾器1块局部损坏,上层北侧4排除雾器表面局部积存浆液,烟气携带的石膏浆液量增加,这些浆液通过GGH时会粘附在蓄热元件上,加剧了蓄热元件通道的堵塞。

除雾器运行故障情况见图2。


(4)GGH吹灰效果差。

GGH吹灰压力低、吹灰次数少时,会造成吹灰效果差,GGH积灰结垢会越来越严重。

目前该厂5号锅炉脱硫GGH设有压缩空气吹扫和高压冲洗水,无蒸汽吹灰器和高声强吹灰器,GGH吹灰效果就相对差一些。

(5)脱硫系统若长期不能正常出废水,造成Cl-含量超标,会严重威胁到脱硫系统的稳定运行。

钙离子、氯离子和硫酸根离子不利于石灰石的溶解。氯离子通过烟气和回流水进入吸收塔系统,钙离子由吸收塔带入系统,而硫酸根离子则由亚硫酸氧化而来,浆液中氯离子含量由废水排放量加以控制。应加强废水排放控制塔内泡沫的量,减少浆液携带进入GGH的可能。

(6)煤质差,燃煤量大,导致烟气流速高,浆液携带量大。

2013年,入炉煤热值接近设计煤种,不存在煤质差造成烟气体积流量大的问题。5号机组满负荷运行时烟气流量在160x104m3/h左右,远低于设计值289x104m3/h。

(7)其他原因。

如GGH换热元件偏高、过于紧凑,pH值超范围、高压冲洗水压力低等问题,都会引起GGH堵塞。

GGH蓄热元件为2013年2月更换的大波纹、易冲洗的蓄热元件。

(8)增压风机入口负压与脱硫GGH压差高的关系。

2013年5月20日进行了增压风机入口负压调整试验,将增压风机入口负压由-466Pa降至-200Pa后,烟气流量无变化。增压风机、吸风机为串联运行,在机组负荷不变的情况下,增加任一台风机的出力、降低另一台风机的出力,都不会影响烟气流量。因烟道截面积为一定值,烟气流速也不会改变,不会增加浆液携带量。所以,GGH压差高与增压风机入口负压设定应该没有太大的关系。

3脱硫GGH压差高解决办法

解决脱硫GGH压差高、易堵塞的问题的措施为:

(1)电除尘改造,降低烟尘排放量。

鉴于该厂600MW机组电除尘后烟尘质量浓度较高(140mg/m3左右),脱硫系统大约吸收烟尘110mg/m3,提高电除尘效率、降低烟尘含量是解决GGH压差高的关键。

(2)增加高声强吹灰器、蒸汽吹灰器。

高声强吹灰器通过共振作用,能够有效去除GGH蓄热元件表面的浮灰。蒸汽吹灰器能够较好地吹走GGH蓄热元件上的粘附物。5号机组计划利用封堵脱硫大旁路的机会,增加高声强吹灰器和蒸汽吹灰器,改善GGH的吹灰效果,降低发生堵塞的机率。

(3)做好设备维护工作。

机组运行期间,应做好GGH吹灰器、除雾器喷淋、高压冲洗水系统等设备的检修维护工作,降低故障率,提高附属设备可靠性,保证GGH的冲洗、吹灰效果。

机组停运后,要制定周密的检修计划,对吸收塔内部除雾器、GGH等设备进行彻底排查,不留检修死角,消除设备缺陷,确保机组启动能够长期连续运行。

(4)严密监视GGH、除雾器压差变化趋势,根据情况适当增加吹灰频次和冲洗时间。

GGH高压水冲洗时要开启烟道放水门,放掉存水;GGH高压水冲洗后要投入压缩空气吹扫,吹干蓄热元件上的存水,减少粘灰,保证冲洗效果。

(5)改善吸收塔除雾器的除尘效果,在吸收塔出口增加一级除雾器(如静电除雾器),减少浆液携带。

(6)提高吸收塔喷淋效果,控制燃煤硫分,使烟气中的SO2与浆液充分反应,减少启动第3台浆液循环泵的次数。

4结语

目前,浆液循环泵运行台数与煤质有很大关系,锅炉燃煤硫分越低、脱硫系统入口SO2含量越低,就可以减少浆液循环泵运行台数。因此,严格执行掺配掺烧方案、保证脱硫系统低硫运行,对延缓GGH压差升高也有很大帮助。

原标题:火电机组脱硫GGH压差高原因剖析
 
标签: 除雾器
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