GGH堵灰原因分析及处理

况延良

（徐州发电有限公司,江苏 徐州 221166）

GGH是石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺（FGD）典型布置方式中最重要的设备之一。其作用一是降低原烟气温度（从原烟气中吸收热量）。原烟气经过GGH后温度降至95℃左右,可有效防止高温烟气进入吸收塔对设备及防腐层造成破坏;可使吸收塔内烟气达到利于吸收SO2的温度,提高脱硫效率;烟气与循环浆液换热量减少,耗水量降低。二是提高净烟气温度（吸收GGH蓄热元件的热量）。饱和的清洁烟气通过GGH加热后,温度达到80℃左右时可起到4个方面的作用：烟气的自拔能力提高,增强了烟气中污染物的扩散;烟气水雾量减少,降低了排烟的可见度;避免烟囱降落液滴;吸收塔下游的烟道和烟囱的腐蚀能力大大降低。大量运行实践表明,GGH运行中的主要故障是换热元件的堵灰和腐蚀问题。特别是GGH形成的堵灰,运行中如果不能得到有效控制,不但影响FGD的安全、经济运行,而且限制锅炉负荷,影响发电机组的安全、经济运行。因此,分析GGH的运行状况,研究GGH堵灰规律并采取措施予以处理,确保GGH安全、稳定运行十分必要。

1 GGH堵灰情况

徐州电厂7号、8号炉烟气脱硫系统改造工程采用石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺、两炉一塔制,用来处理2台220 MW机组的锅炉100%烟气量,脱硫装置脱硫率高于95%,2006年10月21日系统整组启动,27日FGD 168 h试运行结束移交生产。GGH原烟气侧、净烟气侧差压逐渐增大,投运后仅1个月,GGH单侧差压由500 Pa上升为800～900 Pa。后来逐渐增大,最大时达1 300 Pa,单机运行负荷只能带152 MW。蒸汽吹扫、在线高压水冲洗均未遏制差压上升。2007年12月27日FGD被迫停运转大修,撤出了GGH的换热元件, GGH空壳运行。空壳运行造成水耗量增大,排烟含湿量增加,烟道和烟囱加剧腐蚀（烟囱内壁凝结水pH值为1.7～2.4）,于2008年6月13日恢复GGH的换热元件。对GGH吹灰系统进行适当改进,调整了运行参数和运行方式,GGH堵灰问题有所缓解。2009年6月再度恶化而转检修。

2 GGH堵灰原因

2.1 原烟气含尘量超限

原烟气含尘量是由电除尘器出口含尘浓度决定。7号、8号炉所配套的四电场静电除尘器设计主要参数为：烟气流通截面151.2 m2,处理烟气量687 037m3/h,烟气温度为140℃,除尘效率≥99%,出口含尘浓度为180 mg/Nm3。分别于1985年12月6日、1987年11月16日投产,已运行20多年,出口含尘浓度超过设计值,为220～250 mg/Nm3,甚至更高。2004年6月,8号炉电除尘器大修后200MW负荷时的试验结果：除尘效率为99.16%,烟尘排放浓度为230.43 mg/Nm3。实际运行情况表明,电除尘运行一段时间后除尘效率下降。当有电场故障时烟尘排放浓度更高,某时段监测到FGD原烟气烟尘浓度达500 mg/Nm3（设计值210mg/Nm3）。电除尘器烟尘排放浓度超标的原因：7号机组于1999年2月、8号机组于2000年2月分别进行增容改造（200 MW增加到220 MW）,增加了20 MW负荷,其中10MW是有煤出力,使电除尘器处理烟气量增大,而电除尘器烟气流通截面并没有进行相应的增容;电除尘器运行年限长、设备老化,除尘效率降低;燃煤品种变化较大,灰分含量增加。含尘量超标的原烟气通过GGH时,大量的烟尘附着在换热元件表面,是造成GGH堵灰的主要原因。

2.2 除雾器烟速增大、机械携带雾滴量增加

除雾器的作用是将烟气中携带的石膏液体雾滴从净烟气中捕集下来。除雾效果取决于除雾器本身的结构（包括叶片型式和布置方式）、叶片间距、布置级数、叶片通道中的气流速度。电厂除雾器型号为蒙特公司DV880,参数为一级叶间距40 mm,二级叶间距25mm,净面流速4.2 m/s,极限液滴粒径39μm,出口水雾含量≤75mg/Nm3。2006年11月7日性能试验结果：出口水雾含量为68.02 mg/Nm3,小于75 mg/Nm3的保证值,说明在设计工况下的运行情况正常。但实际运行工况往往偏离设计值,运行在线监测数据显示,原烟气的流量、温度（夏季）远高于设计参数。流量增大使烟速升高,过高的烟温与石灰石浆液接触,产生过量的蒸汽又使流速加快,对于已投运的除雾器除雾效果影响较大。除雾器的临界烟气流速在一定烟气流速范围内,随速度的提高除雾效率也提高;但超过临界值流速后,随烟气流速提高而效率急剧降低。其主要原因为：撞在叶片上的液滴由于自身动量过大而破裂、飞溅;气流冲刷叶片表面上的液膜,将其卷起、带走,导致气流的机械携带增加。理想情况下进入除雾器的烟气流速均匀地分布在临界流速附近,此时除雾器能够获得较高的除雾效率。已有的试验数据表明：折形板除雾器对于20μm以下（特别是10μm以下）的细小液滴很难除去,穿过除雾器的微小石膏浆液滴在换热元件的表面上蒸发后会结垢,堵塞换热元件的通道,进一步增加GGH烟气压降。因此,气流机械携带石膏浆液小液滴在换热元件表面的积存也是导致GGH差压升高的重要原因。

2.3 吹灰系统不完善

2.3.1 吹灰系统调试滞后

吹灰系统调试滞后是投产初期积灰的主要原因。FGD从2006年10月20日整组启动,到12月28日完成工程质量验收工作,GGH吹灰系统一直处于调试状态,未能与GGH同步投入正常运行。GGH换热元件表面初始的积灰未能及时清扫,为换热元件表面积灰由量变到质变的过程创造了条件,导致GGH运行中堵灰速度逐渐加快,严重影响机组带负荷（单机运行负荷只能带到152 MW）。

2.3.2 蒸汽吹灰系统设计不合理

吹灰器的正常吹扫介质参数：蒸汽压力为0.9 MPa（对应的饱和温度为175.36℃）,蒸汽温度为340℃,蒸汽流量为3 198 kg/h,喷嘴处压力为0.8 MPa（饱和温度为170.42℃）。实际运行中吹灰器本体阀门前的蒸汽参数：静压（吹灰器未工作时的压力）为1.8 MPa左右,动压（吹灰器工作时的压力,随汽源压力波动）为9～13 MPa（对应的饱和温度191.61℃）,吹灰时的初始温度为180～200℃,最高工作温度为230℃。吹灰器本体阀门前的蒸汽压力、温度均偏离设计要求,造成吹灰器工作不正常,吹灰效果差。GGH换热元件表面初始积灰不能及时清除,越积越厚,使GGH压差迅速升高。偏高的蒸汽压力对GGH换热元件造成损害;偏低的蒸汽温度含湿量大（甚至为饱和蒸汽）,导致GGH换热元件二次积灰。

a.GGH吹灰器吹灰汽源取自锅炉低温再热器进口母管（汽机高压缸排汽）,其正常运行时参数的波动范围：汽压2.0～2.6 MPa;汽温300～323℃。汽源点压力偏高,汽源管道上装置的减压阀使用效果不好。

b.吹灰汽源蒸汽管道规格为Φ108×5.0 mm,管路长约250m,弯头多,沿程阻力和局部阻力较大,造成汽压损失和汽温损失增大。

c.管道疏水时间长,效果不理想。吹灰结束时的蒸汽温度只有230℃左右,对应0.9MPa蒸汽压力下的过热度为55℃。

2.3.3 吹灰系统故障多

吹灰系统故障多,不能正常运行,使GGH换热元件表面积灰不能及时清除,导致堵灰加剧、压差快速升高。吹灰系统故障发生后也不能及时修复,有时上部吹灰器、下部吹灰器、高压水系统同时处于检修状态。蒸汽吹灰器常出现的故障：密封风机电机烧坏,吹灰蒸汽压力高、湿度大,窜入密封风机,使电机处于潮湿环境下工作,绝缘降低而损坏;吹灰器动静密封面、法兰结合面刺汽。吹灰蒸汽压力高于设计值

2.4 FGD的认知程度

对FGD重要性的认识也是影响GGH堵灰的因素之一。FGD是近几年才强制推广应用的,人们对其重要性认识不足。无论是设计选型还是运行维护方面的技术支持、管理方面的经验积累都不能适应FGD运行的要求。FGD投产后未做运行性能优化试验;投产时的调试资料与实际工况出入较大,运行过程中只能参考使用。运行控制的重要参数如吸收塔的浆液密度、液位、pH值、除雾器冲洗频率、GGH的冲洗方式、冲洗频率、高压水冲洗的时机等都要在运行实践中逐渐摸索。检修管理方面,消缺的及时性,机务、电气、热控专业之间的协调配合,备品备件保障、生产厂家的技术支持等都影响GGH运行。

3 解决GGH堵灰的措施

3.1 吹灰系统改造

a.在GGH下部加装1套吹灰器,于2008年9月5日安装调试后投运,与上部吹灰器同时工作。

b.吹扫蒸汽管路改造。吹灰汽源蒸汽管道由Φ57×3.5mm改为Φ108×4.5 mm,其通流能力是管路改造前的4倍;蒸汽吹灰进口门前疏水改为自动疏水,以改善管路疏水效果,提高吹灰蒸汽的初始温度。

3.2 完善监控手段

a.在蒸汽吹灰器本体阀门前加装蒸汽温度测点,并将温度、压力、流量信号引入DCS监视,便于吹灰前及吹灰过程中监视蒸汽参数。

b.在7号、8号炉原烟气CEMS系统加装粉尘测量装置,将粉尘测量信号引入DCS系统,并作为报警信号。当粉尘浓度大于200 mg/Nm3时报警,提醒运行人员检查静电除尘器的工作状况。

3.3 运行控制参数调整

a.蒸汽吹扫。每4 h吹扫1次,先上后下,上下部吹灰器交替运行。蒸汽吹扫前充分疏水,提高吹灰蒸汽的初始温度,避免汽水混合物冲洗造成堵灰、磨损、腐蚀等。

b.在线高压水冲洗。冲洗压力为12 MPa,每月冲洗1次。当GGH压差大于900 Pa时立即启动高压水冲洗。高压水冲洗完毕启动蒸汽吹扫进行干燥,以防GGH换热元件二次积灰。

c.除雾器冲洗。每4 h吹扫1次。当除雾器压差大于200 Pa时适当增加冲洗频次。正常运行冲洗一级下、上层及二级下层。二级上层冲洗只在烟气系统停用后或特殊情况下进行,以降低净烟气湿度。

d.在保证脱硫效率和石膏品质的前提下,吸收塔液位运行范围由10.83～11.83m调整为10～ 11 m。吸收塔浆液密度运行范围由1 120～1 160 kg/m3降为1 085～1 120 kg/m3。

3.4 建立完善化学监督制度

每天化验石灰石粉的品质、吸收塔浆液成分、密度、石膏品质等,及时反馈给运行部门。

4 几点建议

a.尽快进行“脱硫系统运行优化试验”。通过试验得到脱硫装置各主要系统（特别是GGH）在不同工况下的最佳运行参数控制范围,指导运行人员做好FGD安全经济运行。

b.重新选择吹灰汽源点,使吹灰蒸汽的压力、温度符合设计要求（0.9 MPa、340℃）,以解决蒸汽压力偏高、温高偏低对GGH换热元件和吹灰器带来的不利影响。新的汽源点取自汽轮机三级抽汽,设计工况下的参数为压力1.26 MPa、温度455℃。取消蒸汽管道上减压阀后比照原来的压降、温降,到达吹灰器本体前的蒸汽压力能满足设计要求,如果蒸汽温度稍高,可适当喷水减温满足设计要求。

c.在外部条件许可时尽量采购设计煤种。加强静电除尘器的维护,保持设备的健康水平,提高除尘效率,降低脱硫系统入口烟尘浓度。消除上游设备的漏风点,减少进入脱硫系统的烟气流量。

d.提高对FGD重要性的认识。将脱硫系统设备纳入正常机组大小修范围,做到脱硫系统设备运行、维护、检修与机、电、炉同等要求。计划检修结束或非计划停运消缺后,增加质量监控签证程序,对检修、消缺质量进行监督。日常维护强化消缺的及时性,提高消缺质量,保证备品备件供应,协调好外协单位的技术支持。确保主设备健康投入运行,仪器、仪表等监视、调节设备要齐全、完好、准确。如pH计、密度计、压力变送器、温度计、CEMS等。

e.强化脱硫运行、维护人员的脱硫专业基础知识和实际技能培训,提高运行人员调整操作的能力及生产维护人员对设备缺陷的处理能力。