火電機組脫硫GGH壓差高原因剖析。
內(nèi)容簡介:脫硫系統(tǒng)大旁路封堵后,GGH一旦壓差高甚至堵塞,必須停爐沖洗。所以,防止GGH壓差高、堵塞是急待解決的問題。筆者以華電國際鄒縣電廠5號機組脫硫系統(tǒng)為例進行分析和探討。
針對煙氣回轉(zhuǎn)再生式氣汽換熱器(GGH)壓差高造成風煙系統(tǒng)阻力大幅升高,繼而影響機組正常運行的情況,從脫硫GGH運行狀況分析,探討了GGH堵塞的原因,得出解決GGH壓差高的方法。
我國火電機組脫硫系統(tǒng)部分火電廠設(shè)有煙氣回轉(zhuǎn)再生式氣汽換熱器(GGH),GGH壓差高會造成風煙系統(tǒng)阻力大幅升高,風機電耗高,嚴重時會出現(xiàn)風機喘振、機組帶負荷受限,甚至會造成機組被迫停運。脫硫系統(tǒng)大旁路封堵后,GGH一旦壓差高甚至堵塞,必須停爐沖洗。所以,防止GGH壓差高、堵塞是急待解決的問題。筆者以華電國際鄒縣電廠5號機組脫硫系統(tǒng)為例進行分析和探討。
1運行情況
該電廠5號鍋爐脫硫GGH投運以來因壓差高帶來的異常情況較多,威脅機組的安全、經(jīng)濟環(huán)保運行。
以2013年為例,5號鍋爐脫硫GGH因積灰造成電機過電流跳閘一次,造成增壓風機及吸風機喘振一次;機組帶負荷受限及降負荷沖洗,共影響發(fā)電量846.5x104kW˙h;脫硫大旁路共開啟12次,其中因GGH積灰堵塞原因開啟大旁路6次,占總次數(shù)的50%。所以脫硫GGH壓差高、堵塞是影響脫硫系統(tǒng)可靠運行的重要因素,必須尋找解決辦法。
2GGH壓差高的原因分析
脫硫GGH壓差高的主要原因是煙氣攜帶漿液量大,附著在GGH蓄熱元件上的漿液粘灰,若吹灰方式不合適,會造成GGH堵塞。隨著長時間運行,堵塞情況會越來越嚴重。
造成脫硫GGH堵塞的主要原因一般有:
(1)電除塵效率低,電除塵不能達到預期的除塵效率。
脫硫進口煙塵含量就是煙塵進入脫硫系統(tǒng)的數(shù)量。大量的煙塵進入脫硫系統(tǒng)會造成除霧器和GGH的堵塞。
電除塵出口煙塵設(shè)計質(zhì)量濃度小于150mg/m3,目前電除塵出口實際煙塵質(zhì)量濃度在140mg/m3左右。《山東省火電廠大氣污染物排放標準》規(guī)定,自2013年9月1日起,煙塵排放質(zhì)量濃度要低于30mg/m3。雖然該鍋爐電除塵出口煙塵含量低于設(shè)計標準,但是仍然偏高,遠遠沒有達到政府要求的排放標準,有待進一步降低煙塵排放量,減輕GGH粘灰程度。
(2)吸收塔液位控制過高或漿液起泡。
吸收塔長期處于高液位運行時,漿液表面會產(chǎn)生大量的泡沫,而液位測量儀無法反映出液面上虛假的部分,造成泡沫從吸收塔原煙氣入口倒流回GGH(或煙氣攜帶漿液量大),導致GGH堵塞。高溫原煙氣穿越GGH時,原煙氣中的粉塵吸附在泡沫上,隨著泡沫水分被蒸發(fā)進而粘附在換熱元件表面;此外,泡沫中攜帶的石灰石和石膏顆粒粘附在換熱元件表面結(jié)成硬殼。
脫硫系統(tǒng)投產(chǎn)初期,吸收塔液位在10.5m左右,目前控制范圍為9.1-9.5m。由于脫硫入口SO2質(zhì)量濃度一般在2000-2900mg/m3,長期高于設(shè)計值(校核煤種為1916mg/m3),高負荷期間經(jīng)常運行3臺漿液循環(huán)泵,造成漿液攜帶量大,GGH容易堵塞、壓差高。
(3)除霧器除霧效果差。
除霧器除霧效果不佳的表現(xiàn)為:
①除霧器出現(xiàn)沖洗水壓力低、沖洗閥不嚴等缺陷時,容易造成除霧器折角處積液結(jié)垢、堵塞。煙氣偏流攜帶石膏漿液進入GGH凈煙氣側(cè),換熱元件加熱蒸發(fā)掉水分后粘附在換熱元件表面,時間長了就結(jié)成硬垢。
②除霧器噴淋層的噴嘴損壞或積液結(jié)垢、堵塞等,除霧器表面清潔效果差,煙氣攜帶石膏漿液經(jīng)過除霧器時,有部分石膏漿液堆積在除霧器折角處結(jié)垢、堵塞;還有部分偏流的煙氣攜帶石膏漿液進入GGH凈煙氣側(cè),在換熱元件加熱蒸發(fā)掉水分后粘附在換熱元件表面,時間長了就結(jié)成硬垢。
2013年8月開啟脫硫大旁路、退出脫硫系統(tǒng),檢查發(fā)現(xiàn)吸收塔上層一噴淋支管(對應SA漿液循環(huán)泵)上部破損一孔洞,尺寸約200mmx100mm。脫硫系統(tǒng)運行過程中脫硫漿液向上噴出,同時該噴淋支管對應下層除霧器損壞4塊、上層除霧器1塊局部損壞,上層北側(cè)4排除霧器表面局部積存漿液,煙氣攜帶的石膏漿液量增加,這些漿液通過GGH時會粘附在蓄熱元件上,加劇了蓄熱元件通道的堵塞。
(4)GGH吹灰效果差。
GGH吹灰壓力低、吹灰次數(shù)少時,會造成吹灰效果差,GGH積灰結(jié)垢會越來越嚴重。
目前該廠5號鍋爐脫硫GGH設(shè)有壓縮空氣吹掃和高壓沖洗水,無蒸汽吹灰器和高聲強吹灰器,GGH吹灰效果就相對差一些。
(5)脫硫系統(tǒng)若長期不能正常出廢水,造成Cl-含量超標,會嚴重威脅到脫硫系統(tǒng)的穩(wěn)定運行。
鈣離子、氯離子和硫酸根離子不利于石灰石的溶解。氯離子通過煙氣和回流水進入吸收塔系統(tǒng),鈣離子由吸收塔帶入系統(tǒng),而硫酸根離子則由亞硫酸氧化而來,漿液中氯離子含量由廢水排放量加以控制。應加強廢水排放控制塔內(nèi)泡沫的量,減少漿液攜帶進入GGH的可能。
(6)煤質(zhì)差,燃煤量大,導致煙氣流速高,漿液攜帶量大。
2013年,入爐煤熱值接近設(shè)計煤種,不存在煤質(zhì)差造成煙氣體積流量大的問題。5號機組滿負荷運行時煙氣流量在160x104m3/h左右,遠低于設(shè)計值289x104m3/h。
(7)其他原因。
如GGH換熱元件偏高、過于緊湊,pH值超范圍、高壓沖洗水壓力低等問題,都會引起GGH堵塞。
GGH蓄熱元件為2013年2月更換的大波紋、易沖洗的蓄熱元件。
(8)增壓風機入口負壓與脫硫GGH壓差高的關(guān)系。
2013年5月20日進行了增壓風機入口負壓調(diào)整試驗,將增壓風機入口負壓由-466Pa降至-200Pa后,煙氣流量無變化。增壓風機、吸風機為串聯(lián)運行,在機組負荷不變的情況下,增加任一臺風機的出力、降低另一臺風機的出力,都不會影響煙氣流量。因煙道截面積為一定值,煙氣流速也不會改變,不會增加漿液攜帶量。所以,GGH壓差高與增壓風機入口負壓設(shè)定應該沒有太大的關(guān)系。
3脫硫GGH壓差高解決辦法
解決脫硫GGH壓差高、易堵塞的問題的措施為:
(1)電除塵改造,降低煙塵排放量。
鑒于該廠600MW機組電除塵后煙塵質(zhì)量濃度較高(140mg/m3左右),脫硫系統(tǒng)大約吸收煙塵110mg/m3,提高電除塵效率、降低煙塵含量是解決GGH壓差高的關(guān)鍵。
(2)增加高聲強吹灰器、蒸汽吹灰器。
高聲強吹灰器通過共振作用,能夠有效去除GGH蓄熱元件表面的浮灰。蒸汽吹灰器能夠較好地吹走GGH蓄熱元件上的粘附物。5號機組計劃利用封堵脫硫大旁路的機會,增加高聲強吹灰器和蒸汽吹灰器,改善GGH的吹灰效果,降低發(fā)生堵塞的機率。
(3)做好設(shè)備維護工作。
機組運行期間,應做好GGH吹灰器、除霧器噴淋、高壓沖洗水系統(tǒng)等設(shè)備的檢修維護工作,降低故障率,提高附屬設(shè)備可靠性,保證GGH的沖洗、吹灰效果。
機組停運后,要制定周密的檢修計劃,對吸收塔內(nèi)部除霧器、GGH等設(shè)備進行徹底排查,不留檢修死角,消除設(shè)備缺陷,確保機組啟動能夠長期連續(xù)運行。
(4)嚴密監(jiān)視GGH、除霧器壓差變化趨勢,根據(jù)情況適當增加吹灰頻次和沖洗時間。
GGH高壓水沖洗時要開啟煙道放水門,放掉存水;GGH高壓水沖洗后要投入壓縮空氣吹掃,吹干蓄熱元件上的存水,減少粘灰,保證沖洗效果。
(5)改善吸收塔除霧器的除塵效果,在吸收塔出口增加一級除霧器(如靜電除霧器),減少漿液攜帶。
(6)提高吸收塔噴淋效果,控制燃煤硫分,使煙氣中的SO2與漿液充分反應,減少啟動第3臺漿液循環(huán)泵的次數(shù)。
4結(jié)語
目前,漿液循環(huán)泵運行臺數(shù)與煤質(zhì)有很大關(guān)系,鍋爐燃煤硫分越低、脫硫系統(tǒng)入口SO2含量越低,就可以減少漿液循環(huán)泵運行臺數(shù)。因此,嚴格執(zhí)行摻配摻燒方案、保證脫硫系統(tǒng)低硫運行,對延緩GGH壓差升高也有很大幫助。
轉(zhuǎn)載請說明來自西安泰富西瑪電機(西安西瑪電機集團股份有限公司)官方網(wǎng)站:http://m.dznw.net.cn/zixun/weixiubaoyang120.html
我國火電機組脫硫系統(tǒng)部分火電廠設(shè)有煙氣回轉(zhuǎn)再生式氣汽換熱器(GGH),GGH壓差高會造成風煙系統(tǒng)阻力大幅升高,風機電耗高,嚴重時會出現(xiàn)風機喘振、機組帶負荷受限,甚至會造成機組被迫停運。脫硫系統(tǒng)大旁路封堵后,GGH一旦壓差高甚至堵塞,必須停爐沖洗。所以,防止GGH壓差高、堵塞是急待解決的問題。筆者以華電國際鄒縣電廠5號機組脫硫系統(tǒng)為例進行分析和探討。
1運行情況
該電廠5號鍋爐脫硫GGH投運以來因壓差高帶來的異常情況較多,威脅機組的安全、經(jīng)濟環(huán)保運行。
以2013年為例,5號鍋爐脫硫GGH因積灰造成電機過電流跳閘一次,造成增壓風機及吸風機喘振一次;機組帶負荷受限及降負荷沖洗,共影響發(fā)電量846.5x104kW˙h;脫硫大旁路共開啟12次,其中因GGH積灰堵塞原因開啟大旁路6次,占總次數(shù)的50%。所以脫硫GGH壓差高、堵塞是影響脫硫系統(tǒng)可靠運行的重要因素,必須尋找解決辦法。
圖1為脫硫大旁路開啟次數(shù)分類匯總。
2GGH壓差高的原因分析
脫硫GGH壓差高的主要原因是煙氣攜帶漿液量大,附著在GGH蓄熱元件上的漿液粘灰,若吹灰方式不合適,會造成GGH堵塞。隨著長時間運行,堵塞情況會越來越嚴重。
造成脫硫GGH堵塞的主要原因一般有:
(1)電除塵效率低,電除塵不能達到預期的除塵效率。
脫硫進口煙塵含量就是煙塵進入脫硫系統(tǒng)的數(shù)量。大量的煙塵進入脫硫系統(tǒng)會造成除霧器和GGH的堵塞。
電除塵出口煙塵設(shè)計質(zhì)量濃度小于150mg/m3,目前電除塵出口實際煙塵質(zhì)量濃度在140mg/m3左右。《山東省火電廠大氣污染物排放標準》規(guī)定,自2013年9月1日起,煙塵排放質(zhì)量濃度要低于30mg/m3。雖然該鍋爐電除塵出口煙塵含量低于設(shè)計標準,但是仍然偏高,遠遠沒有達到政府要求的排放標準,有待進一步降低煙塵排放量,減輕GGH粘灰程度。
(2)吸收塔液位控制過高或漿液起泡。
吸收塔長期處于高液位運行時,漿液表面會產(chǎn)生大量的泡沫,而液位測量儀無法反映出液面上虛假的部分,造成泡沫從吸收塔原煙氣入口倒流回GGH(或煙氣攜帶漿液量大),導致GGH堵塞。高溫原煙氣穿越GGH時,原煙氣中的粉塵吸附在泡沫上,隨著泡沫水分被蒸發(fā)進而粘附在換熱元件表面;此外,泡沫中攜帶的石灰石和石膏顆粒粘附在換熱元件表面結(jié)成硬殼。
脫硫系統(tǒng)投產(chǎn)初期,吸收塔液位在10.5m左右,目前控制范圍為9.1-9.5m。由于脫硫入口SO2質(zhì)量濃度一般在2000-2900mg/m3,長期高于設(shè)計值(校核煤種為1916mg/m3),高負荷期間經(jīng)常運行3臺漿液循環(huán)泵,造成漿液攜帶量大,GGH容易堵塞、壓差高。
(3)除霧器除霧效果差。
除霧器除霧效果不佳的表現(xiàn)為:
①除霧器出現(xiàn)沖洗水壓力低、沖洗閥不嚴等缺陷時,容易造成除霧器折角處積液結(jié)垢、堵塞。煙氣偏流攜帶石膏漿液進入GGH凈煙氣側(cè),換熱元件加熱蒸發(fā)掉水分后粘附在換熱元件表面,時間長了就結(jié)成硬垢。
②除霧器噴淋層的噴嘴損壞或積液結(jié)垢、堵塞等,除霧器表面清潔效果差,煙氣攜帶石膏漿液經(jīng)過除霧器時,有部分石膏漿液堆積在除霧器折角處結(jié)垢、堵塞;還有部分偏流的煙氣攜帶石膏漿液進入GGH凈煙氣側(cè),在換熱元件加熱蒸發(fā)掉水分后粘附在換熱元件表面,時間長了就結(jié)成硬垢。
2013年8月開啟脫硫大旁路、退出脫硫系統(tǒng),檢查發(fā)現(xiàn)吸收塔上層一噴淋支管(對應SA漿液循環(huán)泵)上部破損一孔洞,尺寸約200mmx100mm。脫硫系統(tǒng)運行過程中脫硫漿液向上噴出,同時該噴淋支管對應下層除霧器損壞4塊、上層除霧器1塊局部損壞,上層北側(cè)4排除霧器表面局部積存漿液,煙氣攜帶的石膏漿液量增加,這些漿液通過GGH時會粘附在蓄熱元件上,加劇了蓄熱元件通道的堵塞。
除霧器運行故障情況見圖2。
(4)GGH吹灰效果差。
GGH吹灰壓力低、吹灰次數(shù)少時,會造成吹灰效果差,GGH積灰結(jié)垢會越來越嚴重。
目前該廠5號鍋爐脫硫GGH設(shè)有壓縮空氣吹掃和高壓沖洗水,無蒸汽吹灰器和高聲強吹灰器,GGH吹灰效果就相對差一些。
(5)脫硫系統(tǒng)若長期不能正常出廢水,造成Cl-含量超標,會嚴重威脅到脫硫系統(tǒng)的穩(wěn)定運行。
鈣離子、氯離子和硫酸根離子不利于石灰石的溶解。氯離子通過煙氣和回流水進入吸收塔系統(tǒng),鈣離子由吸收塔帶入系統(tǒng),而硫酸根離子則由亞硫酸氧化而來,漿液中氯離子含量由廢水排放量加以控制。應加強廢水排放控制塔內(nèi)泡沫的量,減少漿液攜帶進入GGH的可能。
(6)煤質(zhì)差,燃煤量大,導致煙氣流速高,漿液攜帶量大。
2013年,入爐煤熱值接近設(shè)計煤種,不存在煤質(zhì)差造成煙氣體積流量大的問題。5號機組滿負荷運行時煙氣流量在160x104m3/h左右,遠低于設(shè)計值289x104m3/h。
(7)其他原因。
如GGH換熱元件偏高、過于緊湊,pH值超范圍、高壓沖洗水壓力低等問題,都會引起GGH堵塞。
GGH蓄熱元件為2013年2月更換的大波紋、易沖洗的蓄熱元件。
(8)增壓風機入口負壓與脫硫GGH壓差高的關(guān)系。
2013年5月20日進行了增壓風機入口負壓調(diào)整試驗,將增壓風機入口負壓由-466Pa降至-200Pa后,煙氣流量無變化。增壓風機、吸風機為串聯(lián)運行,在機組負荷不變的情況下,增加任一臺風機的出力、降低另一臺風機的出力,都不會影響煙氣流量。因煙道截面積為一定值,煙氣流速也不會改變,不會增加漿液攜帶量。所以,GGH壓差高與增壓風機入口負壓設(shè)定應該沒有太大的關(guān)系。
3脫硫GGH壓差高解決辦法
解決脫硫GGH壓差高、易堵塞的問題的措施為:
(1)電除塵改造,降低煙塵排放量。
鑒于該廠600MW機組電除塵后煙塵質(zhì)量濃度較高(140mg/m3左右),脫硫系統(tǒng)大約吸收煙塵110mg/m3,提高電除塵效率、降低煙塵含量是解決GGH壓差高的關(guān)鍵。
(2)增加高聲強吹灰器、蒸汽吹灰器。
高聲強吹灰器通過共振作用,能夠有效去除GGH蓄熱元件表面的浮灰。蒸汽吹灰器能夠較好地吹走GGH蓄熱元件上的粘附物。5號機組計劃利用封堵脫硫大旁路的機會,增加高聲強吹灰器和蒸汽吹灰器,改善GGH的吹灰效果,降低發(fā)生堵塞的機率。
(3)做好設(shè)備維護工作。
機組運行期間,應做好GGH吹灰器、除霧器噴淋、高壓沖洗水系統(tǒng)等設(shè)備的檢修維護工作,降低故障率,提高附屬設(shè)備可靠性,保證GGH的沖洗、吹灰效果。
機組停運后,要制定周密的檢修計劃,對吸收塔內(nèi)部除霧器、GGH等設(shè)備進行徹底排查,不留檢修死角,消除設(shè)備缺陷,確保機組啟動能夠長期連續(xù)運行。
(4)嚴密監(jiān)視GGH、除霧器壓差變化趨勢,根據(jù)情況適當增加吹灰頻次和沖洗時間。
GGH高壓水沖洗時要開啟煙道放水門,放掉存水;GGH高壓水沖洗后要投入壓縮空氣吹掃,吹干蓄熱元件上的存水,減少粘灰,保證沖洗效果。
(5)改善吸收塔除霧器的除塵效果,在吸收塔出口增加一級除霧器(如靜電除霧器),減少漿液攜帶。
(6)提高吸收塔噴淋效果,控制燃煤硫分,使煙氣中的SO2與漿液充分反應,減少啟動第3臺漿液循環(huán)泵的次數(shù)。
4結(jié)語
目前,漿液循環(huán)泵運行臺數(shù)與煤質(zhì)有很大關(guān)系,鍋爐燃煤硫分越低、脫硫系統(tǒng)入口SO2含量越低,就可以減少漿液循環(huán)泵運行臺數(shù)。因此,嚴格執(zhí)行摻配摻燒方案、保證脫硫系統(tǒng)低硫運行,對延緩GGH壓差升高也有很大幫助。
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