GGH堵灰原因分析及處理

況延良

（徐州發電有限公司,江蘇 徐州 221166）

GGH是石灰石—石膏濕法煙氣脫硫工藝（FGD）典型布置方式中最重要的設備之一。其作用一是降低原煙氣溫度（從原煙氣中吸收熱量）。原煙氣經過GGH后溫度降至95℃左右,可有效防止高溫煙氣進入吸收塔對設備及防腐層造成破壞;可使吸收塔內煙氣達到利于吸收SO2的溫度,提高脫硫效率;煙氣與循環漿液換熱量減少,耗水量降低。二是提高凈煙氣溫度（吸收GGH蓄熱元件的熱量）。飽和的清潔煙氣通過GGH加熱后,溫度達到80℃左右時可起到4個方面的作用：煙氣的自拔能力提高,增強了煙氣中污染物的擴散;煙氣水霧量減少,降低了排煙的可見度;避免煙囪降落液滴;吸收塔下游的煙道和煙囪的腐蝕能力大大降低。大量運行實踐表明,GGH運行中的主要故障是換熱元件的堵灰和腐蝕問題。特別是GGH形成的堵灰,運行中如果不能得到有效控制,不但影響FGD的安全、經濟運行,而且限制鍋爐負荷,影響發電機組的安全、經濟運行。因此,分析GGH的運行狀況,研究GGH堵灰規律并采取措施予以處理,確保GGH安全、穩定運行十分必要。

1 GGH堵灰情況

徐州電廠7號、8號爐煙氣脫硫系統改造工程采用石灰石—石膏濕法煙氣脫硫工藝、兩爐一塔制,用來處理2臺220 MW機組的鍋爐100%煙氣量,脫硫裝置脫硫率高于95%,2006年10月21日系統整組啟動,27日FGD 168 h試運行結束移交生產。GGH原煙氣側、凈煙氣側差壓逐漸增大,投運后僅1個月,GGH單側差壓由500 Pa上升為800～900 Pa。后來逐漸增大,最大時達1 300 Pa,單機運行負荷只能帶152 MW。蒸汽吹掃、在線高壓水沖洗均未遏制差壓上升。2007年12月27日FGD被迫停運轉大修,撤出了GGH的換熱元件, GGH空殼運行。空殼運行造成水耗量增大,排煙含濕量增加,煙道和煙囪加劇腐蝕（煙囪內壁凝結水pH值為1.7～2.4）,于2008年6月13日恢復GGH的換熱元件。對GGH吹灰系統進行適當改進,調整了運行參數和運行方式,GGH堵灰問題有所緩解。2009年6月再度惡化而轉檢修。

2 GGH堵灰原因

2.1 原煙氣含塵量超限

原煙氣含塵量是由電除塵器出口含塵濃度決定。7號、8號爐所配套的四電場靜電除塵器設計主要參數為：煙氣流通截面151.2 m2,處理煙氣量687 037m3/h,煙氣溫度為140℃,除塵效率≥99%,出口含塵濃度為180 mg/Nm3。分別于1985年12月6日、1987年11月16日投產,已運行20多年,出口含塵濃度超過設計值,為220～250 mg/Nm3,甚至更高。2004年6月,8號爐電除塵器大修后200MW負荷時的試驗結果：除塵效率為99.16%,煙塵排放濃度為230.43 mg/Nm3。實際運行情況表明,電除塵運行一段時間后除塵效率下降。當有電場故障時煙塵排放濃度更高,某時段監測到FGD原煙氣煙塵濃度達500 mg/Nm3（設計值210mg/Nm3）。電除塵器煙塵排放濃度超標的原因：7號機組于1999年2月、8號機組于2000年2月分別進行增容改造（200 MW增加到220 MW）,增加了20 MW負荷,其中10MW是有煤出力,使電除塵器處理煙氣量增大,而電除塵器煙氣流通截面并沒有進行相應的增容;電除塵器運行年限長、設備老化,除塵效率降低;燃煤品種變化較大,灰分含量增加。含塵量超標的原煙氣通過GGH時,大量的煙塵附著在換熱元件表面,是造成GGH堵灰的主要原因。

2.2 除霧器煙速增大、機械攜帶霧滴量增加

除霧器的作用是將煙氣中攜帶的石膏液體霧滴從凈煙氣中捕集下來。除霧效果取決于除霧器本身的結構（包括葉片型式和布置方式）、葉片間距、布置級數、葉片通道中的氣流速度。電廠除霧器型號為蒙特公司DV880,參數為一級葉間距40 mm,二級葉間距25mm,凈面流速4.2 m/s,極限液滴粒徑39μm,出口水霧含量≤75mg/Nm3。2006年11月7日性能試驗結果：出口水霧含量為68.02 mg/Nm3,小于75 mg/Nm3的保證值,說明在設計工況下的運行情況正常。但實際運行工況往往偏離設計值,運行在線監測數據顯示,原煙氣的流量、溫度（夏季）遠高于設計參數。流量增大使煙速升高,過高的煙溫與石灰石漿液接觸,產生過量的蒸汽又使流速加快,對于已投運的除霧器除霧效果影響較大。除霧器的臨界煙氣流速在一定煙氣流速范圍內,隨速度的提高除霧效率也提高;但超過臨界值流速后,隨煙氣流速提高而效率急劇降低。其主要原因為：撞在葉片上的液滴由于自身動量過大而破裂、飛濺;氣流沖刷葉片表面上的液膜,將其卷起、帶走,導致氣流的機械攜帶增加。理想情況下進入除霧器的煙氣流速均勻地分布在臨界流速附近,此時除霧器能夠獲得較高的除霧效率。已有的試驗數據表明：折形板除霧器對于20μm以下（特別是10μm以下）的細小液滴很難除去,穿過除霧器的微小石膏漿液滴在換熱元件的表面上蒸發后會結垢,堵塞換熱元件的通道,進一步增加GGH煙氣壓降。因此,氣流機械攜帶石膏漿液小液滴在換熱元件表面的積存也是導致GGH差壓升高的重要原因。

2.3 吹灰系統不完善

2.3.1 吹灰系統調試滯后

吹灰系統調試滯后是投產初期積灰的主要原因。FGD從2006年10月20日整組啟動,到12月28日完成工程質量驗收工作,GGH吹灰系統一直處于調試狀態,未能與GGH同步投入正常運行。GGH換熱元件表面初始的積灰未能及時清掃,為換熱元件表面積灰由量變到質變的過程創造了條件,導致GGH運行中堵灰速度逐漸加快,嚴重影響機組帶負荷（單機運行負荷只能帶到152 MW）。

2.3.2 蒸汽吹灰系統設計不合理

吹灰器的正常吹掃介質參數：蒸汽壓力為0.9 MPa（對應的飽和溫度為175.36℃）,蒸汽溫度為340℃,蒸汽流量為3 198 kg/h,噴嘴處壓力為0.8 MPa（飽和溫度為170.42℃）。實際運行中吹灰器本體閥門前的蒸汽參數：靜壓（吹灰器未工作時的壓力）為1.8 MPa左右,動壓（吹灰器工作時的壓力,隨汽源壓力波動）為9～13 MPa（對應的飽和溫度191.61℃）,吹灰時的初始溫度為180～200℃,最高工作溫度為230℃。吹灰器本體閥門前的蒸汽壓力、溫度均偏離設計要求,造成吹灰器工作不正常,吹灰效果差。GGH換熱元件表面初始積灰不能及時清除,越積越厚,使GGH壓差迅速升高。偏高的蒸汽壓力對GGH換熱元件造成損害;偏低的蒸汽溫度含濕量大（甚至為飽和蒸汽）,導致GGH換熱元件二次積灰。

a.GGH吹灰器吹灰汽源取自鍋爐低溫再熱器進口母管（汽機高壓缸排汽）,其正常運行時參數的波動范圍：汽壓2.0～2.6 MPa;汽溫300～323℃。汽源點壓力偏高,汽源管道上裝置的減壓閥使用效果不好。

b.吹灰汽源蒸汽管道規格為Φ108×5.0 mm,管路長約250m,彎頭多,沿程阻力和局部阻力較大,造成汽壓損失和汽溫損失增大。

c.管道疏水時間長,效果不理想。吹灰結束時的蒸汽溫度只有230℃左右,對應0.9MPa蒸汽壓力下的過熱度為55℃。

2.3.3 吹灰系統故障多

吹灰系統故障多,不能正常運行,使GGH換熱元件表面積灰不能及時清除,導致堵灰加劇、壓差快速升高。吹灰系統故障發生后也不能及時修復,有時上部吹灰器、下部吹灰器、高壓水系統同時處于檢修狀態。蒸汽吹灰器常出現的故障：密封風機電機燒壞,吹灰蒸汽壓力高、濕度大,竄入密封風機,使電機處于潮濕環境下工作,絕緣降低而損壞;吹灰器動靜密封面、法蘭結合面刺汽。吹灰蒸汽壓力高于設計值

2.4 FGD的認知程度

對FGD重要性的認識也是影響GGH堵灰的因素之一。FGD是近幾年才強制推廣應用的,人們對其重要性認識不足。無論是設計選型還是運行維護方面的技術支持、管理方面的經驗積累都不能適應FGD運行的要求。FGD投產后未做運行性能優化試驗;投產時的調試資料與實際工況出入較大,運行過程中只能參考使用。運行控制的重要參數如吸收塔的漿液密度、液位、pH值、除霧器沖洗頻率、GGH的沖洗方式、沖洗頻率、高壓水沖洗的時機等都要在運行實踐中逐漸摸索。檢修管理方面,消缺的及時性,機務、電氣、熱控專業之間的協調配合,備品備件保障、生產廠家的技術支持等都影響GGH運行。

3 解決GGH堵灰的措施

3.1 吹灰系統改造

a.在GGH下部加裝1套吹灰器,于2008年9月5日安裝調試后投運,與上部吹灰器同時工作。

b.吹掃蒸汽管路改造。吹灰汽源蒸汽管道由Φ57×3.5mm改為Φ108×4.5 mm,其通流能力是管路改造前的4倍;蒸汽吹灰進口門前疏水改為自動疏水,以改善管路疏水效果,提高吹灰蒸汽的初始溫度。

3.2 完善監控手段

a.在蒸汽吹灰器本體閥門前加裝蒸汽溫度測點,并將溫度、壓力、流量信號引入DCS監視,便于吹灰前及吹灰過程中監視蒸汽參數。

b.在7號、8號爐原煙氣CEMS系統加裝粉塵測量裝置,將粉塵測量信號引入DCS系統,并作為報警信號。當粉塵濃度大于200 mg/Nm3時報警,提醒運行人員檢查靜電除塵器的工作狀況。

3.3 運行控制參數調整

a.蒸汽吹掃。每4 h吹掃1次,先上后下,上下部吹灰器交替運行。蒸汽吹掃前充分疏水,提高吹灰蒸汽的初始溫度,避免汽水混合物沖洗造成堵灰、磨損、腐蝕等。

b.在線高壓水沖洗。沖洗壓力為12 MPa,每月沖洗1次。當GGH壓差大于900 Pa時立即啟動高壓水沖洗。高壓水沖洗完畢啟動蒸汽吹掃進行干燥,以防GGH換熱元件二次積灰。

c.除霧器沖洗。每4 h吹掃1次。當除霧器壓差大于200 Pa時適當增加沖洗頻次。正常運行沖洗一級下、上層及二級下層。二級上層沖洗只在煙氣系統停用后或特殊情況下進行,以降低凈煙氣濕度。

d.在保證脫硫效率和石膏品質的前提下,吸收塔液位運行范圍由10.83～11.83m調整為10～ 11 m。吸收塔漿液密度運行范圍由1 120～1 160 kg/m3降為1 085～1 120 kg/m3。

3.4 建立完善化學監督制度

每天化驗石灰石粉的品質、吸收塔漿液成分、密度、石膏品質等,及時反饋給運行部門。

4 幾點建議

a.盡快進行“脫硫系統運行優化試驗”。通過試驗得到脫硫裝置各主要系統（特別是GGH）在不同工況下的最佳運行參數控制范圍,指導運行人員做好FGD安全經濟運行。

b.重新選擇吹灰汽源點,使吹灰蒸汽的壓力、溫度符合設計要求（0.9 MPa、340℃）,以解決蒸汽壓力偏高、溫高偏低對GGH換熱元件和吹灰器帶來的不利影響。新的汽源點取自汽輪機三級抽汽,設計工況下的參數為壓力1.26 MPa、溫度455℃。取消蒸汽管道上減壓閥后比照原來的壓降、溫降,到達吹灰器本體前的蒸汽壓力能滿足設計要求,如果蒸汽溫度稍高,可適當噴水減溫滿足設計要求。

c.在外部條件許可時盡量采購設計煤種。加強靜電除塵器的維護,保持設備的健康水平,提高除塵效率,降低脫硫系統入口煙塵濃度。消除上游設備的漏風點,減少進入脫硫系統的煙氣流量。

d.提高對FGD重要性的認識。將脫硫系統設備納入正常機組大小修范圍,做到脫硫系統設備運行、維護、檢修與機、電、爐同等要求。計劃檢修結束或非計劃停運消缺后,增加質量監控簽證程序,對檢修、消缺質量進行監督。日常維護強化消缺的及時性,提高消缺質量,保證備品備件供應,協調好外協單位的技術支持。確保主設備健康投入運行,儀器、儀表等監視、調節設備要齊全、完好、準確。如pH計、密度計、壓力變送器、溫度計、CEMS等。

e.強化脫硫運行、維護人員的脫硫專業基礎知識和實際技能培訓,提高運行人員調整操作的能力及生產維護人員對設備缺陷的處理能力。