1、全国火电 600MW 机组技术协作会第十三届年会论文集 环保759合理控制 GGH 差压，提高脱硫运行经济效益蔡庆明（浙能兰溪发电有限责任公司 浙江 金华 321100 ）【摘 要】介绍烟气脱硫系统中回转再生式烟气换热器GGH的性能,针对GGH在运行中经常出现的结垢问题，分析GGH的结垢原因，改进清洗方式，保证设备良好运行，提高脱硫运行经济效益。【关键词】回转再生式烟气换热器 结垢 经济效益1 前言我国的火电厂烟气脱硫系统绝大部分采用石灰石石膏湿法脱硫工艺，该工艺通常安装有烟气-烟气换热器（GGH）,用于降低吸收塔入口烟温,加热脱硫吸收塔出口烟温,以抬升烟气高度,减轻大气污染。GGH 是高耗能
2、的设备，其正常运行关系到 FGD 的稳定运行，在投运的脱硫系统中，经常遇到 GGH 严重堵塞，换热效率差，差压远高于设计值，使增压风机压力增加，甚至增压风机失速，导致脱硫系统停运，增加二氧化硫的排放量。因此控制 GCH 差压，减少脱硫系统停运次数和停运时间与企业经济效益息息相关。针对我厂 GGH 的现状进行分析,探索合理控制 GGH 的压差，保证系统稳定运行, 以达到最佳经济效益。2 概述浙能兰溪发电有限责任公司为四台 60 万千瓦超临界燃煤发电机组，配套建设烟气脱硫装置。烟气脱硫系统采用石灰石石膏法（简称湿法）脱硫。烟气从炉侧的烟道引出，经脱硫装置（FGD）的增压风机至烟气烟气换热器（GGH
3、） ，随即进入吸收塔进行脱硫,与三层喷淋而下的浆液进行接触。吸收塔内部浆液喷淋系统由分配管网和喷嘴组成，喷淋系统合理分布喷淋量，使烟气流向均匀，通过除雾器分离净烟气夹带的液滴。脱硫、除雾后的净烟气再返回 GGH 进行加热，最后通过烟囱排出。要是由一个多隔仓的转子构成，该转子隔仓装有换热元件。GGH 采用回转式烟气-烟气换热器，由一个多隔仓的转子构成，转子隔仓装有换热元件，并带四个过渡烟道接口（原烟气和净烟气侧进、出口） ，为减少原烟气向净烟气泄漏,GGH 配有密封系统，包括取自于 GGH 出口的净烟气作为密封介质的低泄漏风系统和以空气为密封介质的密封风系统。为了清洁换热器表面以稳定热再生性能以
4、及防止压降增加，保证 GGH 的换热性能和避免堵灰,GGH 同时配有吹扫系统，在 GGH 的原烟气侧上部和下部安装清洗装置(包括高压水、低压水冲洗和压缩空气吹灰)。为了保证 GGH 压差不高于设计值(单侧 500Pa 以下)，清洗方式主要有三种:2.1 压缩空气吹扫：全国火电 600MW 机组技术协作会第十三届年会论文集 环保760大多数积灰可通过压缩空气(0.6MPa)在线吹扫,清扫频率一般是每天 1-3 次；2.2 高压水冲洗：长期积累下来的不能通过正常清除的黏附物,在烟气阻力升高到原设计值的 1.5 倍时，可以进行在线高压水(15MPa)冲洗,以大幅降低 GGH 阻力。2.3 低压水冲洗
5、：GGH 长时间停运前,必须采用低压水(0.5MPa)冲洗,冲去转子上黏附的松散酸性沉积物。这时FGD 装置停运，GGH 仍维持运行，冲洗水通过与压缩空气共用的喷嘴进行冲洗。 3 GGH 存在的问题，对系统带来的不利影响3.1 我厂机组在初期运行阶段， GGH 进行正常的冲洗，差压值保持良好；运行 6 个月后， GGH 差压渐渐升高，采用高压水冲洗效果甚微。曾引起增压风机超电流运行工况（增压风机额定电流为560A，运行时电流最高至 668A） ，严重影响设备安全，只能采取适当让增压风机少带出力，引风机多带出力的方式进行控制，但此方法的不利之处是在发生增压风机跳闸时，对炉膛压力影响较大，增加机组
6、 MFT 的危险；另外降低增压风机出力还会引起引风机出口压力升高，会导致引风机发生失速。3.2 GGH 换热面结垢后，污垢的导热系数比换热面上的防腐镀层的导热系数小，热阻大于清洁表面，造成换热效果差，随着结垢厚度的增加，热阻不断增大，高温的原烟气热量不能被 GGH 的换热元件充分吸收，使进入吸收塔的烟气温度升高，不利于石灰石浆液的吸收，并导致换热元件蓄热达不到设计值。同时，由于 GGH 的换热元件没有蓄积足够的热量且结垢，释放的热量不能被净烟气充分吸收，使净烟气的出口温度达不到设计要求，不利于污染物的扩散，同时还会对下游设备造成腐蚀。3.3 由于结垢，GGH 换热面与温度较高的原烟气不能进行充
7、分、有效的换热，使原烟气进人吸收塔的温度超过设计值。原烟气的温度越高，从吸收塔蒸发带走的水分就越多。据统计，进人吸收塔的原烟气温度每增加 10 ，脱硫系统水耗量大约增加 10t/h。3.4 GGH 换热面结垢严重、阻力过大时， GGH 必需停运清洗，直接降低了脱硫系统的投运率。4 结垢物的成分、结垢物产生的原因，4.1 垢样分析4.1.1 GGH 净烟气侧冷端的温度为 4580，低于酸露点，使净烟气中的水蒸气，未被吸收的S02 、SO3、HCL、HF 及 NO 等酸性物质溶于水后形成酸雾，吸附在 GGH 冷端。4.1.2 烟气携带的粉煤灰含有一定量的 CaO，与 SO、水蒸气反应生成 CaSO
8、3，进一步与氧气反应生成 CaSO4 ；CaO 与酸雾反应直接生成 CaSO4 ；烟气中的水分、CO 与烟气中的 CaO 反应形成CaCO3 。4.1.3 通过上述反应形成的固体颗粒物及在吸收塔中形成的 CaSO4.2H2O 、随净烟气经除雾器后进入 GGH 内。全国火电 600MW 机组技术协作会第十三届年会论文集 环保7614.1.4 我们提取了 GGH 换热面结垢物，进行的成分分析（见表一）：表一物质 百分含量 物质 百分含量CaSO4.2H2O 88 SiO2 0.25CaSO4 7 Fe3O4 0.25NaMgAl（F，OH）6.H2O 3 Na2Ca5(SO4)6.3H2O 0.2
9、5Al6Si2O13 1.25由此可知，结垢主要是由于粉煤灰和石膏浆液一起粘结在 GGH 的换热面上造成的。4.2 结垢原因分析GGH 的积灰、结垢是多方面因素引起的，通过对机组烟气脱硫系统 GGH 结垢原因分析，有以下几个方面。4.2.1 除雾器的影响 除雾器效果不好或其叶片因冲洗不净而积石膏,会使净烟气经除雾器除雾元件的流速大于设计值或烟气流速分布不均，造成大量浓度较高的液滴随烟气进入 GGH，并附着在换热面上，在原烟气侧高温的作用下，水分蒸发，液滴中携带的石灰石和石膏颗粒滞留在换热面上，造成积灰、结垢和堵塞。4.2.2 除尘器的影响除尘器除尘效果差，使 FGD 装置入口烟尘浓度高于设计范
10、围，大量的飞灰随烟气进入 GGH，导致 GGH 换热面积灰、结垢和堵塞。4.2.3 设计的原因GGH 本体换热面高度，换热片间距、布置方式，吹灰清洗方式，吹灰器数量，吹灰器喷头的吹扫位置、布置方式、覆盖范围及程控运行时间等，对 GGH 的积灰、结垢均有影响。4.2.4 原烟气侧降温的影响原烟气温度由 130降到 80，在 GGH 热侧会产生大量粘稠的酸液。这些粘液不仅对 GGH 换热元件和壳体有很强的腐蚀性，还会大量粘附烟气中的飞灰，形成固体结垢物，造成 GGH 结垢和堵塞。4.2.5 吹扫方式不当的影响在 GGH 运行中，吹扫周期长、时间短或吹扫参数低等，均可致使吹扫不彻底，久而久之，在换热
11、面上就会积累大量灰垢。5 问题的防范措施及方案全国火电 600MW 机组技术协作会第十三届年会论文集 环保762根据原因分析，我们制定了减少 GGH 结垢的一系列措施5.1 减少除雾器出口的液滴量正常运行时除雾器冲洗周期为每天 6 次，当除雾器差压值升高时，及时调整吸收塔液位，安排对除雾器进行冲洗，提高除雾器的除雾效果,从而延长烟气在除雾器中的停留时间，减少烟气液滴量，严格控制含量不超过 75mg/Nm3。5.2 控制吸收塔浆液浓度和 pH 值一般来说，浆液浓度和 pH 值越大，液滴中的石灰石和石膏含量就会越多，净烟气带到 GGH 中的石灰石和石膏量也越大，GGH 结垢几率上升。因此，在运行中
12、应控制吸收塔中浆液浓度在 10%-15%、pH 值在 4.5-5.5 间。5.3 改造吹扫设备增加压缩空气吹扫设备，保证每台 GGH 吹扫用气量(1958 kg/h)、压力（0.6MPa） ，进行 24 小时不间断吹扫，及时将净烟气中的固体颗粒物冲洗掉。5.4 严格落实 GGH 运行制度严格落实定期吹扫、定期检查制度。每二个月进行一次高压水冲洗，发现有结垢趋势及时进行处理，不留下余垢。5.5 监控除尘器的运行加强除尘器的运行监控，保证出口灰尘浓度量在 100mg/Nm3 以下，防止其结垢。5.6 加强设备管理在日常工作中，记录并分析 GGH 的数据，掌握其规律。经常清理 GGH 原烟道、净烟道
13、疏水池中冲洗下的固体颗粒物，保证疏放管的畅通，防止积水后腐蚀设备；做到吹扫装置摇臂轴定期进行油脂润滑；利用停机机会，检查吹扫装置，清理喷嘴，检查冲洗管线的气密性，有泄漏必须处理；记录吹扫时间和周期，掌握吹扫时机和持续时间，积累防止 GGH 结垢的经验。6 采取有效措施的经济分析我们利用 2008 年 6 月#3 机组大修机会，进行压缩空气吹扫设备改造，调整运行方式。在机组连续运行近十个月间，对 GGH 差压的控制明显提高，机组满负荷下平均差压值都在 400Pa 以下，没有进行过人工离线冲洗，提高了脱硫系统的投运率，减少了 SO2 排放。同时 GGH 差压的降低减少了FGD 系统的压损，减少了增
14、压风机的能耗，有效地利用资源，节约成本。对比#机组大修前后，满负荷条件下设备有关参数（见图 1、图 2）增压风机电流平均降低了 98A，额定工况下，每小时省电 98A4900KW/560A=857KW.H，2008 年#机利用小时数为 5466.21 小时，一年计可省电约4684542 KW.H，折合标煤约 1482 吨。全国火电 600MW 机组技术协作会第十三届年会论文集 环保7630100200300400500600700机 组 负荷 (MW) 594 596 575 557 602 604脱 硫 率 (%)GGH差 压 (pa)增 压 风 机 电 流 （ A）图 1 #3 机组大修前
15、 FGD 设备参数050100150200250300350400450机 组负 荷 (MW) 581 604 565 595 599 597脱 硫 率 (%)GGH差 压 (pa)增 压 风 机 电 流 （ A）图 2 #3 机组大修后 FGD 设备参数全国火电 600MW 机组技术协作会第十三届年会论文集 环保7647 结束语回转再生式烟气换热器（GGH）是烟气湿法脱硫系统中的重要组成设备，运行的质量决定这种脱硫工艺应用的可靠性,做好 GGH 的运行，维护和技术管理可以使其具有较低的能耗，更长的使用寿命，从而取得良好的投资效益。但是，在机组的运行初期，我们对这种新的工艺、新的设备认识不足，
16、运行中不同的问题时有 发生，维护的措施针对性不强，管理方式的改进和设备效益提高等问题在一段时期内困扰我们。我们从认识这种设备熟悉这种工艺入手，经过一两年的努力，不断摸索、发现各种各样的问题，分析影响 GGH 运行的结垢物的成分、形成过程以及清除的方法，判断其它设备运行，温控等因素对 GGH运行的影响。先后制定了提高 GGH 运行质量的多项措施，而这些措施的严格落实不仅使 GGH 的运行质量提高了，维护工作也更有规律性，技术管理的水准也达到一个较高的标准，尤其是#机在2008 年 6 月大修后的十个多月里，由于严格控制差压，明显降低了增压风机的能耗，大大节约了其运行成本，取得了相当明显的经济效益
17、。由于时间和水平问题，文章中阐述的问题还比较肤浅，但是通过几年的学习，还是掌握了一些科技知识和分析问题的方法和能力，脱硫系统健康、经济运行等一系列问题上还需进行更为深入的研究。参考文献：1 曾庭华 杨华 廖永进 郭斌等 湿法烟气脱脱硫系统的调试、试验及运行 中国电力出版社，2008。2 石 英 湿法烟气脱硫 GGH 结垢问题探讨 中国电力 20063 巴 克 杜尔厂家说明书 烟气脱硫系统用烟气换热器运行维护手册 4 周至祥 段建中 薛建明。火电厂湿法烟气脱硫技术手册 中国电力出版社 2006 5 胡秀丽 石灰石/石膏湿法烟气脱硫装置运行管理探索 电力设备 20076 顾咸志 湿法烟气脱硫装置烟气换热器的腐蚀及预防 中国电力 2006作者简介：蔡庆明，男，大学本科，从事脱硫系统技术管理工作工作单位：浙能兰溪发电有限责任公司单位地址: 浙江省金华兰溪市灵洞乡石关村邮 编：321100
