況延良

（徐州發(fā)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(shè)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(jīng)過GGH后溫度降至95℃左右,可有效防止高溫?zé)煔膺M入吸收塔對設(shè)備及防腐層造成破壞;可使吸收塔內(nèi)煙氣達到利于吸收SO2的溫度,提高脫硫效率;煙氣與循環(huán)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(jīng)濟運行,而且限制鍋爐負荷,影響發(fā)電機組的安全、經(jīng)濟運行。因此,分析GGH的運行狀況,研究GGH堵灰規(guī)律并采取措施予以處理,確保GGH安全、穩(wěn)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(tǒng)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(tǒng)整組啟動,27日FGD 168 h試運行結(jié)束移交生產(chǎn)。GGH原煙氣側(cè)、凈煙氣側(cè)差壓逐漸增大,投運后僅1個月,GGH單側(cè)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(zhuǎn)大修,撤出了GGH的換熱元件, GGH空殼運行?？諝み\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(nèi)壁凝結(jié)水pH值為1.7～2.4）,于2008年6月13日恢復(fù)GGH的換熱元件。對GGH吹灰系統(tǒng)進行適當(dāng)改進,調(diào)整了運行參數(shù)和運行方式,GGH堵灰問題有所緩解。2009年6月再度惡化而轉(zhuǎn)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(shè)計主要參數(shù)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(chǎn),已運行20多年,出口含塵濃度超過設(shè)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(jié)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(dāng)有電場故障時煙塵排放濃度更高,某時段監(jiān)測到FGD原煙氣煙塵濃度達500 mg/Nm3（設(shè)計值210mg/Nm3）。電除塵器煙塵排放濃度超標(biāo)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(yīng)的增容;電除塵器運行年限長、設(shè)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(biāo)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(jié)構(gòu)（包括葉片型式和布置方式）、葉片間距、布置級數(shù)、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(shù)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(jié)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(shè)計工況下的運行情況正常。但實際運行工況往往偏離設(shè)計值,運行在線監(jiān)測數(shù)據(jù)顯示,原煙氣的流量、溫度（夏季）遠高于設(shè)計參數(shù)。流量增大使煙速升高,過高的煙溫與石灰石漿液接觸,產(chǎn)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(nèi),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(dǎo)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(shù)據(jù)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(fā)后會結(jié)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(dǎo)致GGH差壓升高的重要原因。

2.3 吹灰系統(tǒng)不完善

2.3.1 吹灰系統(tǒng)調(diào)試滯后

吹灰系統(tǒng)調(diào)試滯后是投產(chǎn)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(zhì)量驗收工作,GGH吹灰系統(tǒng)一直處于調(diào)試狀態(tài),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(zhì)變的過程創(chuàng)造了條件,導(dǎo)致GGH運行中堵灰速度逐漸加快,嚴(yán)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(tǒng)設(shè)計不合理

吹灰器的正常吹掃介質(zhì)參數(shù)：蒸汽壓力為0.9 MPa（對應(yīng)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(shù)：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(yīng)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(shè)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(dǎo)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(shù)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(guī)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(jié)束時的蒸汽溫度只有230℃左右,對應(yīng)0.9MPa蒸汽壓力下的過熱度為55℃。

2.3.3 吹灰系統(tǒng)故障多

吹灰系統(tǒng)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(dǎo)致堵灰加劇、壓差快速升高。吹灰系統(tǒng)故障發(fā)生后也不能及時修復(fù),有時上部吹灰器、下部吹灰器、高壓水系統(tǒng)同時處于檢修狀態(tài)。蒸汽吹灰器常出現(xiàn)的故障：密封風(fēng)機電機燒壞,吹灰蒸汽壓力高、濕度大,竄入密封風(fēng)機,使電機處于潮濕環(huán)境下工作,絕緣降低而損壞;吹灰器動靜密封面、法蘭結(jié)合面刺汽。吹灰蒸汽壓力高于設(shè)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(yīng)用的,人們對其重要性認識不足。無論是設(shè)計選型還是運行維護方面的技術(shù)支持、管理方面的經(jīng)驗積累都不能適應(yīng)FGD運行的要求。FGD投產(chǎn)后未做運行性能優(yōu)化試驗;投產(chǎn)時的調(diào)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(shù)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(wù)、電氣、熱控專業(yè)之間的協(xié)調(diào)配合,備品備件保障、生產(chǎn)廠家的技術(shù)支持等都影響GGH運行。

3 解決GGH堵灰的措施

3.1 吹灰系統(tǒng)改造

a.在GGH下部加裝1套吹灰器,于2008年9月5日安裝調(diào)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(jiān)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(jiān)視,便于吹灰前及吹灰過程中監(jiān)視蒸汽參數(shù)。

b.在7號、8號爐原煙氣CEMS系統(tǒng)加裝粉塵測量裝置,將粉塵測量信號引入DCS系統(tǒng),并作為報警信號。當(dāng)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(shù)調(diào)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(dāng)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(dāng)除霧器壓差大于200 Pa時適當(dāng)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(tǒng)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(zhì)的前提下,吸收塔液位運行范圍由10.83～11.83m調(diào)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(xué)監(jiān)督制度

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

4 幾點建議

a.盡快進行“脫硫系統(tǒng)運行優(yōu)化試驗”。通過試驗得到脫硫裝置各主要系統(tǒng)（特別是GGH）在不同工況下的最佳運行參數(shù)控制范圍,指導(dǎo)運行人員做好FGD安全經(jīng)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(shè)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(shè)計工況下的參數(shù)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(shè)計要求,如果蒸汽溫度稍高,可適當(dāng)噴水減溫滿足設(shè)計要求。

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

d.提高對FGD重要性的認識。將脫硫系統(tǒng)設(shè)備納入正常機組大小修范圍,做到脫硫系統(tǒng)設(shè)備運行、維護、檢修與機、電、爐同等要求。計劃檢修結(jié)束或非計劃停運消缺后,增加質(zhì)量監(jiān)控簽證程序,對檢修、消缺質(zhì)量進行監(jiān)督。日常維護強化消缺的及時性,提高消缺質(zhì)量,保證備品備件供應(yīng),協(xié)調(diào)好外協(xié)單位的技術(shù)支持。確保主設(shè)備健康投入運行,儀器、儀表等監(jiān)視、調(diào)節(jié)設(shè)備要齊全、完好、準(zhǔn)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?qū)I(yè)基礎(chǔ)知識和實際技能培訓(xùn),提高運行人員調(diào)整操作的能力及生產(chǎn)維護人員對設(shè)備缺陷的處理能力。