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电厂烟气脱硫装置ggh结垢堵塞原因分析及对策-九游会登录j9入口

发布时间: 2022-11-10 09:20:05 浏览: 次

摘要:本文介绍了某热电厂300mw机组脱硫装置投入运行以来烟气换热器(ggh)的堵塞情况,对ggh堵塞的原因进行了分析,并采取了措施减缓其堵塞。

abstract: this paper introduces the stoppage situation of the gas-gas heater (ggh) since the desulfurization device of the 300mw unit in operation in a thermoelectric power plant, analyzes the stoppage causes of ggh, and takes countermeasures to slow down the jam.

关键词:脱硫;烟气换热器;堵塞;对策

key words: desulfurization;gas-gas heater;stoppage;countermeasure

中图分类号:x701.3 文献标识码:a 文章编号:1006-4311(2015)12-0060-02

0 引言

某热电厂脱硫ggh生产厂家为上海锅炉厂有限公司空气预热器公司。主要参数:设计换热器烟气阻力950pa,总泄漏量(原烟气向净烟气侧泄露)低于0.5%,加热板材质为低碳钢镀搪瓷,热容量15458kw,加热表面积13645m2,搪瓷钢板高度800mm。清洗方式为:高压水(15.0mpa)冲洗、压缩空气(0.6mpa)吹扫两种方式。通过5年的运行发现ggh的堵塞情况比较严重,机组较大负荷时ggh压差可达到3800pa左右,增压风机频繁喘振。多次停运进行化学药物浸泡酸洗和高压水冲洗,压差的降低效果不尽人意。

1 脱硫ggh设备及运行情况

1号、2号机组(2×300mw)脱硫装置采用一炉一塔方案,即锅炉排出的原烟气经1号、2号增压风机升压后,分别通过1号、2号烟气换热器(简称ggh)进行热交换,再进入#1、2吸收塔进行脱硫。脱硫后的净烟气又经1号、2号ggh加热至80℃以上,通过烟囱排至大气。采用德国比晓夫公司的石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺。2006年投入商业运行。

脱硫装置投运以来,因运行人员工作经验不足,吸收塔运行参数保持不好,对ggh吹扫和清洗重要性认识不足,再加上因阀门内漏和喷嘴脱落引起高压水冲洗投入不足等,最终导致ggh的堵塞情况比较严重。机组较大负荷时(85%满负荷)ggh压差可达到3800pa左右,增压风机频繁喘振,严重影响脱硫系统安全运行。多次停运进行化学药物浸泡酸洗和高压水冲洗,冲洗后ggh压差可降至2500pa左右,但持续时间较短,2~3个月后ggh压差又恢复至冲洗前数值。以2号脱硫装置为例,特别是2011年10月按照要求脱硫旁挡封堵后,停运冲洗3个月后压差达到3900pa以上,冲洗后3个月相同运行工况下,增压风机动叶开度增加9%、增压风机电流增加30a、风机出口压力增加1050pa、风机垂直振动升高2.5mm/s、原烟气侧压差增加550pa、净烟气侧压差增加700pa,影响机组带负荷15mw,增加脱硫系统运行电耗5%左右。

2 脱硫ggh堵塞原因分析

根据2012年1月对ggh换热板垢样的送检分析结果看,垢样的主要成分为:cao、sio2、al3o2、fe2o3、caso4、caco3,其中前4种即为水泥的主要成份,这也是ggh结垢坚硬很难清理的原因。垢样中的cao、sio2、al3o2、fe2o3应主要来自烟气中的粉尘,caso4和caco3来自吸收塔内的石膏浆液。

2.1 烟尘引起 净烟气温度低、湿度大,所以吸收塔出口烟气携带一定量的水份。换热元件在净烟气侧附带水份后,ggh换热元件表面较为潮湿,ggh原烟气侧是含高浓度灰尘的烟气,除尘不彻底,残留的尘粒极易附着于换热元件表面,在高温原烟气的作用下,换热面粘附物水分蒸发、结晶、板结,形成垢块。

2.2 净烟气携带浆液的沉积结垢引起 经过吸收塔的烟气与浆液充分接触,烟温降低,水份饱和,大雾滴已被两级除雾器烘干,出口出雾滴含量基本不超过75mg/m3。但是烟气总量非常大,长时间持续运行的ggh会携带过量石膏浆液,这些浆液会粘附在换热元件上。随着冷热交替,烟气所含的水份大量蒸发,析出溶质、固形物,随着时间的延长,固形物或溶质层厚度越来越大,造成换热元件通道被堵塞。

2.3 ggh本身设计不合理引起 现场检查发现2号ggh吹灰器的部分喷嘴堵塞或脱落,严重影响冲洗效果; ggh使用紧凑型波纹板,不利于吹扫;ggh换热板纵深过长,富集在中间部位的积垢不易清除;ggh前后直烟道长度不够,也无法通过导流板使流场均匀,最终造成ggh局部先产生浆液粘结堵塞通道,形成恶性循环。

2.4 ggh吹扫/清洗不正常或ggh运行中对结垢初期处理不当 不按规定吹扫ggh,就会导致其内部结垢。实际工作中所用的2台ggh系统中的灰垢如果不按时彻底吹扫,或者隔很长的一段时间才清理,就会导致灰垢累积,最终增大了吹扫难度。还有一种情况是,吹扫气源不能满足设计要求;ggh在运行初期压差高的状况下,运行人员没能及时进行高压冲洗水清洗,或者因冲洗水压力大不大高压标准致使粘结物板结成硬垢,严重影响换热板表面光洁度,使得后续的浆液粘结越来越多,造成结垢越来越严重。

2.5 吸收塔ph值保持较高 据统计分析,两套脱硫装置有相当长时间因人员操作和设备原因ph值保持较高(5.8左右),吸收塔浆液中caco3含量也越高,烟气携带的caco3浆液颗粒也越多,它们与原/净烟气中的so2发生反应后生成结晶石膏,ggh换热元件一旦粘上石膏,就会出现堵塞的问题。

2.6 运行时吸收塔内液位高,浆液从吸收塔原烟气入口倒流入ggh 吸收塔在运行时由于氧化空气的鼓入,液位有一定的上升,另外吸收塔运行时在液面上常会产生大量泡沫,泡沫中携带着石灰石和石膏混合物颗粒。现场实际观察,每次停运检修时进入吸收塔烟气入口处,发现存在大量石膏与粉尘混合物堆积,这也充分证明吸收塔浆液表面泡沫层的存在,有时吸收塔内浆液表面泡沫层有近3m高,运行人员无法通过液位测量发现液面上虚假的部分,最终导致泡沫通过吸收塔原烟气入口倒流回ggh。从ggh通过的原烟气温度较高,泡沫中的水份被高温烟气蒸发,泡沫中携带的石灰石与石膏混合物颗粒粘附在换热片表面。在此阶段,泡沫吸附了原烟气中的灰尘,带泡沫的水份蒸发后,灰尘就附着在换热片上,在一定程度上增加了灰垢厚度,加剧了通道堵塞。

3 采取控制ggh堵塞的措施

3.1 严格控制电除尘出口粉尘浓度 近年来,电煤供应十分紧张,为了缓解供需矛盾,大多数电厂都参烧混合煤。为此,必须对混合煤种的配比进行严格把控,以免烟气所含的so2和灰尘量超标,同时防止灰垢附着在ggh换热元件表面,堵塞排气通道。电除尘维护到位,确保各电场都能正常高效工作,电除尘器效率高,除雾器和ggh的压差明显稳定。因此,电除尘能达到预期的除尘效率是解决除雾器和ggh堵塞的最主要方法。

3.2 ggh运行中按时保质进行吹扫或冲洗 目前ggh清洁实行每6小时至少进行一次压缩空气s吹扫,吹灰压力不低于0.6mpa,每周进行一次高压水冲洗,高压水冲洗压力不低于13.5mpa。若机组满负荷时ggh压差已大于1000pa,每周进行两次连续高压水冲洗。经过近半年的实践表明,此方法可较好维持ggh压差在合理范围内,基本保持稳定。

3.3 降低吸收塔运行液位 脱硫吸收塔设计液位为11.5±0.5m,为了尽量减少浆液进入ggh引起堵塞,同时考虑到浆液循环泵的运行参数,我们将吸收塔正常运行液位改为控制在10.5±0.5m,运行过程中注意总结吸收塔真实液位以上“虚假液位”规律,防止泡沫从吸收塔烟气入口进入ggh。在此环节中要注意液位保持较低时,一要关注浆液循环泵入口的气化现象;二要关注吸收塔氧化风量和浆液的脱水效果。控制脱硫系统的水平衡,降低浆液中的cl-含量。

3.4 合理控制吸收塔浆液密度和ph值 经过长期实践得知,吸收塔浆液浓度控制在1090~1130kg/m3较好;ph值控制在设计范围5.2~5.6之内,短时间内(不超过4小时)最大不超过5.8,吸收塔出口不超标且脱硫效率满足工况时尽可能降低ph值(不低于5.0)。

3.5 保持除雾器清洁确保除雾效果 除雾器压差维持在120pa以下,密切关注吸收塔除雾器压差数值变化趋势,按规定程序用工艺水对除雾器进行冲洗,大负荷下每2小时冲洗一次,小负荷下每3小时冲洗一次,以防止除雾器结垢影响除雾效果。每次停运认真查看除雾器表面清洁度和检查喷嘴,及时清理除雾器叶片表面积垢,检修结束前作冲洗实验进行效果确认。

3.6 ggh改造 合理设计ggh换热元件的波形,调整烟气通流面积。在净烟气出口温度超过80℃(80℃为设计值)的条件下,通过改变换热元件高度实现,将ggh换热元件紧凑型(hs8e型)的波纹板设计成大通道直通波纹板(hctm型),扩大烟气流通截面,应用平滑波型保证ggh运行流畅,大大提高了脱硫系统的安全性、经济性。热电厂已于2013年完成2套脱硫ggh换热原件(原hs8e紧凑型)现已改型为豪顿华国产化的平滑型(hctm型)换热元件,一年内ggh差压增加正常(保持合理范围内,新更换一年内压差不超过1000pa),无堵塞现象。

3.7 其他措施 在脱硫系统启动时,建议尽量缩短启动浆液循环泵与增压风机的时间间隔,防止吸收塔浆液飘入ggh,在每次启动脱硫系统后,尽快使用高压水冲洗ggh一次,防止飘落在换热元件上的浆液干固,粘附在换热元件上。

在低负荷时采用减少一台浆液循环泵运行方式,不仅可以减少净烟气的含带浆液量,同时也可以减少厂用电率,提高经济性。

在ggh出口原烟道靠近吸收塔的侧壁下边缘处加装导流槽,以防浆液顺原烟气烟道流入ggh,可以把顺侧壁流下的浆液导流到两侧顺外壳的密封片处流下。

4 结束语

通过以上措施的实施和一年来的运行实践,机组较大负荷时(85%满负荷)ggh压差保持在800pa左右,基本符合运行方式对ggh压差的要求。国内外脱硫装置ggh换热元件堵塞的情况非常普遍,已成为影响脱硫装置投运率和脱硫效率的主要原因。通过上述分析可以得知影响ggh堵塞的原因很多,只能想办法采取各种手段,尽量减缓ggh堵塞的程度。ggh的堵塞情况一定会有所减缓和改善,解决此问题意义重大,希望和大家共同探讨。

参考文献:

[1]岳海,郭聪明,白德龙,李继宏,张劲松.火电厂石灰石-石膏法脱硫系统堵塞分析及治理对策[j].华北电力技术,2010(11).

[2]沈军.上海锅炉厂30.5-v-450型ggh导向轴承故障及处理[j].中小企业管理与科技(上旬刊),2013(04).

[3]孙常青,齐光,成敬宇.烟气脱硫技术应用与展望[j].价值工程,2013(18).

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