脱硫系统烟气换热器堵塞原因分析及对策
赵红文
(内蒙古华电包头发电有限公司,内蒙古包头 014013)
摘要：脱硫系统烟气换热器频繁堵塞,严重影响脱硫系统正常投运,成为影响脱硫系统投用率的重大问题。对烟气换热器(GGH)堵塞原因进行了分析,提出了解决办法。
关键词：烟气换热器;堵塞;除雾器;吹灰器
中图分类号：X 701. 3 文献标志码：B 文章编号：1674-1951(2010)05-0071-03
引言
内蒙古华电包头发电有限公司脱硫系统投产后,烟气换热器(GGH)频繁堵塞,造成增压风机电流增大,脱硫系统经常停运。为了解决该问题,内蒙古华电包头发电有限公司对GGH进行了技术改造。将GGH蓄热片由DNS型改为巴克杜尔的直通型,高压水泵由10MPa改为150MPa。投运后GGH堵塞有所好转,但仍没达到预期的目的。GGH堵塞是一个系统问题,与之相关的设备是电除尘设备、吸收塔除雾器、GGH本身及其清扫机构。
1 电除尘设备
电除尘设备对GGH的影响表现在出口含尘率上,相关规程规定:GGH入口灰尘的质量浓度应低于150mg/m3,若高于250mg/m3则要停用脱硫系统。电除尘器出口含尘率高则意味着到达GGH的烟气所带灰分较多,灰分碰上GGH蓄热面(带有水分),会和上面的石膏反应生成一种比较硬的结酸性垢物。电除尘设备出口含尘量增加,有2个方面的原因。
1.1 电除尘设备本体状态
新建大型发电厂有辅机检修管理经验的人员较少,因此,电除尘设备的检修管理处于边缘状态,每次设备的大小修都不在检修重点范围内,造成内部缺陷越积越多,影响到电除尘器出口含尘率,出口灰尘的质量浓度大于300mg/m3的情况比较普遍。建议在设备的管理方面要公平对待所有设备,以提高重要辅机的健康水平。华电包头发电有限公司电除尘设备出口灰尘的质量浓度曾经约300mg/m3, 2008年、2009年大修中将电除尘设备进行单独招标,严格管理大修质量,产生了很好的效果,大修后相当长一段时间内灰尘的质量浓度约150mg/m3。但由于电除尘设备运行的特殊性———各振打传动件在尘中运行、阴阳极板长年受振打锤击、运行中不可检查等因素的影响,要维持电除尘长期处于高效状态,必须每年对电除尘进行及时检修,可根据情况确定检修级别。
1.2 电除尘运行调节
电除尘控制系统设置比较简单,振打系统及占空比(或火电率)的调节不能随负荷及煤质产生联动,也不能随电场退出做相应调整。参数由运行人员手动调节,造成了出口含尘量的人为增加。技术管理部门应牵头,联系厂家进行程序优化。电除尘参数应自动跟踪煤质含灰量变化,同时也要根据燃烧情况(如烟气量)做相应自动跟踪。如果电除尘部分电场有故障,可以手动调整电场参数,以相应第2电场充当第1电场,并依此类推,以提高除尘效率。
2 吸收塔除雾器
GGH结垢物的主要成分是石膏及石灰石、亚硫酸钙(见表1),这些物质都来自吸收塔,这就说明烟气携带量偏离设计值。如果烟气带出的这些物质比较少,结垢情况应该得到扭转。
吸收塔内影响携带量的设备是除雾器,规程规定烟气离开除雾器时携带量须小于75mg/m3,事实上携带量远远超过了设计值。携带量加大说明除雾器没有很好地工作,除雾器说明书上规定:除雾器运行有效范围为35% ~100%负荷。这说明除雾器如果运行在低于35%负荷及高于100%负荷时,不能实现设计效率,即出现除雾效果差、带浆量大的问题。
2.1 低流速运行
有些单位为了节电,将旁路系统打开运行,使通过增压风机的烟气量低于其设计烟量的35%,这时,烟气流速不在除雾器运行的有效范围,烟气对除雾器板面的碰撞量减少,导致部分烟气飘出除雾器没有达到除雾效果,最终使除雾器出口烟气中含水量增加,水分中的浆液也同时被带出吸收塔到达了GGH。另一方面,高速烟气对GGH有自清扫的作用,这个作用在烟气量小于35%时可以认为已经削弱或者没有了。于是雾滴中的浆液黏附在蓄热面上,通过高温烟气的加热,同烟中灰尘及烟中酸性物质迅速沉积一种成很难清理的沉积物。
华电包头发电有限公司GGH技改1个月后检查蓄热面,发现上面有一层薄薄的硬结垢物,就是上述原因造成的。所以,应该很认真地对待设备说明书的要求参数,随意改变会造成不可想象的后果。
2.2 高流速运行
有资料显示,国内电厂脱硫系统中存在设计容量严重不足的问题。在设计初期参照锅炉设计烟气量,这本身没有错,但没有考虑到电厂燃烧的煤不是设计煤种,烟气量超标十分明显。华电包头发电有限公司脱硫系统在高负荷运行时的烟气量比设计烟气量大20%。
高负荷时由于烟气超过设计值,GGH带水量明显增加(在GGH净烟气出口,曾出现1个腐蚀洞,从洞中喷出大量水分),会引起GGH差压升高。由于烟气量增大,烟气中带浆量将超过设计值;同时,烟气量大会导致烟气流速超出除雾器的设计值(华电包头发电有限公司设计为4. 5m/s),聚集到除雾器板面上的液滴又会被高速烟气带走,除雾器不能有效去除烟气中的液滴,导致烟气带水、带浆量增大,下游的GGH首当其冲,成为受害者。除雾器有垂直式和水平式2种布置形式。垂直布置,设计烟气流速不超过4. 5m/s;水平布置,设计烟气流速可以达6m/s。
最常见的是垂直布置(垂直烟气流向),如果想改造可以在出口水平烟道增加一级水平布置。有资料显示,最新型的垂直除雾器流速最高可达6.5m/s,所以,也可以增加一级高速垂直除雾器。假如有2级除雾器,第1级重点考虑低烟气流速(如4m/s以下流速),第2级考虑高流速烟气,设计流速可以达5m/s或以上。有3级除雾器是最好的。
2.3 除雾器冲洗水
如果除雾器冲洗水出现问题,除雾器将会发生部分堵塞,通流部分流速增加,导致除雾效果差。该原因引起的问题同第2. 2条。
(1)冲洗程序。除雾器要保持高效运行状态,冲洗是必不可少的,冲洗工作应该严格执行规程,同时兼顾负荷情况。冲洗可以清洁除雾器板面,副作用是冲洗水会被烟气带走。所以,必须严格执行规程,根据停机检查情况及时调整冲洗时序。
(2)冲洗水压力。为使除雾器保持清洁状态,冲洗水是唯一的手段,必须保证合适的水压。华电包头发电有限公司除雾器冲洗水要求喷嘴压力为0. 2MPa,但是在冲洗水末端管道又未设压力表,无法根据表计调节冲洗压力,而且钢塑复合管上也没有办法增加压力表。为了解决这个问题,运行人员在停机时观察冲洗水的冲洗效果,确定阀门开度与冲洗水的压力关系,然后根据阀门开度、除雾器水泵出口压力调节冲洗水压力。检查结果表明,改造效果非常好。
(3)冲洗水管的检查。除雾器冲洗水管在运行中,会出现管道断裂或其他问题。在检修状态中,除雾器水管一定要列入必查项目,保证在运行状态下良好的冲洗效果。
2.4 除雾器差压无法观察,堵塞情况不明很多吸收塔未设计除雾器差压计,没有办法从数据上判断除雾器是否堵塞,不能及时进行处理,影响除雾器效果。如果有可能,应该增压力检测设备。
3 GGH自身检查
停机时对GGH进行检查,发现原烟气侧有大量黄色泥巴状的东西挂满了支撑梁,从原烟道侧死角还可以看到有沉积的灰尘,可见电除尘设备的管理有需要改进的地方。
GGH吹灰方式有压缩空气、高压水、蒸汽吹灰、乙炔炮等。华电包头发电有限公司吹灰器吹灰方式有压缩空气、在线高压水、离线低压水3种。压缩空气每班常吹;在线高压水在GGH差压上升到设计值150%时进行冲洗;低压水在在离线方式下结合在线高压水进行冲洗,在管线的布置上增加了高压水防堵装置。按设计方法,蓄热面应该是非常干净,但实际情况并非如此。
GGH蓄热面从2008年12月改造到2009年6月,未进行过人工冲洗,从这个方面讲,效果还是非常不错的。但蓄热面结垢非常明显,对这个现象进行了分析,归纳了以下6个方面的原因:
(1)压缩空气供气不正常,脱硫用气量比较大因为其他地方用气,值长经常会要求脱硫系统停止吹扫。
(2)压缩空气供气压力为0. 6~0. 7MPa,同GGH厂家要求的1. 0MPa相比是有差距的。应该给脱硫系统设计独立的压缩机,出口压力1. 0MP以上,气量满足2台机组同时不间断吹扫的要求。
(3)在线高压水在GGH差压达到设计值150%时进行清扫,但从实际情况看,此时的冲洗效果非常差。根据差压进行吹扫不太合适,应定期进行清扫同时,结合差压情况进行冲洗。如果电除尘有电场退出或振打异常,应及时进行高压水冲洗。
(4)GGH差压升高,如果高压水冲洗不起效果要立刻检查高压水喷嘴,高压水喷嘴即使在设有反吹扫空气的情况下,堵塞情况也非常频繁、严重。
(5)吹灰方式采用高压水还是蒸汽方式,应该根据GGH堵塞情况进行选择。根据华电包头发电有限公司的情况,应采用蒸汽方式吹灰,高温高压蒸汽在经过蓄热面之间时会加热周围烟气,令烟气膨胀而振动板面,产生吹扫及振动2个作用,可以吹扫刚黏附上的堵塞物,也可振松沉垢。从一些使用蒸汽吹扫的电厂了解到,即使温度略低于设计值,蒸汽吹扫的效果仍非常明显。
(6)日常检查过程中发现,离线方式清洗效果比较好。如果电厂有停机时间,应安排高压水冲洗。先用低压水浸泡6 h以上(间断冲洗),再用高压水冲洗,如果时间允许,可以反复进行。
4 结束语
GGH的堵塞是一个必然的过程,最有效的工作就是延缓结垢的速度,保证GGH蓄热件在使用寿命周期内能很好地工作,达到稳定运行、节约能源的效果。对GGH的堵塞原因要认真分析,及时进行检查,对检查出的问题结合大、小修进行处理。笔者希望在日常工作中积累的这些经验,可以为解决GGH堵塞问题提供思路。
作者简介：赵红文(1971—),男,陕西渭南人,工程师,从事发电厂脱硫运行方面的工作。
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