河北三河电厂GGH结垢问题的探讨

湿法烟气脱硫GGH换热元件结垢问题探讨
梁昌龙
(三河发电有限责任公司,河北　三河　065201)
摘要:三河发电有限责任公司一期脱硫GGH换热元件结垢,不仅导致净烟气不能达到设计要求的排放温度,对 下游设备也会造成腐蚀,同时增加了吸收塔耗水量,降低了脱硫效率,更严重的是GGH换热元件结垢严重,将引起 增压风机出力增加,从而导致喘振,影响机组以及脱硫系统的安全运行。因此,改善GGH换热元件结垢势在必行, 文章给出了详细的分析以及改善措施,力求提高锅炉的经济性和安全性。
关键词:湿法;烟气;脱硫;石膏;换热;元件;结垢;措施
中图分类号:X701.3　文献标识码:B
1　概　述
三河发电有限责任公司一期工程为2台350 MW机组,锅炉为亚临界控制循环汽包、一次再热、 固态排渣炉、半露天布置;平衡通风,燃煤炉。2007 年的烟气脱硫改造工程中,在2台已经建成的机组 上加装了烟气脱硫装置,采用石灰石-石膏湿法烟气 脱硫技术。烟气脱硫装置采用1炉1塔,设置烟气旁路烟道,并设有GGH换热器,每台炉单独设置1 台增压风机,正常运行时烟气经增压风机、GGH通 过脱硫吸收塔脱硫后排放,平时烟气旁路挡板关闭, 发生事故或脱硫装置停机检修时旁路烟道被打开, 烟气通过旁路烟道进入烟筒。GGH采用30.5-V- 450***RC型号的回转式烟气换热器,单侧换热面 积6700m2每台GGH配有2支吹灰器,以及高压在 线冲洗水系统和低压离线冲洗水系统。
2　脱硫GGH运行现状
1号GGH从2007年6月18日开始168h试 运,开始时两端压差为500Pa左右,运行后,每天保 证3次蒸汽吹灰(每班1次),起初压差上升不快,蒸 汽吹扫(压力1.2MPa,温度320℃)效果不是很明 显,运行1个月左右,压差达到1500Pa(高值),第1 次使用高压水冲洗,压差下降到600~700Pa,过后, 压差又继续升高,此后再用高压水冲洗,效果就不是 很好,并且压差较以往上升的要快,压差又达到 1400Pa左右,之后在8月份,1号增压风机申请停 运后,又用低压离线水冲洗了1次,这次冲洗,1号 GGH压差降到1000Pa,然后压差只增无减,高压 水冲洗已没有明显效果,结垢已经非常严重(以上数 值均是在满负荷时记录的)。
2007年8月1号机组停运,开人孔检查1号 GGH,发现1号GGH换热元件结垢、堵塞严重,靠中心半径约1.5m范围以及最外圈约200~300mm 范围已完全堵塞,现场情况如图1、图2所示。
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检查设备内部后发现,结垢层很硬,粘附牢固, 不易清除,对其取样化验,成分主要为石灰石和石膏;GGH内部无腐蚀现象,GGH传热元件也无损坏情况。
3　GGH结垢造成的影响
3.1　经济性影响
首先,GGH结垢造成净烟气不能达到设计要 求的排放温度,并对下游设施造成了腐蚀。表面结 垢使GGH换热效率降低。GGH换热面结垢后,污 垢的导热系数比换热元件表面的防腐镀层小,热阻 增大。随着结垢厚度的增加,传热热阻增大,在原烟 气侧高温原烟气热量不能被GGH换热元件有效吸 收,换热元件蓄存热量达不到设计值。换热元件回 转到净烟气侧,GGH换热元件本身没有储存到充 足热量,由于结垢而不能释放出来被净烟气吸收,因 此净烟气的温***不到设计要求。结垢越严重换热 效率就越差,净烟气的温升就越小,净烟气对外排放 温度就越低,对出口烟道造成了低温腐蚀。
其次,结垢会造成吸收塔耗水量增加。由于结 垢GGH换热元件与高温原烟气不能有效进行热交 换,经过GGH的原烟气未得到有效降温,进入吸收 塔的烟气温度超过设计值。进入吸收塔的烟气温度 越高,从吸收塔蒸发而带走的水量就越多。据统计 对于350MW机组,进入吸收塔的烟气温度每升高 10℃,大约水耗量增加5t/h。
结垢后,将会增加增压风机的出力运行,加大电 耗,增加了厂用电率。
3.2　安全性影响
如果GGH换热元件结垢严重,可能造成风机 喘振。因为,GGH结垢后,烟气通流面积减小,阻 力增大。换热面结垢后表面粗造度增大,也使阻力 增大。GGH正常阻力约500Pa,结垢后阻力明显增 大。如果结垢特别严重,烟气通流面积减小使烟气 通流量减小,风机出口压力升高。当GGH烟气通 流量与风机出口压力处于风机失速区,风机处在小 流量高压头工况下运行,极易造成风机喘振,引起增 压风机跳闸,脱硫系统退出运行。严重时,如果烟道 旁路挡板没有正常连锁快开或者机械机构卡死,将 威胁机组的安全运行,会造成更加严重的事故。 如果结垢严重,原烟气经过GGH时,GGH换 热元件无法有效地吸收原烟气热量,造成吸收塔入 口烟气温度的增加,严重时会因高温烟气损坏吸收 塔内部的设备,同时也会影响吸收塔内的化学反应效果。
4　GGH结垢分析
4.1　结垢成因分析
亚硫酸钙和硫酸钙在水中的溶解度很小,都会 形成高度过饱和溶液。亚硫酸钙和硫酸钙的种子晶体按相关化学反应生成CaSO3·1/2H2O软垢;烟气 中的CO2的再碳酸化,可能生成CaCO3沉淀物。 一般烟气中,二氧化碳的浓度达到10%以上,是 SO2浓度的50~100倍。吸收塔中部分SO2-3和 HSO3-被烟气中剩余的氧气氧化为SO42-,最终生 成CaSO4·2H2O沉淀。CaSO4·2H2O的溶解度较 小(0.223g/100g水,0℃),易从溶解中结晶出来, 在部件表面上形成很难处理的硬垢。可以说,GGH 的表面结垢和堵塞,其原因是烟气中的氧气将 CaSO3氧化成为CaSO4(石膏),并使石膏过饱和。
4.2　结垢机理分析
在原烟气中含有大量金属氧化物,如MgO、 ZnO、MnO、CuO等,对SO2均有吸收能力,一般认 为,SO2溶于水形成亚硫酸,温度升高时,反应平衡 向左移动SO2同氧化剂反应生成SO3,在催化剂的作 用下,可加速SO2氧化成SO3的反应,在与含水量大 的烟气接触时,SO3+H2OH2SO4,此时再与原 烟气中的MgO、ZnO、MnO、CuO反应将生成坚硬的 固体结垢MgSO4,ZnSO4等坚硬的固体结垢。 SO2及易与碱性物质发生化学反应,形成亚硫 酸盐,碱过剩时生成正盐,SO2过剩时形成酸式盐, 亚硫酸盐不稳定,可被烟气中残留的氧气氧化成硫 酸盐:在GGH净烟气侧,由于净烟气带石灰石浆液 以及少量石膏等化学物质,在通过GGH时粘附在 GGH换热元件上,当GGH净烟气侧GGH换热片 转到原烟气侧时,与原烟气中的SO2发生化学反 应,生成CaSO3·1/2H2O软垢,当SO2过剩时形成 CaSO4·2H2O。
4.3　结垢实样的化验
通过了解垢样的酸碱度,主要化学成分,熔点特 性,溶解性及溶解度特性,为寻求提供较佳的溶剂种 类,该溶剂最好能水溶,以方便在水洗受热面时加 入。经过取样化验,垢样构成成分排在第一位的是 Ca2+,这给分析结垢原因提供了突破口。
5　GGH结垢原因分析
5.1　设备与运行
造成GGH结垢的因素有设计、设备以及运行方面等原因。如净烟气侧携带的石膏石-灰石混合 物颗粒,经过GGH,在换热元件表面的积累。 吸收塔浆液循环泵工作时,吸收塔内整个弥漫 着含有石灰石和石膏混合物颗粒的雾状液滴。在原 烟气侧,气流方向是抑制此雾状液滴向GGH的方 向扩散,烟气系统投运时,雾状液滴从原烟气侧进入 到GGH而吸附的可能性几乎没有,只能是净烟气 携带所致。在高、低负荷时,吸收塔浆液循环泵都是 2台运行,1台备用,因此,在低负荷时,烟气量减小 而浆液量没有变,这就增加了净烟气的湿度和携带 的石膏-石灰石混合物颗粒的机会。
喷淋层或喷嘴设计不合理、喷嘴雾化效果不好、 除雾器除雾效果不好、净烟气流速不合理、吸收塔内 浆液浓度过高,均可造成净烟气携带大量含有石灰 石和石膏混合物颗粒到GGH。净烟气携带的液滴 附着在GGH换热片表面,当GGH回转到原烟气 侧,在原烟气高温作用下,液滴水份蒸发,而液滴中 石灰石和石膏混合物颗粒粘结在换热片表面。 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,在运行时由于氧化空气的鼓入 液位将会上升,另外吸收塔运行时,在液面上常会产 生大量泡沫,泡沫中携带的石灰石和石膏混合物颗 粒,液位测量反应不出液面上虚假的部分,造成泡沫 从吸收塔原烟气入口倒流入GGH。原烟气穿过 GGH时,泡沫在原烟气高温作用下,水份被蒸发, 泡沫中携带的石灰石和石膏混合物颗粒粘附在换热 片表面。在此过程中,原烟气中的灰尘首先被吸附 在泡沫上,随着泡沫水份的蒸发进而粘附在换热片 表面,造成结垢加剧。此现象可见图3所示。
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5.2　烟气中灰尘较粘且浓度大
原烟气中灰尘的浓度大、粘性强,换热元件在净 烟气侧附带水分之后,在经过原烟气侧时,原烟气中 电除尘未除净的尘粒附着在换热元件上,久而久之,越积越多,在高温蒸汽的作用下板结,形成垢块。
5.3　除雾效果不好
除雾器的除雾效果不好,没有有效地去除烟气 中携带的液滴,使得净烟气进入GGH时携带大量 水分和浆液杂质,在经过GGH换热元件时,水分连 同其携带的石灰石和石膏一起粘附在换热元件上 面,当带有水分的换热元件转到原烟气侧时,温度较 高的原烟气使水分蒸发,而石灰石和石膏成分则粘 附在换热元件上,如此反复,使得换热元件上的结垢 越来越多,而蒸汽吹灰时高温蒸汽(320℃)又加剧 了水分的蒸发,使得垢体更加坚硬,附着更加牢固, 不易清除。
5.4　GGH本身设计不合理
GGH本身的设计不尽合理,GGH的换热面高度、换热片间距、换热片表面材质、吹灰方式、布置形式、吹灰器数量、吹灰器喷头吹扫位置、覆盖范围等, 对GGH积灰、结垢均有影响。
5.5　对结垢初期处理不当
GGH运行中没有定期进行吹扫;吹扫的参数低、不能达到吹扫效果;吹扫的周期长,每次吹扫的 时间较短,不能及时去除而形成累积;喷嘴与换热面 间的距离过大,使得能量损失严重,而达不到充分吹扫;结垢后没有及时采用高压冲洗水在线冲洗或由于结垢量太大,没有冲洗干净,经过原烟气加热后板 结成硬垢,造成结垢越来越严重。
6　防范GGH换热元件结垢的措施
6.1　运行措施
针对GGH换热元件结垢原因,应对GGH换 热元件结垢进行相应的处理。运行过程中应注意监 测吸收塔液位,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; 运行过程中严格控制吸收塔浆液参数,吸收塔浆液 浓度控制在1075~1085kg/m3(有试验表明此范围 密度对脱硫效率是最好的),pH值控制在设计范围 5.4~5.6之内,最大不超过6.0;严格控制电除尘效 果,控制烟气进入吸收系统所带入的烟尘量;按规定 程序对除雾器进行冲洗。
结垢后吹扫一定要干净,不要留余垢,否则以后 很难清理。特别是采用高压冲洗水在线冲洗时,要 彻底冲洗干净,否则待余垢结成硬垢后,更难清理, 高压水冲洗时,建议采取辅电机低转速运行冲洗,并将烟气旁路挡板全开,增压风机静叶调至出力最小 运行,以达到最佳冲洗效果。记录、分析GGH运行 数据,掌握GGH结垢规律,确定经济合理的吹扫周 期和吹扫时间,把握高压冲洗水投运的时机和持续 时间。通过掌握的运行资料,修编适合的GGH运 行规程。
在浆液里面加入适当消泡剂,防止吸收塔虚假 液位的出现。
在脱硫系统启动时,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,可以把沿侧壁流下的浆液导流到两侧外壳的 密封片处流下。
在低负荷时,采用减少1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。
6.2　整改措施
利用脱硫系统停运时,适当调整蒸汽(高压水) 冲洗喷嘴与换热元件间的距离,根据结垢程度相应增加喷嘴数量,以保证冲洗介质能量的最大利用。利用脱硫系统停运时,检查除雾器是否有结垢 现象,根据除雾效果适当调整除雾器,保证更有效的去除雾滴。
在GGH净烟气侧入口前加装烟气除湿过滤净化装置,定期清理更换,以降低通过GGH的净烟气 的湿度和杂质含量。
寻找1种垢体溶解剂,在GGH冲洗过程中加入到冲洗介质中,既不腐蚀设备又可以达到清除垢体的目的。
利用脱硫系统停运时,在满足吸收塔出入口烟气温度的情况下,适当调宽GGH换热片之间的间距。
7　结束语
目前三河电厂通过各种改造以及运行整改措施,已经达到一定的效果,增加了GGH的正常投运时间,但是问题仍然存在,还需要研究作进一步的改 造。GGH换热元件结垢,是各电厂石灰石-石膏湿 式烟气脱硫的1个普遍存在和共同关注的问题,尽快解决这个问题,对电厂的GGH换热元件的正常 运行有很大帮助。
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