脱硫GGH防堵灰改造国华徐电徐忠金

1、单击此处编辑母版标题样式*脱硫GGH防堵灰改造 2021年12月 主 要 内 容一、系统概况和改造的必要性二、具体措施和实施方案三、预期效果2一、系统概况和改造的必要性 国华徐电#7、#8炉2220MW机组烟气脱硫工程，采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺，处理2台220MW机组的锅炉100%烟气量，脱硫装置脱硫率大于95。每炉设一台增压风机与两台引风机配套运行来克服FGD系统阻力，将烟气引入FGD净化后顺利排入锥形筒钢筋混凝土烟囱。FGD装置由上海龙净环保科技设计，采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，为两炉一塔制，吸收塔的类型是目前广泛采用的逆流喷淋空塔，吸收塔反响罐的设计采取了德国鲁奇公司富有特色的

2、分隔装置和脉冲悬浮搅拌装置。#7、8炉烟气脱硫系统于2006年11月27日投产，运行中GGH原烟气侧、净烟气侧差压逐渐增大， GGH换热元件堵塞严重，虽经屡次处理但效果不佳。脱硫系统在运行了11个月后，于2007年11月系统A检时把GGH换热元件全部抽出，GGH空壳运行。净烟气在没有GGH加热的情况下，引起烟囱排烟温度降低，烟囱内壁酸性凝结液体大量增加，严重危及烟囱的平安运行。综上所述，需恢复GGH受热面元件。3脱硫装置进口烟气参数#7炉烟气量： 1753842 Nm3/h (标态、湿基、实际O2 ) #8炉烟气量： 1634405 Nm3/h (标态、干基、实际O2 ) 烟气SO2含量：21

3、40mg/ Nm3 (标态、干基、6%O2 )烟气粉尘含量：210mg/ Nm3 (标态、干基、6%O2 )烟气温度：130 接入点烟气静压：0.5 kPa4设备根本参数一GGH 型号：31.5 GVN 430豪顿华 气流布置： 原烟气向上/净烟气向下 传热外表面积：10524 m2 (单面) 旋转速度：1.5 rpmGGH吹灰器 供给商：上海克来德贝尔格曼 正常吹扫介质：蒸汽 喷嘴数：6 压力：9 bar 温度：340 喷嘴处压力：8 bar 流量：3198 kg/h 吹扫转速：1.5 rpm 高压水冲洗介质：冷水 喷嘴数：6 喷嘴处最小压力：80 bar 喷嘴处最大压力：120 bar 耗

4、水：1.58 l/s 吹扫转速：1.5 rpm5设备根本参数二除雾器型号：MuntersDV880气体实际流量21631852220536净面流速4.2m/s4.2 m/s保证压降：增压风机类型：RAF28-15-1型动叶可调轴流式引风机TB点风机流量： 395.84m3/s 风机压头：4200Pa电机功率：2100kw 电机电流：237A6的运行情况- 系统于2006年11月27日投运以来，GGH原烟气侧、净烟气侧差压逐渐增大，于“168后仅一个月，GGH单侧差压从500Pa上升到800900Pa，并继续增大，最大达1200Pa。蒸汽吹扫、在线高压水10MPa冲洗均未遏制差压上升。曾三次用3

5、0MPa的高压水离线冲洗，第一次效果稍好，后两次亦告无效。为保证系统平安运行，最终不得不于2007年11月将换热元件全部撤出，GGH空壳运行。 图1 堆放在现场的GGH换热元件7 的运行情况二 图2 GGH换热元件端部堵灰 图3 GGH换热元件侧面堵灰 图4 GGH换热元件外表堵灰 图5 GGH换热元件外表堵灰8的运行情况三 由于没有GGH加热，烟囱进口净烟气温度由80以上降低到50左右，导致烟囱内壁酸性液体大量增加，经取样化验凝结水pH为，属强酸性。7、8炉的烟囱是钢筋混凝土结构，其内壁只做了简单的防腐处理，经受不住长期的酸性腐蚀，长此以往，严重影响到烟囱平安。 图6 烟囱入口烟道底部腐蚀

6、图7 烟囱入口处流出的强酸液体9二、具体措施和实施方案一 1、在GGH换热元件外表分上、中、下三个部位，堵灰取样，送有关专业单位化验，明确堵灰的成份，以便研究针对性的化学清洗方案。 2、换热元件外表清洗采用离线高压水冲洗和化学清洗相结合的方案。由于以前曾用30MPa的水冲洗过三次，但效果不佳，将水压提高到40MPa。但无论是高压水冲洗还是化学清洗，都应由有经验的专业公司进行。 3、加强静电除尘器的维护，提高除尘效率，降低脱硫系统入口烟尘浓度。 4、GGH吹灰优化改进：10二、具体实施措施和方案二 1由于原烟气中烟尘浓度很高，在GGH下部热端加装蒸汽吹灰器。新增吹灰器的工作方式：在线蒸汽吹灰，采

7、用上、下吹灰器定时单独工作的方式；在线高压水冲洗，采用上吹灰器单独工作的方式；离线冲洗水，采用上、下吹灰器单独工作的方式。 2)加大蒸汽吹灰管径。原GGH吹灰器采用蒸汽吹灰，汽源取自锅炉低温再热器入口母管，汽源点压力，汽温330340，吹灰蒸汽管道规格为，长约100m，管路上有两路疏水。蒸汽管道改为，加大通流能力，保存原来的路由及疏水系统改造后，吹灰器前的蒸汽参数为：，t300。11二、具体实施措施和方案三 3)蒸汽吹灰前，要充分疏水。建议将吹灰压力由0.4MPa 提高到0.9 MPa可以通过试验逐步提高，并且在DCS加“蒸汽温度低于300暂定值，禁止启动吹灰的逻辑。总之，提高蒸汽吹扫能力，并

8、防止有水份进入GGH引起沾灰。 4)在线高压水其压力可以由10 MPa提高到12MPa柱塞泵出口压力为。并且在高压水冲洗后，建议再用蒸汽吹扫一遍，对换热元件外表进行枯燥，减少水份引起的沾灰。 5)在蒸汽吹灰器电动阀前，加装就地和DCS两套温度、压力监视，以便吹灰前及吹灰过程中监视蒸汽参数。12二、具体措施和实施方案四 5、加强对除雾器差压监视，其上下差压不应超过200Pa，否那么应增加冲洗频率。由于脱硫系统没有进行性能考核试验，除雾器工作效率不得而知。建议请专业单位测试除雾器后雾滴浓度。 6、在吸收塔运行调整方面： 1控制吸收塔液位在10m以下，不要高液位运行。 2pH保持在左右，最好不要超过。建议通过试验确定最正确pH值范围。 3在保证脱硫效率的前提下，适当降低浆液密度运行范围，由目前的1120 kg/m3以上降低到10851100 kg/m3。建议通过试验确定最正确浆液密度值范围。13二、具体实施措施和方案五 7、加强整个脱硫系统的运行维护。主设备要健康投入运行，仪器仪表等监视、调节设备要齐全、完好、准确。如pH计、密度计、压力变送器、温度计、CEMS等。 8、GGH受热面装复后系统存在的隐患为堵灰后机组带不满负荷。对策为加