无GGH（精选五篇）
无GGH 篇1
当前“节能环保”在各个领域都被提升到很高的高度，从国家“十一五”规划开始就明确提出新建燃煤电厂必须根据排放标准安装脱硫装置。为了达到国家最新的环保要求，火力发电厂必须采取有效措施解决烟囱烟气排放的污染问题。
为了降低烟囱烟气的SO2含量，比较常用的烟气脱硫方法有：石灰石-石膏湿法、半干法、循环硫化床法等。其中石灰石-石膏湿法是当今世界各国应用最多和最成熟的工艺，也是国内火电厂脱硫的主导工艺。[1]
在湿法脱硫的实际工程中，根据是否在脱硫塔后设置烟气加热器（以下均简称“GGH”）又分为两类。设置GGH最主要的作用是将烟气温度由50℃左右提升到80℃左右，提高净烟气的抬升高度及扩散能力，降低SO2、粉尘和NOX等污染物的落地浓度，减轻湿烟气的冷凝现象，缓解对后续烟道和烟囱的腐蚀，并消除净烟气烟囱冒白烟的现象。[2]
然而，GGH也带来不少问题：降低脱硫效率、增加脱硫系统的运行故障、增加系统的投资与运行费用、加速净烟气侧的腐蚀等。
在经过国内外工程的实践总结并随着研究的深入，目前新建火力发电厂，大多数的湿法脱硫系统均不再设置GGH。
2 无GGH湿法脱硫工艺下的烟囱腐蚀性
现行《烟囱设计规范》[3]中，关于烟气对烟囱腐蚀等级分类，是按照燃煤含硫量指标来确定的。这种分类方法对于当前应用最多的湿法脱硫烟囱已经不适合。
因此，目前对于湿法脱硫工艺下烟囱腐蚀性是参考国外“国际工业烟囱协会（CICIND）”的相关标准进行划分。这与原有的腐蚀性概念有所不同。
目前，行业内对于无GGH湿法脱硫工艺下的烟囱腐蚀性等级属于“强”已经形成共识。主要体现在以下几个方面：
1）含有硫磺氧化物的烟气腐蚀等级按SO3的含量值确定；经湿法脱硫后烟气湿度增加、温度降低，烟气中残余的SO3溶解于烟囱内壁结露后，形成腐蚀性很强的稀硫酸液。燃煤中如含有污染，则在同样的温度下还会有像盐酸、硝酸等其它酸液。[2,4,5]
2）烟气中的氯离子遇到水蒸气便形成氯酸，它的化合温度约为60℃，当低于氯酸露点温度时，就会产生严重的腐蚀，即使是氯化物很少也会造成严重腐蚀。
3）烟气冷凝物中氯化物或氟化物的含量达到国际工业烟囱协会的强腐蚀等级规定[6]。
4）酸液的温度在40℃～80℃时，对结构材料的腐蚀性特别强。以钢材为例，40℃～80℃时的腐蚀速度比在其它温度时高出约3倍～8倍[7]。
5）取消GGH后，净烟气的温度为50℃左右，并且在烟囱内烟气为正压（约200Pa），因此烟气的腐蚀性和渗透性大为增强。
3 无GGH湿法脱硫工艺下烟囱的运行工况
与传统烟囱相比，无GGH湿法脱硫工艺下烟囱的运行工况更加复杂多变。对于新建电厂，脱硫系统通常要迟于机组投运。另外，脱硫系统设备也需要定期检修或者不定期维修。这些因素都造成脱硫烟囱是在“干燥-潮湿-浸水”的运行工况之间交替变化。
这种交替变换的运行工况，将增加湿法脱硫烟囱的腐蚀性。反过来讲是对湿法脱硫烟囱的防腐设计提出更高要求。
4 湿法脱硫烟囱的结构选型
在湿法脱硫应用前，单筒烟囱是最常见的结构型式。目前新建火力发电厂为了比较好地解决湿法脱硫系统带来的烟囱腐蚀性问题，烟囱的结构形式以套筒式为主，单筒式已较少采用。而对于已建烟囱新增湿法脱硫系统的烟囱，绝大多数是改造为防腐型单筒烟囱，也有少数工程新增内筒改造为套筒式烟囱。
目前，国内相关规范均未对湿法脱硫烟囱的结构选型进行明确规定。参考现行几个相关规范：
1）《烟囱设计规范》（GB50051—2002）中10.2.2条规定：当排放强腐蚀性烟气时，宜采用套筒式或多管式烟囱；
2）《火力发电厂设计技术规程》（DL5000—2000）中16.10.2条规定：当排放强腐蚀性烟气时，宜采用套筒式烟囱，此时排烟内筒应采用耐酸材料构成。
3）《火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程》（DL/T5121—2000）中3.0.6条规定：当排放强腐蚀性烟气时，应采用多管式或套筒式烟囱（直筒型内筒）。
从上述现行规程规范的相关规定可以看出，对于强腐蚀条件下的烟囱，尤其是当前湿法脱硫工艺条件下的烟囱，应该优先考虑采用多管式或套筒式烟囱。但对于某些工程条件受限，或者属于改造项目，必须采用防腐型单筒烟囱，目前还未做硬性规定。
5 湿法脱硫套筒式烟囱及已建烟囱改造防腐措施简介
目前国内新建湿法脱硫烟囱大多采用套筒式或多管式。其中内筒大多采用钢内筒，有些采用耐候钢，然后对内筒采用不同的防腐措施。耐酸砖及玻璃钢内筒在国内应用较少。
现阶段套筒式钢内筒内衬防腐方法中，应用于实际工程较多的有：钛板或镍板、耐酸玻璃鳞片涂层、泡沫玻璃砖内衬、耐酸耐热混凝土。另外，也有一些尚处于研究阶段或实际应用极少的新技术：RHF涂层体系、高性能轻质玻化陶瓷等。
对于已建烟囱新增湿法脱硫系统的，目前大多采用改造施工，即在维持单筒烟囱结构型式不变，增加满足新增湿法脱硫工况下腐蚀性的防腐层。这类型改造烟囱内壁所采用的防腐材料或工艺主要有：高性能耐热耐酸涂料、耐酸刚性铠甲、整体耐酸浇筑料、柔性胶黏结轻质隔热块材等。
6 湿法脱硫新建单筒烟囱的防腐方案讨论
目前，由于湿法脱硫工艺下，防腐型单筒烟囱已较少被采用，因此湿法脱硫单筒烟囱的防腐研究相比套筒式烟囱更少，实际工程业绩也较少。而另一方面，防腐型单筒烟囱具有占地省、施工速度快、造价低等优势，为了满足一些工程的实际需要，防腐型单筒烟囱仍然可能被采用。
首先，单筒防腐型烟囱相对于套筒式烟囱，由于烟囱长期处于运行状态，基本没有条件进行内部检修，所以不容易发现内部防腐层的损伤或局部破坏，也就无法及时修补。如果在烟囱外壁发现腐蚀状况，此时内衬的腐蚀可能已经比较严重。这个特点其实也就是为什么大部分规范不建议采用单筒式防腐烟囱的原因。那么这也要求如果采用单筒式防腐型烟囱，其防腐措施应该比套筒式烟囱更可靠、更持久。
对于新建单筒烟囱防腐设计目前尚无明确的推荐方案，工程应用较少或运行时间较短还无法下结论。虽然已建烟囱新增湿法脱硫系统的防腐改造方案具有一定的参考价值，但由于新建烟囱相对于已建烟囱对防腐可靠性及耐久性的要求更高，所以仍需进一步研究新建烟囱可适用的防腐方法。
山西大唐电厂（2×600MW)270m/9.5m烟囱（无GGH湿法脱硫）采用的是单筒防腐型烟囱，其防腐蚀做法由外向内依次为：
1）防腐抗渗层：内壁贴改性三布五漆呋喃玻璃钢或四涂一布的防腐涂料，形成一个完全封闭、抗渗耐酸腐蚀的隔离层，有效地保护了混凝土外筒壁。
2）防腐隔热层：采用现浇发泡聚氨脂。其密度小，隔热性能好，憎水率高，保证了设计要求的导热系数，有效防止了酸液的浸入和因温度应力所造成的开裂破坏。
3）内衬采用企口烧结釉面耐酸耐火砌块，用耐酸胶泥砌筑而成。其具备了轻质、高强、隔热、耐酸、抗震性好、粘结力强、工作面硬度高、阻力小、耐烟气冲刷等综合特性。
该防腐方法中，防腐抗渗层也可采用喷涂改性聚脲。聚脲材料抗腐蚀，抗冲击、耐磨性能好，高抗张强度，柔韧性好，对基底要求不高，但目前已有的资料表明：其耐高温性能较差，耐热温度在80℃左右，不能满足在脱硫系统停止运行状态下的高温要求。因此该种做法必须设置防腐隔热层。
对于耐酸胶泥砌筑的釉面耐酸耐火砌块内衬，尽管其优点较多，但是其施工质量容易受到人为因素影响，砌筑过程难免出现施工薄弱点，从而留下渗漏隐患。
为了提高烟囱防腐内衬的可靠性，本文提出一种新建单筒烟囱的改进防腐做法，由外向内依次为：
1）防腐抗渗层：内壁贴改性三布五漆呋喃玻璃钢或四涂一布的防腐涂料，或者采用改性聚脲。
2）内衬采用50mm耐酸耐热混凝土，通过翻模工艺基本可以实现连续浇筑，内衬与烟囱结构筒体之间设置梅花布置的拉结筋。浇筑后应加强养护并进行表面酸化处理。该材料在国电常州电厂一期2×600MW超临界燃煤机组工程套筒式烟囱的钢内筒防腐中被成功应用[8]。
相对于山西大唐电厂（2×600MW)270m/9.5m烟囱的防腐做法，新方案内衬采用的是整体浇筑耐酸耐热混凝土内衬，并且取消了隔热层。由于内衬采用的整体浇筑料具有导热系数低的特点，所以隔热层与内衬合二为一。该种耐酸耐热混凝土内衬在烟囱50a的设计使用年限内基本不需要维修，耐久性和复合钛板内衬可以媲美。
上述单筒烟囱防腐做法，具有施工质量容易保证，耐酸、耐热、抗震性能好，耐久性好无需维修等优点，具有较高的可靠性和较好的经济性能，同时还具有可行性。
另一方面，该方案也存在一定的不足之处：其对材料及施工的要求较高，目前国内具有该项施工能力的单位不多。同时，由于内衬浇筑需要翻模且高空作业，因此施工周期较长。
7 结语
当前，新建火力发电厂中，不设GGH的湿法脱硫系统成为主流，对烟囱的防腐蚀设计要求更高。
基于无GGH湿法脱硫烟囱强腐蚀性及复杂运行工况的分析，烟囱设计首先要从结构选型入手，然后再结合国内外研究及工程实践，确定经济合理的防腐方案。
本文在参考湿法脱硫套筒式烟囱及已建烟囱改造防腐方法的基础上，并结合已有实际工程防腐蚀做法，针对无GGH湿法脱硫新建烟囱提出一种具有可靠性、经济性和可行性的新防腐方案。
希望对研究新建工程湿法脱硫烟囱防腐方案或实际工程应用提供一些参考。
摘要：目前无GGH湿法脱硫工艺在火力发电厂中获得广泛应用,该工艺带来的最大问题就是烟囱将运行于强腐蚀环境及多变的运行工况。目前国内新建湿法脱硫烟囱大多采用套筒式或多管式,对内筒采用防腐措施。针对无GGH湿法脱硫新建单筒烟囱,本文提出一种具有可靠性、经济性和可行性的新防腐方案,对研究新建工程湿法脱硫单筒烟囱防腐设计有一定的参考价值。
关键词：湿法脱硫,烟囱,防腐蚀,单筒式
参考文献
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[2]韩璞,毛新静,焦嵩鸣,等.湿法烟气脱硫中GGH的利弊分析[J].电力科学与工程,2002(2):28-30.
[3]GB50051—2002,烟囱设计规范[S].
[4]杨杰.湿法烟气脱硫烟囱防腐技术探讨[J].电力环境保护,2005,3(21):9-10.
[5]陈其春,白琳.湿法脱硫后的烟气腐蚀性分析[J].武汉大学学报(工学版),2006,10(39):245-249.
[6]张兰春,夏宏君.烟气湿法脱硫改造中原有烟囱防腐问题的探讨[C]//电力土建委员会《电力土建科技创新推进可持续发展》学术交流会《技术创新论文集》.北京:中国电力出版社,2005.
[7]郭颖.电厂不设GGH的烟囱内衬防腐方案比较[J].山西建筑,2010,31(36):143-145.
脱硫GGH堵塞的探讨 篇2
一、GGH设备简介
广东金湾发电厂为2×600MW国产超临界燃煤机组, 两台炉都配有脱硫装置, 采用石灰石——石膏湿法脱硫, 于2007年2月开始投运, 两套脱硫装置都设置GGH, 由豪顿华公司提供, 利用高温的原烟气加热吸收塔出口的低温过饱和净湿烟气使其酸性水滴蒸发成蒸汽, 减少或消除烟气中的酸性水滴在烟道、烟囱内产生酸腐蚀;增加烟囱出口烟气抬升高度。为防止烟尘在烟气换热器中沉积, 降低换热效率和增加换热器的阻力, GGH设置了辅助吹扫系统。该吹扫系统为全伸缩式的清扫装置, 清扫介质采用水和过热蒸汽, 清扫水有低压水和高压水, 当FGD装置停运时可以用低压水进行清扫, 压力0.5MPa, 当GGH差压高时, 采用高压水在线冲洗, 压力10MPA左右。正常情况采用蒸汽吹灰, 调试时采用辅助蒸汽, 压力0.08 MPa, 后来改用主蒸汽, 压力1.3 MPa左右, 在原烟气冷、热端均布置有吹灰器。
二、堵塞情况
2008年3月, 我厂#3GGH原、净烟气差压超过0.5MPa, 有时超过0.8MPa, 机组满负荷增压风机电流高达380多安培 (额定值492A) , 高过正常运行时的电流300A很多, 增压风机动叶开度80%左右, 判断GGH应该堵塞, 2008年8月, #4GGH原、净烟气差压有时超过0.5MPpa, 热工吹扫压力表计后情况依旧, 增压风机电流也比正常运行时高出20～30安培左右, GGH同样存在堵塞。
堵塞影响
GGH一旦发生严重堵塞, 1.容易引起增压风机喘振, 对设备运行造成危害, 脱硫系统被迫停运开旁路运行;2.旁路挡板开启后, 硫排放浓度高, 影响周围环境, 也达不到环保的要求。排放浓度超标, 必然会引起环保罚款, 同样脱硫电价也会受很大影响。
三、堵塞原因分析
我厂GGH在发生堵塞之前一个主要现象:当时烟气灰尘浓度较高, 进入吸收塔灰尘度有时高达100多mg/M3, 估计GGH结垢主要因为烟尘浓度高。这里, 有某些电厂的垢样分析 (见表1、表2) , 从中可以看到Al2O3、SiO2、CaO、Fe2O3是其主要成分, 而Al、Si主要来自于烟尘, 可见Al2O3、SiO2是因烟尘而起, 结合运行经验, GGH堵塞原因可能有:
1. 吸收塔出口烟气携带有一定水分, 在GGH原烟气特别是冷端, 烟尘会粘附在加热元件表面, 烟气中SO2及塔内浆液与烟尘反应形成类似水泥的硅酸盐, 随着长时间运行, 结垢越严重, 哪怕是高压水也无法冲走。
2. 吸收塔液位较高, 有时因为冒泡, 存在虚假液位, 从吸收塔出来的净烟气携带了浆液, 在经过GGH后, 温度降低, 水分减少, 这些浆液就粘附在换热元件上面, 逐渐形成结垢, 慢慢引起了堵塞。
3. G G H吹扫故障或不合理, 我厂#4GGH在堵塞之前, 吹灰枪有一故障不能投运, 严重影响吹扫结果。有些电厂大部分采用辅助蒸汽 (压力0.8MPa左右) 或压缩空气 (压力更低, 只有0.5MPa左右) 而且压缩空气含水较多, 吹扫效果差, 显然较低的吹灰压力, 未能较好除去GGH换热片的积灰、积垢, 有时吹扫周期较长或吹扫时间短, 一天或一个班才吹扫一次, 吹扫只有30～40分钟, 没及时将积灰清除。另外GGH吹灰步序、步长、停留时间设置不合理, 同样会造成堵塞。
4. GGH本身设计不一定合理。换热面高度、换热片型式、吹灰器数量及吹灰覆盖范围, 对GGH积灰也有一定影响。
5. 有种情况:循环泵启动后长时间运行而吸收塔没通烟气, 这样吸收塔浆液很容易飘逸到GGH并粘附在上面。另外, 除雾器选型和设计对GGH堵塞也有一定影响。如果, 除雾器捕捉能力较差或层数不够, 同样会让少量浆液液滴漂流到GGH, 长时间累计变造成堵塞。
四、针对GGH的堵塞, 我厂采取的一系列措施
1. 改变吹灰压力, 我厂原来开始吹灰采用的是辅助蒸汽, 辅助蒸汽供汽压力只有0.8MPa左右, 到达吹灰枪处压力只有0.6MPa, 明显不足, 后来我们采用主蒸汽压力, 通过压力调双枪同时吹扫, 赢得了更多的吹扫次数。这次吹灰介质的改变, 后来证明非常关键, 从过热度与压力方面满足了良好的吹灰要求。
2. 保证吹灰频率, 每个班 (8h计) 至少吹灰两次, 视情况增加吹灰次数, 因为主机也需要吹灰, 故没办法有太多的吹灰次数。
3. 加强对吸收塔液位的控制, 基本维持在7.8米左右, 我厂吸收塔溢流口8.5米左右, 严格控制吸收塔冒泡, 如果吸收塔冒泡, 联系化学加消泡剂, 避免吸收塔虚假液位的出现。
4. 保证电除尘正常投运。注意FGD进出口灰尘浓度变化。如发现排灰量过大或灰尘浓度过高, 及时联系调整煤种, 降低入炉煤灰分。如果电除尘有较多T/R故障, 只能暂时关小增压风机动叶, 减少如塔烟气量, 尽早恢复电除尘正常运行。
5. 发现GGH原、净烟气差压超过0.05MPa, 增压风机电流不正常上升, 有条件赶紧暂时停运脱硫系统, 用高压消防水对GGH人工冲洗。我厂用高压水在线冲洗效果不好, 虽然压力也有10 MPa左右, 其穿透力不够, 起不了什么作用。
实践证明, 我厂脱硫系统自投运以来, 因GGH堵塞被迫引起脱硫停运的情况很少, 表3是广东粤电各电厂GGH运行状况对比: (现某些电厂吹灰方式可能发生改变) 。
理论上, 控制GGH堵塞还有一些措施:
1.对于采用压缩空气吹灰, 应注意疏水, 保证吹扫空气的干燥。
2.在确保设备安全的前提下, 尽可能采用较低的G G H加热温度, 这样, GGH板型及高度方面可以优化设计。
3.优化除雾器及流场的设计, 进一步减少烟气携带浆液量, 同时, 除雾器最好还是采用屋脊式, 同时, 注意保证除雾器可靠的冲洗, 保证除雾器的清洁, 当然最顶层除雾器的冲洗水流量不要过大, 以免引起液滴飞溅与飘逸。
4.如果, GGH压差高过报警值, 最好不要等到高出1～2倍再来考虑高压水冲洗, 这时已经太迟了, 应该视情况提前冲洗, 而且, 用高压水在线冲洗其实效果并不理想, 最好还是根据实际, 在停运时采用其他高压水源 (比如高压消防水) 冲洗, 这样效果会好很多。
五、结束语
金湾发电厂由于GGH吹灰方式及吹灰介质采用得当, 同时采取了一系列防范措施, 从投运以来, 基本很少出现堵塞。如果其他电厂有条件, 可以考虑采用主汽吹灰, 当然, 我们一定要根据GGH堵塞原因, 采取更多更优化的措施来保证GGH的正常运行, 保证脱硫系统的正常投运, 真正达到燃煤机组脱硫的目的。
摘要：本文根据广东金湾发电厂GGH的运行情况, 对比其余电厂, 从GGH堵塞原因进行分析、探讨, 也提出一系列防止堵塞的措施。
关键词：GGH,堵塞,防止
参考文献
[1]火电厂烟气脱硫系统设计、建造及运行.2005
[2]ggh advantage.中文技术手册.豪顿华工程公司
无GGH 篇3
广东珠海金湾发电有限公司3、4号2×600MW机组烟气脱硫装置采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺。烟气经过GGH吸热侧烟气温度降低到了设计温度后进入吸收塔, 净烟气经过GGH放热侧烟气温度升高到了设计温度80℃, 最后经过净烟气挡板门由#3、#4炉烟囱排入大气。在脱硫系统解列或检修或烟气中烟尘含量大于300mg/Nm3时, FGD原烟气挡板关闭、旁路挡板打开, 原烟气经过旁路烟道排入大气。
烟气-烟气换热器 (RGGH) 采用回转式烟气再热器。蓄热元件采用镀搪瓷材料。采取低泄漏密封系统, 减小未处理烟气对洁净烟气的污染。在GGH里, 利用原烟气中的热量, 加热来自吸收塔的净烟气, 一方面降低了进入吸收塔的烟气温度以防止高温烟气进入吸收塔造成损坏, 另一方面加热吸收塔出来的饱和烟气以防止由于烟气凝结对烟道产生腐蚀。在正常运行时采用蒸汽对换热器进行吹扫;烟尘浓度过高、换热器压损超过设计值时采用高压水对换热器进行吹扫;停机后采用大流量工艺水进行冲洗。
2 现状及原因
脱硫系统GGH堵塞问题已经是全国燃煤火力发电厂的通病, 我们厂两台GGH也曾出现过同样故障, 造成原烟气与净烟气侧压差高达500~700pa (最大时达1200Pa) , 波形换热元件严重堵塞, 烟气通流困难, 增压风机电流高达310A (正常满负荷是270A左右) (最大时达392A) , 被迫停机离线用人工冲洗 (高压水压力为12~20MPa) , 直到冲洗干净见换热元件金属本色为止。GGH恢复运行, (原烟气与净烟气侧压差为200pa左右, 增压风机电流为270A左右) 一个月后, 原烟气与净烟气侧压差又偏高报警, 需停机冲洗。究其原因主要是下列情况造成: (1) 烟气中的含尘量过大;煤种灰分过高, 电除尘除尘效果不太理想; (2) 吸收塔液位高, 浆液表面泡沫较多; (3) 吸收塔除雾器喷嘴损坏, 喷淋层积液结垢堵塞; (4) GGH吹灰器吹灰蒸汽压力低; (5) 吹灰次数少; (6) GGH本身设计不合理; (7) 设备维护不到位; (8) 净烟气携带浆液的沉积结垢引起堵塞, 这是最根本的原因。
3 改进措施
(1) 加强吸收塔喷淋层及除雾器的维护, 确保吸收塔喷淋层喷嘴的流量要均匀, 防止喷淋层积液结垢堵塞, 造成烟气偏流和含水率高, 金湾公司吸收塔喷淋层共三层, 每次大小修时就会对喷淋层喷嘴进行检查除垢修补, 保证喷淋层喷嘴的流量均匀, 充分均匀和烟气进行交换。除雾器两层屋脊式; (2) 合理控制吸收塔液位, 减少净烟气携带浆液返回GGH后沉积结垢。定期对吸收塔加消泡剂, 金湾公司对吸收塔定期加消泡剂后, 吸收塔溢流管内泡沫及浆液溢流现象有明显改善, GGH换热元件结垢积灰情况已经有较大好转。从#3机组脱硫最近一次大修后半年的运行情况来看, GGH换热元件积灰轻微, GGH压差一直维持较低水平; (3) 保证电除尘器的投运率和除尘效果;脱硫原烟气粉尘度和GGH压差趋势如图1; (4) 加强对GGH吹灰器的维护工作, 确保GGH吹灰介质的蒸汽压力足够 (1.3MPa) ; (5) 及时对GGH进行大流量冲洗, 防患于未然。每次脱硫停运我们就对GGH换热元件进行大流量人工冲洗, 将换热元件表面的积灰冲洗干净, 有一定的效果; (6) GGH高压冲洗水泵改造, 定期对GGH进行在线高压水冲洗。现金湾公司趁2012年大修机会已将#3GGH高压冲洗水泵改型为天津精诚JC3901, 压力240MPa, 流量185L/min, 每个半个月对GGH进行高压水在线冲洗, 配合高温高压蒸汽冲洗, 从近几个月GGH压差情况来看, 效果良好; (7) 顶层除雾器加装冲洗水, 确保除雾器除雾效果良好。防止静烟气少携带雾滴及泡沫到GGH使粉尘粘附在GGH换热元件。3号脱硫除雾器顶层加装了冲洗水后, 顶层除雾器堵塞的现象已基本解决。如下图2。 (其中蓝色曲线为本次除雾器加装顶层冲洗水冲洗次数, 红丝曲线为GGH压差曲线。通过连续六次冲洗后GGH压差有下降趋势) ; (8) 条件允许就对除雾器进行大流量人工冲洗。趁系统旁路或者停机时, 将除雾器人孔打开, 外接消防水管对除雾器进行人工冲洗; (9) 大小修期间将GGH换热元件吊出进行化学清洗, 彻底将换热元件污垢清洗干净。#3机组脱硫2012年上半年大修期间对换热元件进行一次彻底的化学清洗。
4 实施情况及效果
2012年#3机组大修时对除雾器加装顶层冲洗水, GGH高压冲洗水泵也做了更换。机组运行后定期对顶层除雾器进行冲洗, 每周一次180秒, 冲洗时GGH蒸汽吹灰必须同时投运。#3GGH高压冲洗水在线冲洗定期每个月两次, 双枪压力120bar, 冲洗时间为367分钟。从近期的GGH差压来看, 以上两条措施效果作用很明显, #3GGH差压从大修到现在一直保持较低, 且无上升趋势。九至十一月份三个月GGH压差整体趋势如下图3:三月份和大修后七八月份增压风机电流比较趋势如下图4:可以看出#3增压风机电流一直维持较低水平。
由上图可以看出:1压差维持较低位;2无攀升趋势且计较平稳
5 结束语
因为GGH的维护得当, #3机组脱硫系统大修后投运率达99.55%, #4组为99.18%, 为脱硫系统保持高的投运率, 保证脱硫电价的到位做出突出贡献。同时因为增压风机的电流长期保持在较低的水平, 大大提高增压风机的隐性节能水平。
摘要：燃煤电厂脱硫GGH堵塞是脱硫系统的通病, 文章结合电厂技改改造实际, 运行工况调整, 分析GGH堵塞的原因, 探讨防堵措施。对提高电厂发电可靠性稳定性, 降低发电成本;提高脱硫投运率及脱硫率, 减少排污量等提供借鉴。
关键词：电厂脱硫,GGH,堵塞,防范措施
参考文献
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[2]赵毅, 胡志光, 等.电力环境保护实用技术及应用[M].中国水利水电出版社.
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无GGH 篇4
GGH采用原烟气加热净烟气,不需要另外供能,因此在烟气脱硫系统中采用GGH加热净烟气对电厂而言是经济的方法,但是目前很多脱硫装置的GGH在长期运行中经常出现堵塞等现象,需要进行相应的改造。
1 某电厂原脱硫装置基本情况
某电厂2×300MW机组配套脱硫装置,脱硫设施同步投运。采用石灰石—石膏湿法全烟气脱硫,采用一炉一塔,设计脱硫效率不低于95.1%。由于现有煤种含硫量较设计煤种含硫量大幅度提高,产生的二氧化硫远远超过现有脱硫系统的处理能力。
为此对已建脱硫装置进行必要的系统增容和系统改造,使改造后的脱硫装置在燃用装置改造设计煤质条件下进行2台炉BMCR工况全烟气脱硫时,脱硫后烟气SO2浓度不高于200mg/Nm3。
2 目前GGH基本情况
GGH装置烟气入口量(BMCR)为1960000m3/h,GGH原烟侧入口烟温约130℃,GGH净烟侧出口烟温85℃。目前该脱硫系统的GGH堵塞严重,需要对GGH进行改造。
3 GGH改造内容
(1)改造GGH换热元件型式。
控制总压差在600Pa之内、允许牺牲2℃排烟温度为代价、采用不易积灰的换热元件结构形式。
(2)改造GGH吹扫系统,原压缩空气吹扫改为蒸汽吹扫。
蒸汽汽源由电厂提供,温度250℃~300℃,压力>1.0MPa。
4 主要问题的原因分析
GGH的运行阻力逐渐增大。GGH经过一段时间的运行,其运行阻力逐渐增大,其可能的原因为:
(1)烟气带水。在整个FGD系统中,因除雾器的效果等因素的影响,净烟气从脱硫塔出来后,烟气带水,直接导致净烟气密度增大、质量流量增加,进而表现为GGH的运行阻力增大。
(2)烟气中含尘量超标。除尘器和除雾器的效果,将直接决定着烟气中的的含尘量。除尘器的效果欠佳,将使得原烟气中的飞灰携带到潮湿的GGH中,并黏结到GGH的传热元件上。除雾器的效果将决定了净烟气中携带的脱硫副产品石膏的含量。无论是飞灰还是石膏,其黏结到传热元件上必将堵塞GGH传热元件的流通通道,进而增大其运行的阻力。
(3)系统参数的改变。运行工况与设计工况有了较大的改变,尤其是改变了煤种后,烟气的温度得到的升高,流量有所增加,都将改变系统的运行阻力。
(4)吹灰器的吹灰效果和清洗效果。吹灰介质设置不当、吹灰效果不佳等等,将不能有效、及时地将传热元件表面的污垢进行清除。久而久之,传热元件的流通通道将被逐渐堵塞,系统阻力将显著增大。
(5)吹灰介质的品质不佳。吹灰介质的压头、流量、温度、过热度等将直接影响吹灰器的吹灰效果。
(6)吹灰器的喷嘴不是专用的高通透的喷嘴,同样的吹灰介质,但吹灰效果欠佳。
(7)杂物堵塞传热元件的流通通道。GGH经过长期的运行后,冷端(上部)传热元件容易产生腐蚀。腐蚀后的杂物从上而下逐渐堵塞了流通的通道,即使采用频繁的吹灰和高压水冲洗也将无济于事。
(8)不恰当的吹灰、清洗方式。传热元件在进行水冲洗时没有同步进行压缩空气和/或蒸汽的吹扫,使得元件在潮湿的状态下运行。
(9)水冲洗管有泄漏,造成水进入GGH内部。
(10)机组停炉时,没有按照厂家的要求进行彻底的低压水冲洗。
5 GGH的改造方案
针对上述主要问题,结合GGH的实际运行情况,改造方案为:
(1)运行工况与选型工况严重偏差,需重新进行GGH选型,选择合适高度的传热元件。GGH改造时有必要根据实际运行工况的参数进行重新计算,以保证GGH的合理换热余量。
(2)选择封闭通道、大间隙、防堵塞、易清洁的传热元件波型。
GGH上通常采用的两种波型的传热元件,即封闭通道波型和开发通道的波型。开放通道的传热元件,是一种常规的波型,被广泛应用于锅炉的空预器中。吹灰介质在通过开发通道的传热元件时不能保证持续有效的吹灰压头,起不到良好的吹灰效果。封闭通道波型的传热元件,在一定区域的范围内,形成了密封腔体。当具有一定压头的介质对这一区域进行吹扫时,吹灰介质不容易向周边扩散,从而保证了介质一直具有有效吹灰的压头,提高了吹灰效果,有效地清除积灰和污垢,具体见图1。
在此次改造方案中,采用改良型的封闭通道的传热元件,其具有以下特点:①大通道。能够有效增加烟气在GGH内部的流通速度,使得烟气流通传热元件时的阻力损失达到最小点。②良好的换热效果。元件的波型具有足够的斜波纹,能够保证充分的换热效果;又具有一定的大通道,能够保证良好的吹灰。③良好的吹灰效果。大通道波型的波峰与其平板进行紧密配合,保证了一个封闭的流通通道截面。当吹灰器进行吹灰时,吹灰介质的压头可以在该通道中有效地保持(即不向外扩散),因此在选用同样吹灰介质的情况下,能够起到更好的吹灰效果。
(3)确保在线高压水冲洗能够投运。当运行阻力大于设计阻力的50%左右时,可以投运在线的高压水冲洗,使得GGH的运行阻力能够回复到原始的状态。这就避免了因GGH的运行阻力太大而频繁地停运FGD系统,提高了FGD系统的停运率。
(4)改造吹灰介质的品质。将原先的压缩空气气源改为蒸汽汽源,蒸汽的压力要求为1.0~1.4MPa,蒸汽总流量不低于5.5t/h,吹灰蒸汽需要有150℃以上的过热度。
(5)改造吹灰器内部蒸汽吹灰的枪头,并更换专用的高通透的喷嘴。
(5)调整吹灰流程和吹扫时间。根据转子的转速和吹灰器的有关参数,调整吹灰器的吹扫流程,确保在一个完整的吹灰流程中,吹灰器的吹扫能够覆盖整个转子的传热元件。同时需要能够满足当转子经过高压水喷嘴后,立刻由吹灰喷嘴予用蒸汽予以吹干水滴。避免了高压水冲洗过后二次结垢(在线冲洗后再次粘附)的危害。
(6)调整传热元件在GGH转子内部的标高,将冷端的高度减少,增加热端的高度,避免不必要的腐蚀。同时,将冷端的传热元件更加靠近吹灰器喷嘴,提高最容易堵塞的传热元件冷端部位的吹灰强度。
(7)针对除雾器和电除尘器进行改造,降低烟气含尘量,减少烟气带水。
6 烟气再热器(GGH)改造和取消GGH+脱硫湿烟囱的方案比较
对于脱硫后的净烟气有两种常见的处理方式,一种是净烟气经过GGH加热后排放到一般防腐的烟囱,一种是净烟气不经过加热直接排放到经过良好防腐处理的湿烟囱。近年来,结合国内外的运行经验,并随着对脱硫认识的深化,脱硫湿烟囱方案已经被大家认同,新上的脱硫项目现在都采用取消GGH,同时采用湿烟囱防腐方案。
6.1 GGH加热的方案
6.1.1 有利于提高排烟温度和抬升高度
GGH可以将湿法烟气脱硫的排烟温度从50℃升高到80℃左右,从而提高烟气从烟囱排放时的抬升高度。
但从环境质量的角度来看,主要关注点是在安装和不安装GGH时,主要污染物(SO2、粉尘和NOX)对地面浓度的贡献。污染物的最大落地浓度点到烟囱的距离,安装和不安装GGH分别约为10000m和7000m。由于SO2和粉尘的源强度在除尘和脱硫之后大大降低,因此无论是否安装GGH,它们的贡献只占环境的允许值的极小部分。由此可以看出GGH对于环境质量没有本质的改善。
6.1.2 有利于减轻湿法脱硫后烟囱冒白烟问题
由于安装了FGD系统之后从烟囱排出的烟气处于饱和状态,在环境温度较低时凝结水汽会形成白色的烟羽。在北方环境温度较低的地区,出现的几率会更大。白烟问题不是一个环境问题,而是一个公众的认识问题,更何况与冷却塔相比,烟囱的白烟是很少的。
6.1.3 GGH改造不能减轻下游设备腐蚀
经过此后的实践证明,由于烟气在经过GGH加热之后,烟温仍然低于其酸露点,仍然会在下游的设备中产生新的酸凝结。不仅如此,由于随温度上升液体的腐蚀性会大大增强,烟温升高更加剧了凝结液的腐蚀倾向,使得经GGH加热后的烟气有更强的腐蚀性。因此认为采用GGH后可以不对下游烟道和烟囱进行防腐的概念是一个认识上的误区。无论是否安装GGH,湿法FGD的烟囱都必须采取防腐,并按湿烟囱进行设计。这一点已经被国外几十年来的实践所证实。认为安装了GGH就可以不对烟囱进行防腐处理是错误的[1]。
6.1.4 GGH改造带来的问题
(1)运行成本高。
GGH本体对烟气的压降约在1000Pa,如果考虑到由于安装GGH而引起的烟道压降,总的压损约在1200Pa左右。为了克服这些阻力,必须增加增压风机的压头,使FGD系统的运行费用大大增加。而且GGH本身的电耗为2×200kW。
(2)易造成烟气泄漏。
GGH的原烟气侧向净烟气侧的泄漏会降低系统的脱硫效率,尽管回转式GGH的原烟气侧和净烟气侧之间的泄漏可以达到1.0%以下,但毕竟是一种无谓的损失;
(3)造成腐蚀和增加阻力。
由于原烟气在GGH中由130℃左右降低到酸露点以下的80℃,因此在GGH的热侧会产生大量的粘稠的浓酸液。这些酸液不但对GGH的换热元件和壳体有很强的腐蚀作用,而且会粘附大量烟气中的飞灰。另外,穿过除雾器的微小浆液液滴在换热元件的表面上蒸发之后,也会形成固体的结垢物。上述这些固体物会堵塞换热元件的通道,进一步增加GGH的压降。国内已有电厂由于GGH粘污严重而造成增压风机振动过大的前鉴[2]。
6.2 脱硫湿烟囱的方案
6.2.1 提高系统的运行可靠性和可用率
安装GGH后,由于GGH部件的腐蚀和换热元件堵塞造成的增压风机的运行故障已经成为FGD系统长期稳定运行的瓶颈之一,降低了FGD系统的可用率,增加了维修费用。采用湿烟囱防腐,取消GGH后,可以使得烟气系统得以简化,FGD系统的可靠性有了提高,达到高可用率运行。
6.2.2 湿烟囱防腐方案
根据对烟囱结构、烟气流场、脱硫工艺、运行工况等详细分析,推荐采用泡沫玻化陶瓷砖防腐系统进行湿烟囱防腐,防腐系统见图3。
该系统具有如下特点:①防止酸性气液相混合体渗透;②抵抗烟气中的混合介质化学腐蚀;③具有隔热、保温功能;④适应干湿、高低温烟气交替运行;⑤有效地抗酸水渗透;⑥胶黏剂具有膨胀可逆的收缩弹性,可调节、化解不同相材料的热膨胀,有效防止防腐介质主体开裂或脱落。
6.2.3 防腐材料的选择
(1)玻化陶瓷砖。
泡沫玻化陶瓷砖以矿物为原料,加入了适量的、在一定温度下能产生大量气体的、具有膨胀性能的原生矿物的混合物。成品陶瓷砖体积密度为350kg/m3、导热系数为0.150W/(m·k)、体积吸水率小于0.5%(仅表面潮湿)、抗冻性能优良、防水抗渗能力强,制品在5%~40%H2SO4浸30天抗压强度不降低;外观无腐蚀变化、耐烟气冲刷、机械强度高达3.0MPa、是能在恶劣环境中长期使用的高性能轻质泡沫制品。
(2)耐温耐酸胶黏剂。
耐温耐酸胶黏剂为双组分材料组成,胶黏剂不含溶剂(胶层固化过程中不会产生因溶剂挥发时形成的泡孔),其主要成分为有机硅橡胶。当温度变化时,其分子之间的作用力改变很小,所以它的各种性能基本不会改变。在施工过程中,固化剂加入硅橡胶中在室温下进行化学反应,完成固化过程。从而使拉伸强度达到2.3MPa、拉伸剪切强度达到2.2MPa以上,此固化机理是化学反应过程而非物理固化,从而使固化时间大为缩短,在复杂工况条件下性能可靠。
6.3 经济分析
6.3.1 如果取消GGH+湿烟囱防腐的方案
投资:烟囱防腐面积按10000m2考虑,单价按照1380元/m2,总造价为1380万元人民币;
GGH 拆除费用和GGH及烟道的残值抵消;
运行费用:每年10万元,主要对烟囱防腐系统进行检查和运行维护;
6.3.2 如果采用GGH改造的方案
投资:按照每台改造费用280万计算,两台的改造费用为560万元人民币;
每年运行费用:(年利用小时数按5500h计算,厂用电电费按0.2元人民币/kWh);
电费:2×1700kW×5500×0.2=374万元人民币;
运行维护费用(包括蒸汽消耗,备品备件,巡检、人工费用等):50万元人民币;
所以每年运行费用424万元人民币。
经分析,采用取消GGH+湿烟囱防腐的方案初始投资比GGH改造要多820万元人民币,但是每年运行费用将节省414万元人民币,只需要两年的时间就可回收初始投资。所以,取消GGH+湿烟囱防腐的方案节能效益显著。
7 结 语
在FGD系统中安装GGH是FGD早期发展过程中的认识,长期的实践已经证明GGH在FGD系统中的作用不大,带来投资巨大且负面影响多,对已有工程GGH改造的意义不大。
泡沫玻化陶瓷砖的湿烟囱防腐技术成熟可靠,经过工程实例的验证,简化了脱硫系统,降低了投资和运行费用,是一种值得选择的方案。
参考文献
[1]张为强,陈军海.火电厂湿法烟气脱硫系统中取消换热器的可行性分析探讨[J].中国电力环保,2007(02):48-51.
无GGH 篇5
未经超低排放改造的燃煤机组, 脱硫吸收塔前设置回转式烟气-烟气换热器 (GGH) 。由于回转式GGH的径向和轴向密封存在着动静间隙, 原烟气侧总是向净烟气侧泄漏[1], 为保证脱硫效率, 目前超低排放改造普遍采用管式GGH来替代回转式GGH的技术路线[2]。
1 烟气冷却器布置位置选择
烟气冷却器回收的热量有两种利用途径, 一是加热烟气排放温度;二是加热汽轮机凝结水, 此时烟气冷却器也称为低温省煤器[3]。根据目前电厂加装烟气冷却器的情况, 设备一般布置在两个位置:干式电除尘入口、脱硫吸收塔入口。
1.1 布置在干式电除尘入口的技术特点
烟气冷却器布置在干式电除尘入口烟道, 即低低温电除尘技术。国外如欧美日等国均有低低温电除尘技术的应用先例, 日本在90年代就开始推广低低温电除尘技术。国内电除尘厂家从2010年开始逐步加大探索和尝试, 目前在国内也有一定的投运业绩。浙能集团第一批实施超低排放改造的项目, 基本应用了低低温电除尘技术, 该技术具有以下技术特点。
1.1.1 提高除尘效率
烟气冷却器将进入电除尘器的烟气降低到酸露点以下[4], 由于烟气温度的降低, 烟气量和烟气流速减小, 有利于粉尘的捕集;同时, 结露的硫酸雾被烟尘吸附、中和, 烟尘比电阻降低[5], 避免反电晕发生, 提高除尘效率。
1.1.2 协同去除SO3
烟气温度的降低, 烟气中的SO3结露成硫酸微液滴并随烟尘在电除尘器中一起被去除[6], 从而降低下游烟气露点, 减轻后续设备的低温腐蚀。
1.1.3 设备磨损问题
电除尘器前烟尘含量较高, 烟气冷却器支撑杆、膨胀节及换热管磨损较严重, 可通过设置防磨角钢和防磨假管解决。
1.1.4 需对电除尘器本体改造
由于烟气温度降低后灰的流动性变差, 需对顶部绝缘子设置热风吹扫装置, 避免产生结露爬电;原灰斗电加热改为蒸汽加热, 避免发生腐蚀现象。电除尘器本体改造增加了投资费用与运行费用。
1.1.5 布置数量多
空预器至电除尘器烟道连接通常设置4通道, 相应的烟气冷却器也需设置4台, 投资费用增加。
1.1.6 易引起气流分布不均
空预器出口至电除尘器入口的空间较小, 烟气冷却器布置及钢结构支撑难度较大, 可能出现电除尘器入口气流分布不均现象, 影响除尘效率。可通过流场模拟、合理设置导流板等方法解决。
1.2 布置在吸收塔入口的技术特点
烟气冷却器布置在引风机出口至脱硫吸收塔入口烟道, 该布置具有以下技术特点。
1.2.1 降低积灰和磨损风险
由于布置于电除尘器后, 烟气冷却器入口的烟尘含量低, 对换热管的磨损较小;通过合理布置吹灰器, 基本没有积灰问题。
1.2.2 充分利用烟气余热
烟气经过引风机后有明显的温升, 烟气冷却器布置于吸收塔入口处, 可以充分利用这部分烟气余热[7]。
1.2.3 布置数量少
烟气冷却器布置于吸收塔入口, 仅需设置1台, 可降低投资费用。
1.2.4 除尘效率不影响
与低温电除尘技术相比, 烟气冷却器布置在吸收塔入口处对电除尘器的除尘效率无提高作用。
2 已投运机组运行情况简介
2.1 布置在吸收塔入口的烟气冷却器运行情况
六横电厂#1、#2机组 (2×1000MW) 和凤台电厂#3、#4机组 (2×660MW) 自2014年投运至今, 低温省煤器均布置在吸收塔入口, 回收热量用于加热汽轮机凝结水。
六横电厂#1、#2机组低温省煤器水平布置, 采用蒸汽吹灰, 换热管和鳍片的材质为ND钢。运行情况良好, 至今未出现腐蚀、明显积灰等问题。凤台电厂#3、#4机组低温省煤器竖直布置, 采用蒸气吹灰, 材质采用ND钢。运行情况良好, 未出现腐蚀问题, 仅在锅炉低负荷状态下, 出口由于流速较低而有少量积灰, 不影响系统正常运行。如图1和图2所示。
2.2 布置在干式电除尘入口的烟气冷却器运行情况
嘉华电厂#7、#8机组 (2×1000MW) 、#3~#6机组 (2×660MW) 、乐清电厂#1、#2机组 (2×660MW) 均已完成烟气超低排放改造, 烟气冷却器加装在干式电除尘入口, 采用低低温电除尘技术。
2.2.1 低低温电除尘运行情况
部分机组低低温电除尘改造前后性能测试结果。如表1所示。
从测试数据可以看出:嘉华电厂#7机组在经过低低温电除尘改造之后, 除尘效率从99.78%提升至99.94%, 基本达到了设计保证的效率;嘉华电厂#4机组改造前已达到99.91%的除尘效率, 未进行低低温电除尘的性能测试;乐清电厂#1机组在经过低低温电除尘改造之后, 除尘效率从99.855%提升至99.92%。
2.2.2 烟气冷却器运行情况
嘉华电厂#3~#8机组烟气冷却器采用蒸气吹灰, 运行差压均在性能保证范围内, 无明显堵灰、磨损情况出现。
乐清电厂#1机组冷却器底部模块及空预器出口烟道无明显积灰;冷却器出口烟道向上弯头处有少量积灰, 不影响系统正常运行。
3 嘉兴电厂#1、#2机组超低排放改造烟气冷却器布置方案比选
3.1 项目概况
嘉兴电厂#1、#2机组装机容量2×330MW, 设计煤种含硫量、含灰量分别为0.7%、18%, 空预器出口烟气温度128℃, 烟尘浓度23.33g/Nm3。每台机组设置两台双室四电场干式电除尘, 已高频电源改造, 设计除尘效率≥99.875%。一炉一塔布置, 引风机出口烟气温度132℃, 吸收塔入口设置回转式GGH。
3.2 除尘改造方案
根据烟气冷却器加装位置的不同, 嘉兴电厂#1、#2机组烟气超低排放改造可采用的除尘技术方案有:
方案一:拆除回转式GGH, 烟气冷却器布置在干式电除尘前, 对干式电除尘进行低低温改造, 并在吸收塔出口安装湿式电除尘、烟道除雾器和烟气加热器。工艺流程如图3所示。
方案二:拆除回转式GGH, 烟气冷却器布置在吸收塔入口, 并在吸收塔出口安装湿式电除尘、烟道除雾器和烟气加热器。工艺流程如图4所示。
3.3 改造方案比选
3.3.1 技术参数比较
嘉兴电厂#1、#2机组在设计工况下 (燃煤含灰量18%, 除尘系统入口烟尘浓度23.33g/Nm3) , 两个方案的主要参数如表2所示。
方案二干式电除尘效率低于方案一, 两种方案经后续吸收塔和湿电除尘后, 烟尘排放浓度均能满足超低排放要求。
3.3.2 投资费用比较
两方案除尘部分投资费用如表3所示。
单位:万元
注:投资估算范围包括空预器出口至吸收塔入口、吸收塔出口至烟囱入口水平烟道。
方案二投资费用比方案一低1817.99万元, 主要体现在:方案一需设置4台烟气冷却器, 加固空预器与干式电除尘间的支架, 并对干式电除尘的灰斗加热系统和高频电源绝缘子加热系统进行改造;方案二仅需设置1台烟气冷却器, 布置在吸收塔入口, 与烟气加热器一同支撑在新立钢支架上, 无需改造干式电除尘。
3.3.3 运行费用比较
与方案二相比, 方案一新增蒸汽耗量8t/h, 减少电耗28k W (两台机组) 。蒸汽及电价分别按132元/t、0.4元/k W·h计, 年运行时间4500h, 则方案一年运行费用比方案二高470.16万元。
3.4 方案比选结果
嘉兴电厂#1、#2机组 (2×330MW) 超低排放改造工程选择烟气冷却器加装于吸收塔入口方案, 可满足烟尘超低排放要求, 并降低投资费用1817.99万元, 减少年运行费用470.16万元。
4 结语
布置在干式电除尘入口的烟气冷却器具有提高电除尘效率、协同脱除SO3等优势;布置在吸收塔入口的烟气冷却器具有投资费用少、运行费用低、积灰和磨损风险小、充分利用烟气余热等优势。两种布置方案均需采用合理的吹灰方案, 布置在干式电除尘入口的烟气冷却器需充分考虑防磨措施, 布置在吸收塔入口的烟气冷却器建议增加在线水冲洗装置。两种布置方案均有实际工程应用, 选择加装位置时, 应结合具体工程的除尘效率需求、烟气冷却器可布置空间、脱除SO3需求等具体情况, 综合分析两种方案的技术可行性与经济性。
参考文献
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[3]赵海宝, 郦建国, 何毓忠.低低温电除尘关键技术研究与应用[J].中国电力, 2014, 47 (10) :117-121.
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