湿法脱硫系统GGH堵塞问题判断与相应的处理手段

合集下载

脱硫系统GGH堵塞分析及处理

冯多斌
（青海桥头铝电股１００）
摘
要：针对石灰石一石膏湿法脱硫系统ＧＧＨ在运行中堵塞造成脱硫系统投运率低的情况，对堵塞的原因进行了全
面分析，分析认为ＧＧＨ换热元件波形较密，吹灰器吹灰压力、温度偏低是ＧＧＨ频繁堵塞的主要原因，而烟气中灰分含量超标加速了堵塞。结合现场实际情况，提出了ＧＧＨ换热元件换型、吹灰器改装蒸汽吹扫的处理方案，并进
ｐｏｓｅｄｔｈｅＧＧＨｈｅａｔｅｘｃｈａｎｇｅｒｃｏｍｐｏｎｅｎｔｓＨｕａｎＸｉｎｇ，ｓｏｏｔｂｌｏｗｅｒｃｏｎｖｅｒｔｅｄｓｔｅａｍｐｕｒｇｉｎｇｔｒｅａｔｍｅｎｔｓｃｈｅｍｅ，ａｎｄｔｈｅｉｍ— ｐｌｅｍｅｎｔａｔｉｏｎ，ｍａｋｅｔｈｅＧＧＨｆｒｅｑｕｅｎｔｃｌｏｇｇｉｎｇｐｈｅｎｏｍｅｎｏｎｉｓｓｏｌｖｅｄ，ｔｈｅｃｏｍｐｒｅｈｅｎｓｉｖｅｅｎｅｒｙｇｃｏｎｓｕｍｐｔｉｏｎｎｄａｉｍｐｒｏｖｅｔｈｅｓｙｓｔｅｍｅｉｃｆｉｅｎｃｙｏｂｔａｉｎｅｄｏｂｖｉｏｕｓｅｆｆｅｃｔ．ｋｅｙＷｏｒｄｓ：ＧＧＨ；ｃｏｎｇｅｓｔｉｏｎ；ｒｏｏｔｃａｕｓｅａｎａｌｙｓｉｓ；ｔｏｄｅａｌｗｉｔｈ

电厂脱硫系统GGH堵塞原因及解决措施

电厂脱硫系统GGH堵塞原因及解决措施摘要：GGH是脱硫系统的重要设备，一旦堵塞，必然导致脱硫系统阻力增加，电耗增大，严重时还可能导致增压风机喘振现象，甚至可能威胁到锅炉的安全运行。

因此，必须重视GGH堵塞问题，采取措施予以解决。

文章就脱硫系统GGH堵塞原因进行了分析。

关键词：发电厂；脱硫系统；GGH堵塞；原因分析随着社会经济的发展，国家对火力发电厂的脱硫要求越来越严，国家发展改革委和国家环保总局于2007年联合制定的《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法（试行）》中的第十九条明确规定了脱硫率与脱硫电价的关系。

因此，GGH能否正常运行，将直接影响到机组脱硫系统的能耗指标和机组的安全运行，特别是脱硫系统GGH结垢堵塞后会引起烟气通流面积减少，增压风机出力增大甚至抢风，造成脱硫旁路开启，不仅增加机组能耗，还严重威胁机组安全。

1系统概况及GGH堵塞情况1.1设备概况广州珠江电厂烟气脱硫装置（FGD）采用石灰石/石膏湿法脱硫工艺，按两炉一塔设计，I期脱硫装置及其公用系统由奥地利AE&E公司设计，设计脱硫率≥91%，II期脱硫装置由武汉凯迪公司设计，设计脱硫率≥93%，两套FGD装置与4台机组（4×300 MW）配套运行，分别对#1～#4炉进行全烟气负荷脱硫。

来自锅炉引风机出口的原烟气经过增压风机（FUB）进入气－气换热器（GGH）低温侧降温后引入吸收塔，从吸收塔出来的净烟气再引入气－气换热器（GGH）高温侧升温后经烟囱排入大气。

在引风机出口与烟囱之间设置旁路烟道并设有烟气旁路挡板。

当脱硫系统运行时，烟道旁路挡板关闭，脱硫系统进、出口挡板打开，烟气引入脱硫系统。

气－气换热器（GGH）的作用：将原烟气（温度约110～160 ℃）的热量吸收贮存，降低进入吸收塔的烟气温度到80～120 ℃，当通过吸收塔的净烟气（约50 ℃）经过气－气换热器（GGH）时将其加热到80 ℃以上通过净烟道从烟囱排出。

脱硫GGH换热元件堵塞原因分析及解决对策

．．炉原设计煤种为大同煤，现改为神华煤和准格尔１２１对增压风机的影响
煤混烧，因神华煤ＣＯ含量偏高，引起飞灰粘性ａ增大，易粘附于换热元件表面造成结垢。
ＧＧＨ结垢、堵塞会引起烟气流通阻力增大，增压风机出力增大，能耗增大；结垢、堵塞严重
第１期
高景涛，等脱硫ＧＨ换热元件堵塞原因分析及解决对策Ｇ
７５
烟气经过与浆液的接触脱硫后，不可避免地携带大量的液滴。从上式可以看出，这些液滴主
要成分是ＣＳ・１２：和ＣＳ・Ｈ：ａＯ／Ｈ０ａＯ２Ｏ。当烟
时会引起增压风机振动大，甚至产生严重的喘振对于石灰石湿法脱硫工艺来说，脱除Ｓ的现象或损坏增压风机，严重威胁到机组的安全Ｏ总反应为：运行。
（）净烟气携带的浆液阻３
ｃ（Ｈ）＋ｓ：ＣＳ３ａ。：。一ａ０ｇ２１
￣
Ｈ＋Ｈ（塔进口段的防腐层，严重影响脱硫系统的安全运ｚ ÷ ３Ｏ。）
运清洗，直接降低了脱硫系统的投运率。
ｃ（Ｈ）＋Ｓ２ｏ＋Ｈ２－ＣＳ４２０ａｏ２Ｏ＋— ２Ｏ－ａＯｇｎ２（）＋４
结垢堵塞非常严重，造成脱硫装置不能正常运行。脱硝改造，经分析存在氨气逃逸现象。由于设计

湿法烟气脱硫系统GGH堵塞的原因分析及对策

湿法烟气脱硫系统GGH堵塞的原因分析及对策1、系统概述广东珠海金湾发电有限公司3、4号2×600MW机组烟气脱硫工程采用中电投远达环保工程有限公司设计的石灰石—石膏湿法脱硫工程工艺建造,在设计煤种及校核煤种、锅炉最大工况(BMCR)、处理100%烟气量条件下(烟气量2174076Nm3/h,湿态,SO2含量1354mg/Nm3(干态,6%O2),烟气温度120℃,脱硫率保证值大于90%。

脱硫后的烟气夹带的液滴在吸收塔出口的除雾器中收集,使净烟气的液滴含量不超过75mg/Nm3(干态),排烟温度达到80℃以上。

广东珠海金湾发电有限公司脱硫岛的工艺流程:从锅炉引风机后的烟道引出的烟气,通过增压风机升压、烟气-烟气再热器(GGH)换热降温后进入吸收塔,在吸收塔内喷淋完成二氧化硫吸收为亚硫酸钙,氧化成硫酸钙(石膏),干净烟气经除雾器除去水雾后,由GGH 经升温至大于80℃,再接入烟道经烟囱排放。

FGD烟气换热器采用豪顿华公司直轴两分仓回转式GGH,利用原烟气的热量加热净烟气,提高了装置的整体经济性能。

随着我国经济的快速发展和经济实力的提高,国家和地方政府对环保要求的日益严格,对火电厂烟气脱硫装置的运行要求越来越高,火电厂SO2排放总量的要求也决定了脱硫装置必须具备较高的可用率。

GGH运行中常见的堵塞问题,严重影响机组的脱硫效率,因此很有必要开展相关的研究分析采取有效的措施来缓解GGH的堵塞问题。

2、GGH常见的问题及原因分析脱硫系统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也曾出现过这种故障,造成原烟气与净烟气侧压差高(机组满负荷600WM时,净烟气侧0.70kPa/原烟气侧0.50kPa),波形换热元件严重积灰结垢、堵塞,烟气通流困难,增压风机电流高达310A以上(正常满负荷是270～290A左右),严重时被迫停脱硫系统离线用人工冲洗(高压水压力为120～200pa),直到冲洗干净见换热元件金属本色为止。

湿法脱硫系统设备常见故障处理方法和预控措施

湿法脱硫系统设备常见故障处理方法和预控措施湿法脱硫系统设备常见故障处理方法及预控措施*****一、脱硫系统概述1、湿法脱硫工艺流程石灰石——石膏湿法脱硫工艺系统主要有：烟气系统、吸收氧化系统、浆液制备系统、石膏脱水系统、排放系统组成。

其基本工艺流程如下：锅炉烟气经电除尘器除尘后，经过引风机、引风机出口烟道、吸收塔入口烟道，进入吸收塔。

在吸收塔内烟气自下向上流动，被向下流动的循环浆液以逆流方式洗涤。

循环浆液自吸收塔底部由浆液循环泵向上输送至吸收塔喷淋层，每个浆液循环泵与其各自的喷淋层相连接（共4层），由塔内设置的布液管道及喷嘴雾化后分散成细小的液滴均匀喷射到吸收塔整个断面，使气体和液体得以充分接触洗涤脱除烟气中的SO2、SO3、HCL和HF。

与此同时，吸收SO2（SO3）后的浆液在吸收塔内“强制氧化工艺”的处理下被导入的空气强制氧化为石膏（CaSO4?2H2O），并消耗作为吸收剂的石灰石。

石灰石与二氧化硫反应，经强制氧化生成的石膏，通过石膏排出泵排出吸收塔，进入石膏脱水系统。

脱水系统主要包括石膏水力旋流器（一级脱水设备）和真空皮带脱水机（二级脱水设备），最终形成湿度小于10%的石膏副产品。

经过净化处理的烟气流经两级除雾器除雾，在此处将清洁烟气中所携带的浆液雾滴去除。

同时按程序用工艺水对除雾器进行冲洗。

进行除雾器冲洗有两个目的，一是防止除雾器堵塞，二是冲洗水同时作为补充水，稳定吸收塔液位。

在吸收塔出口，烟气一般被冷却到46~55℃左右，洁净的烟气通过烟道进入烟囱排向大气。

2、脱硫过程主反应：1．SO2 + H2O → H2SO3 吸收2．CaCO3 + H2SO3 → CaSO3 + CO2 + H2O 中和3．CaSO3 + 1/2 O2 → CaSO4 氧化4．CaSO3 + 1/2 H2O → CaSO3?1/2H2O 结晶5．CaSO4 + 2H2O → CaSO4?2H2O 结晶6．CaSO3 + H2SO3 → Ca(HSO3)2 pH控制吸收塔中的pH值通过注入石灰石浆液进行调节与控制，一般pH 值在5.5~6.2之间。

湿法脱硫GGH结垢问题探讨

湿法脱硫GGH结垢问题探讨[摘要]介绍了GGH在运行中极易结垢、堵塞等问题，对本厂3×660MW机组烟气脱硫装置中结垢进行分析，指出了GGH结垢产生的原因并提出防止GGH 结垢的对策与措施。

【关键词】GGH;结垢;脱硫装置脱硫系统中GGH换热元件的作用是将烟气换热气从热的未处理烟气中吸收热量，再热来自脱硫塔的清洁烟气。

原烟气通过GGH降低了其进入吸收塔的温度，利于烟气中SO2的吸收，同时利用原烟气放出的热量加热净化后的低温烟气，提高烟气脱硫装置出口的排烟温度，以利于烟温提升和污染物的运输扩散。

但在实际运行中GGH本身极易结垢，大大影响了FGD的可利用率，是整个FGD 的故障点，已成为FGD的最大维护问题之一。

就此问题，特对本电厂脱硫系统的GGH结垢进行了详细的分析，指明结垢的原因并提出改善措施。

一、GGH结垢分析本厂3×660MW机组烟气脱硫装置，采用石灰石---石膏湿法烟气脱硫工艺，一炉一塔，在设计燃煤含硫量为1.5%、锅炉最大工况（BMCR）、处理100%烟气量条件下脱硫装置的脱硫率大于95%。

该脱硫装置配套的系统主要包括有工艺系统、控制系统（DCS）和电气系统。

其中工艺系统包括：a）石灰石浆液制备系统；b）烟气系统；c）SO2吸收系统；d）石膏脱水系统；e）工艺水系统；f）压缩空气系统；g）工业水系统；h）事故浆液排放系统。

烟气中SO2的脱除在系统的核心设备吸收塔内完成，每台吸收塔包括四层喷淋层和一套除雾器系统，每台浆液循环泵对应一层喷淋层，一套除雾器配有两层水平布置的模块和三层冲洗水系统。

从GGH出来的原烟气进入吸收塔后折流向上与喷淋下来的浆液充分接触，使原烟气中的SO2、SO3、HCL、HF等酸性成分被浆液充分吸收，之后烟气再流经两层据齿形除雾器而除去所含雾滴。

经洗涤和脱硫后的烟气流出吸收塔，通过GGH加热后进入烟气排放。

自投运以来因GGH换热元件结垢导致系统阻力不断增加，严重时迫使机组降负荷运行或停机冲洗GGH内部波纹板。

湿法脱硫装置烟气换热器堵塞的原因及建议

湿法脱硫装置烟气换热器堵塞的原因及建议摘要：从近年来湿法脱硫装置的运行实践来看，GGH(烟气换热器)的设置存在着很大的问题。

GGH不仅增加了系统的投资和运行电耗，最大的问题是普遍堵塞严重，大大降低了系统的可靠性和可用率。

通过GGH压差变化曲线图和GGH垢样分析以及工程实践,分析得出GGH堵塞的主要原因，并给出了设计和运行上的建议。

关键词：GGH；堵塞；分析；设计；运行；建议中图分类号：X51文献标识码：B0·引言烟气换热器（GGH）用于加热经脱硫装置处理过的烟气，使其在进入烟囱前得到升温，改善尾部烟道及烟囱的腐蚀状况，使烟气抬升至一定高度，降低污染物落地浓度，降低系统耗水量，且明显减轻湿法脱硫后烟囱冒白烟的问题，因此目前已投运的湿法烟气脱硫装置大多数设置了回转式GGH。

但从近年来湿法脱硫装置的运行实践来看，GGH的设置存在着很大的问题。

GGH不仅增加了系统的投资和运行电耗，最大的问题是普遍堵塞严重，大大降低了系统的可靠性和可用率。

随着烟气脱硫装置的投入运行，GGH运行状况成为脱硫装置长期、稳定运行的重要因素。

1·火电厂脱硫装置GGH设备情况说明现在我国火电厂湿法脱硫装置GGH一般采用豪顿华公司或上海锅炉厂的产品，豪顿华GGH主要参数见表1[1]。

2·GGH压差变化分析GGH发生堵塞后,GGH原烟气侧和净烟气侧压差就会发生变化。

因此通过对原烟气侧和净烟气侧压差变化可知GGH的堵塞情况。

珠海电厂2×700 MW机组烟气脱硫技术引进于德国斯坦米勒公司（现为费西亚巴高克环保公司FBE），GGH采用豪顿华厂家产品，GGH吹灰采用压缩空气，吹灰压力0.55 MPa，压缩空气吹灰频率为每24小时9~10次，高压水冲洗压力10 MPa。

由于珠海电厂静电除尘运行情况不理想，导致脱硫系统入口粉尘浓度较高，最高时到达200 mg/m3。

珠海电厂的GGH堵塞情况较严重,在火电厂里是较为典型的。

脱硫系统GGH堵塞原因分析及对策

再次堵塞。
关键词：电厂；硫系统；Ｇ堵塞；因；施脱ＧＨ原措中图分类号：Ｋ２．Ｔ２４９文献标识码：Ｂ
ＡｎｌｓｎｕｔｒａｕｅｆＴｈｓｌｈｒｚｔｎＳｓｅＧＧＨａａｙｉａｄＣｏｎｅｍｅｓｒｓｏｅＤｅｕｐｕｉａｉｙｔｍｓｏＪｍ
堵塞的原因及应对措施进行了分析与探讨。
收稿日期：０１０ — ６２１－３２
气加热器中原烟气、净烟气交替通过受热面，原烟气温度由１５℃降至９＝右进入吸收塔反应．烟２０ｃ左Ｉ净
散。因此。ＧＧＨ能否正常运行将直接影响到机组脱硫系统的能耗指标和机组的安全运行。别是脱硫特系统ＧＧ结垢堵塞后会引起烟气通流面积减少，Ｈ
ＧＨ换热器降温，后再进入吸收塔，吸收塔内Ｇ然在
Ｏ引言
烟气换热器（ａａａｅ，称ＧＧｓＧｓＨｅｔｒ简ＧＨ）是烟。气脱硫系统中的主要装置之一．的作用是利用原它
１系统概况及ＧＨ堵塞情况Ｇ
１设备概况．１黄金埠发电厂２６０ＭＷ超临界机组烟气脱ｘ０
摘
要：针对黄金埠发电厂脱硫系统ＧＨ堵塞严重，Ｇ差压长期较高，引起增压风机抢风等实际情况，分析认为ＧＧＨ
堵塞的主要原因是吹扫蒸汽参数未达到设计要求、除尘电场故障率高引起粉尘浓度高、期燃用高硫分高灰分电长煤种等。而提出了优化吹扫蒸汽参数、高电除尘效率，制吸收塔液位等措施，效降低ＧＨ差压，免ＧＨ从提控有Ｇ避Ｇ

GGH换热元件堵塞原因分析及解决措施探讨

电流上升。如果堵塞情况严重，气系统阻力超过烟
升压风机的最大出力时，引起升压风机喘振或振会
加热元件表面比较潮湿。当换热元件旋转到原烟气
侧时，虽然此处的温度较高，在短时间内还不足以但
动超标，成升压风机跳闸，样就对脱硫系统的安造这
２１０１年６月
电力科
技与环保
第２７卷第３期
ＧＧＨ换热元件堵塞原因分析及解决措施探讨
ＡｎｌｓｓｏｆｅｔａｓｄｂｌｃｅｌｍｅｔｆＧＧＨｆｗｅａｙｉｆｅｆｃｓｃｕｅｙｂｏｋｄｅｅｎｓｏｏｔＦＧＤｓｓｅｙｔｍ
压风机是高压电机，消耗的厂用电较可观，所运行费
用增加。为了脱硫系统安全考虑，要停运系统清需
吸收塔出口净烟气通过除雾器后，仍会携带少量浆液液滴，液滴在经过ＧＨ净烟气侧时沉积在换Ｇ热元件表面。当原烟气和净烟气ＧＨ在换热元件Ｇ两侧冷热交替通过时，积液滴所含部分水分蒸发，沉
ａｌｚｅｄ．Ｉａｄｅｆｅｃｓｏｎｓｔｙｔｂｆｔｙｓｅｍｓｏｐｅｒｔｏｎｈｅｂｅｅｎｄｓａｉａｖｉｃｕｓｅｄ．ｏｒｖｅｒｉｉｓｖｅｒｄｔｔｓｓＭｅｏ．ｔｓｄｉｃｏｅｈａｏｍｅｉｐｏｒａｎｍｔｔｆｍａｉｏｒｔｏｎｓ，ｕｃｌｓｈａｓｆｙａｓｈｅｓ，ｕｒｙｄｒｅｔｓｈｓｌｒｏｐｌｓ，ａｐｅｏｆｅｌｅｎｔｅｍｓａｎｄＯｏｎ．ＦｉａｌｂａｓｏｎｔｃｔｔｔｆＳｎｌｙ，ｅｄｈｅａｕａｌｓａｅｏａｐｐｌａｔｉｉｓｏｍｅｇｏｏｍｅｕｒｓａｒｆｅｒｃｏｎ．ｄａｓｅｅｏｆｅｄ，ｈｉａｎｂｅｒｆｒｄｎｔｉｄ．ｗｃｈｃｅｅｒｅｉｈｅｆｅｌ

湿法脱硫GGH堵塞原因及解决措施

湿法脱硫GGH堵塞原因及解决措施1 概况某发电公司2×210MW热电联产机组烟气脱硫装置，引进奥地利(AEE)石灰石--石膏湿法脱硫工艺技术，采用一炉一塔配套布置。

每套脱硫装置的烟气处理能力为一台锅炉在校核煤种BMCR工况时的烟气，并能适应 30%BMCR～100%BMCR所有工况，配备GGH，脱硫副产品石膏脱水后含湿量<10%，FGD装置设计脱硫效率不小于95%，装置投运率95%以上，FGD装置服务寿命为30年。

脱硫设备随主机同期建设，同期通过168小时连续运行，此后随主机同步运行。

2 GGH设备运行情况脱硫设备采用上海锅炉有限公司回转式气一气换热器(GGH)，GGH是脱硫系统中主要装置之一，设置GGH后可降低脱硫入口烟温，提高脱硫效率，提高烟气排烟温度和抬升高度，降低污染物落地浓度，降低系统水耗，明显减轻湿法脱硫后烟囱冒白烟和下雨的问题，烟囱防腐级别允许相应降低。

由于环保部门对烟温及扩散度的要求，早期湿法烟气脱硫装置大多数设置了回转式的烟气加热装置GGH。

但从近年来湿法脱硫工程的实践来看，GGH的设置存在着很大的问题。

GGH不仅增加了系统的投资和运行电耗，最大的问题是普遍堵塞严重，从而大大降低了系统的可靠性和可用率。

公司GGH设备运行初期情况稍好，但2008年以来随着煤质的灰分增高和换热片的腐蚀磨损，GGH堵塞情况越来越严重。

2009年全年脱硫系统因GGH差压大被迫停运脱硫设备4次，随机组检修外围冲洗5次，全年外委冲洗GGH共9次。

2010年1-8月份一台脱硫系统因GGH 差压大被迫停运脱硫设备3次，另随机组停运外委冲洗3次，共外委冲洗GGH共6次。

而且堵塞后由于差压大烟气旁路挡板关闭不严，脱硫停运申请次数多，给环保减排工作造成沉重的压力，GGH堵塞已成为严重威胁脱硫设备的正常运行的主要问题。

3 GGH堵塞原因分析国内关于对GGH堵塞的情况研究较多，抛开设计方面的原因分析起来主要有以下几个方面(1)净烟气携带浆液的沉积垢引起堵塞。

分享如何解决气气换热器(GGH)堵塞问题

分享如何解决气气换热器（GGH）堵塞问题火电厂的脱硫是减少锅炉SO2排放的重要技术手段，其中石灰石－石膏湿法烟气脱硫工艺技术成熟、运行可靠，现已成为我国火电厂脱硫的首选工艺。

在湿法烟气脱硫系统中，经吸收塔净化后的净烟气温度一般为45～55℃，容易冷凝产生腐蚀性的硫酸、亚硫酸液，对吸收塔后面的烟道和烟囱具有很强的腐蚀性。

同时排烟温度的降低还会造成烟气抬升高度下降，不利于烟气扩散，造成近距离的大气环境污染。

为此国内火电厂普遍在湿法脱硫后设置气─气换热器（GAS-GAS HEATER）即GGH，通过将净烟气与GGH蓄热元件的热交换来提高烟气排放温度。

那么目前存在的难题有哪些：一.GGH的结垢、堵塞在GGH中，原烟气中的MgO、ZnO等金属氧化物与净烟气附着于GGH壁面上的冷凝酸（SO2、SO3）反应会生成MgSO4，ZnSO4等坚硬的固体结垢；净烟气中的石灰石浆液与原烟气侧的SO2、SO3反应也会生成CaSO3、CaSO4结垢。

这些结垢在蓄热元件表面上沉积、结晶形成很难处理的硬垢。

造成换热元件堵塞。

（GGH结垢、堵塞如图（2）所示）。

GGH的结垢、堵塞造成设备换热效率降低，能源消耗增加，严重时会造成烟道彻底的堵塞，影响到锅炉的安全运行。

二. GGH的一般解堵技术为消除GGH结垢，目前国内电厂普遍采用蒸汽、空气吹灰、在线离线水冲洗来延缓GGH的堵塞，但是由于GGH结垢的特殊性，现有的各种除垢方式均不能达到很好的效果，一般GGH 在3~4个月时间内就会严重堵塞，必需停机对设备进行检修和冲洗，造成巨大的经济损失。

声波吹灰是一种新兴除灰方式，已广泛应用于锅炉主要受热面的除灰解堵，具有良好的效果。

声波除灰的技术原理是“声致疲劳”的作用，声波施加于灰、渣以交变的拉压、剪切力, 当达到一定的应力次数时, 灰渣结构产生松动直至破坏，达到除灰、解堵的效果。

用声波吹灰原理来解决GGH中的结垢难题在理论上是可行的，但必须有足够的声能强度和功率。

石灰石—石膏湿法脱硫系统GGH堵塞的防治措施

石灰石—石膏湿法脱硫系统GGH堵塞的防治措施摘要本文通过介绍2×300MW机组脱硫系统GGH工作原理、GGH堵塞原因分析以及防止GGH堵塞的措施，提出从运行调整、设备检修与维护、燃煤品质等方面着手，解决GGH堵塞问题，对火电厂解决GGH差压高，保证脱硫系统正常运行具有一定的参考价值。

关键词300MW机组；脱硫系统；GGH堵塞；防治措施0 引言世界各国的石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统中都不同程度的受到GGH差压高而引发的一系列问题的困扰，主要是GGH换热元件堵塞造成GGH差压高，这已经成为影响FGD系统长期稳定运行的瓶颈之一，在当今环保问题特别突出的时代，解决GGH差压高成了火力发电行业必须解决的问题之一。

我国从2004年1月1日开始实施《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003）。

该标准对火电厂锅炉烟尘、二氧化硫及氮氧化物最高允许排放浓度和排放速率规定了更严格、更科学合理的排放控制要求。

目前，火电厂采用的FGD工艺基本上是石灰石-石膏湿法脱硫系统。

其主要优点是脱硫效率高，可达95%以上，综合利用效果好，副产品为可用作建材的石膏，然而工艺系统中装设的GGH（烟气换热器）运行中经常发生结垢、堵塞现象，影响FGD装置的正常运行，成为困扰脱硫系统正常运行的固疾。

1 GGH工作原理烟气再加热可以将湿法烟气脱硫系统的排烟温度从50℃升高到80℃左右，从而提高烟气从烟囱排放时的抬升高度。

对于2×300MW机组合用一个烟囱，烟囱高度为210m，在环境湿度未饱和的条件下，安装和不安装GGH的烟气抬升高度分别为524m和274m，有明显的差异。

因此安装GGH有利于将污染物抬升更高的高度，以利于其扩散而减轻FGD 对环境的污染。

2 GGH堵塞原因分析1）由于石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统要求反应池入口烟气温度要尽量低于80℃，一般锅炉的排烟温度都在100℃～130℃左右，当原烟气经过GGH时，烟气由130℃左右降低到80℃时，会在GGH的热侧产生较多的浓酸液。

脱硫塔堵的原因分析及对策

湿法脱硫堵塔原因分析及对策导致脱硫系统堵塔的原因（1）脱硫系统的指标控制。

（2）气温低时在液相加热。

（3）脱硫塔内件的选择。

（4）没有选择合适的脱硫剂。

（5）脱硫液再生效果差，贫液中硫含量高。

再生不好，就是在塔内Na2CO3吸收H2S得到的NaHS，未被全部氧化为硫单质，并被浮选收集到泡沫槽，而被带入了脱硫塔，在塔上段才完成氧化反应，生成单质硫，随即附着于填料表面，这是造成脱硫塔上段堵塔的主要原因。

（6）硫回收的质量：硫回收开的好坏，能直接反映脱除了多少H2S。

即便脱硫系统开的再好，硫磺回收不出来，那肯定是滞留在了塔内，为堵塔埋下隐患。

还有就是熔硫的返液如果回系统，是造成副盐含量高的重要因素。

（7）前工段的除尘效果：众所周知，进入脱硫系统的气体成分复杂，含有不少杂质和脏物，一旦进入脱硫塔就很难带出，会和硫膏掺和在一起造成堵塔。

一般的填料塔都分为3段，如果检测的是最低层填料压差大，那多半是因除尘效果不佳所致。

对策1)温度是脱硫系统正常运行的关键因素，温度低了液体粘度大，脱硫效果差，温度高了副盐生成多，也不利于H2S的吸收。

有人做过试验，只要脱硫液温度高于45℃，特别是Na2SO3和Na2SO4的生成率会直线上升。

而且再生温度过高时，再生槽虚泡严重，硫颗粒聚合和浮选困难，致使贫液中悬浮硫逐步升高。

一般脱硫温度应控制在38℃~~42℃为宜，最低不低于35℃，最高不能高于45℃。

pH值也是化学反应的一个重要因素，脱硫反应同样要严格控制再生液的pH值，一般要控制在8.2~8.8之间，生产中尽量避免pH值高于9.0。

当溶液的pH值大于9.2时，副盐的生成率也会直线上升。

脱硫液的主要成分，则要根据生产工艺及时调整，同时严格控制脱硫液中的悬浮硫和副盐含量。

2)好多企业，特别是北方的企业，为了在冬季气温低时提高脱硫液温度，惯常的做法是给脱硫液加个蒸汽加热器，直接用蒸汽将脱硫液加热。

还有一些企业是在再生槽底部增加蒸汽盘管或直接通入蒸汽。

湿法脱硫系统除雾器堵塞问题分析及处理

・
３２・
科技论 ± ｊ
湿法脱硫系统除雾器堵塞问题分析及处理
张波 Βιβλιοθήκη （华能太仓电厂，江苏太仓２１５４２４）
摘要：电厂脱硫系统采用石灰石一石膏湿法脱硫工艺，在脱硫系统运行过程中，除雾器堵塞严重，有时必需停机或调峰进行人工洗。本文对除雾器堵塞的原因进行分析和处理方法。关键词：湿法脱硫；除雾器；ＧＧＨ；流速；流场分布；浆液喷嘴查，导流板情况正常，未见损坏目前，各燃煤电厂陆续普及脱硫系统。已有石灰石一石膏湿法、旋或磨损严重。说明烟气进入吸收转喷雾干燥法、常压循环流化床法、海水脱硫法、炉内喷钙尾部烟气增塔后流场应分布均匀。２．３．８通过湿活化法、电子束法、烟气循环流化床法等共十多种工艺的脱硫技术，运行专业提供的修前ＦＧＤ进口但主流的为石灰石一石膏湿法脱硫技术。烟气流量和烟温数据校核计算，为提高排烟温度，避免低温腐蚀，大部分的湿法脱硫系统种均装设除雾器层烟气最大不均匀流速了ＧＧＨ（烟气换热器）。为了减少吸收塔排出的净烟气中的石灰石一石为５．９１ｍ／ｓ，尚在允许范围内，但膏雾滴含量，改善ＧＧＨ堵塞现象，吸收塔顶部均设有除雾器。接近极限值（６ｍ／ｓ），可排除脱硫２工程实例烟气系统的影响因素。２．３．９综上２．１华能太仓电厂脱硫吸收塔情况简介。该电厂一期工程（２Ｘ所述，吸收塔除雾器堵塞的主要３００ＭＷ）机组脱硫系统采用山东三融环保工程有限公司（简称“ 山东三原因为脱落的玻璃鳞片和衬胶融” ）引进德国鲁奇・比晓夫能源环保公司的湿法脱硫技术。烟气脱硫系碎片遭成的浆液喷嘴堵塞、次要原因为吸收塔加入的石灰石干粉粒层统（简称“ ＦＧＤ ” ）与燃煤发电机组的锅炉形成对应布置。ＦＧＤ由山东三不符合要求，浆液易发生沉积。融设计并配套提供设备。３除雾器堵塞问题的判断２．２吸收塔除雾器堵塞问题。２０１０年５月１０日～５月２０日，华能通过对以上实例的分析说明，在发生吸收塔除雾器堵塞问题时，太仓电厂ＦＧＤ１因吸收塔１除雾器压差大（约３８０ｐａ）及脱硫效率过低从以下几方面着手：而停役检修。检修中，对除雾器喷淋管道及喷嘴、除雾器表面堵塞隋况３．１判断除雾器喷淋系统是否正常工作：系统压力是否正常、喷淋咂和浆液循环管喷嘴进行了重点检查。发现塔内浆液循环管喷嘴堵塞４４嘴是否损坏。只（共计２１２只），因堵塞严重，无法疏通，故进行割管，疏通后装复。除３＿２通过校核计算，判断系统烟气流速是否超出除雾器工作的允雾器堵塞严重，且呈不均匀分布，局部区域甚至有冲顶现象。吸收塔塔范围。壁防腐层只有局部磨损。２０１１年１月１９日～１月２２Ｅｔ，ＦＧＤ１因３．３检查浆液循环管道喷嘴是否发生堵塞，致使通过除雾器的烟ＧＧＨ１及吸收塔１除雾器压差大而申请停役４８小时进行冲洗，停役前流速局部过决。此项检查工作可以通过对日常运行中各循环泵出口归吸收塔１除雾器压差达到４８０ｐａ左右。对除雾器进行了１２小时左右的力的长期趋势进行分析判断。冲洗，发现除雾器堵塞晴况严重。２０１１年９月２３日，ＦＧＤ１Ｃ级检修，３．４设计或施工的问题，塔内浆液喷淋布置和吸收塔入口烟道导．？ｊ检修前吸收塔１除雾器压差达到３８０ｐａ左右。以上频发的吸收塔除雾不合理，也将导致塔内烟气流速不均。器堵塞睛况已经严重影响到脱硫系统的正常投运。４除雾器堵塞问题的危害２．３问题分析。２．３．１除雾器堵塞晴况严重，且呈不均匀分布，但靠近４．１大量的石灰石一石膏一灰的混合物体在除雾器表面发生堆积中间部位堵塞严重点更多，明显可见堆积物呈山峰状堆积，说明已存在导致除雾器重量加大，而除雾器为ＰＰ材质，承载能力有限，堵塞严重日：局部流速过Ｊ决问题。也有部分除雾器表面清洁，无浆液沉积物附着，说甚至会发生除雾器垮塌事故。明冲洗水可以满足正常除雾器冲洗要求。２．３．２重点检查除雾器冲洗喷４．２除雾器表面堵塞后，造成通流面积减小，除雾器处通过的烟气嘴，发现喷嘴完好。同一冲洗水管线的除雾器并没有完全堵塞，总有部速加快，而除雾器对烟气流速是有要求的（一般烟气流速在６ｍ／ｓ下分区域非常清洁，通过检查运行记录发现，三路除雾器冲洗水压力均在可正常工作），此时，未堵塞处的除雾器除雾效果降低，造成堵塞现象正常范围（３．５Ｋｐ．左右）。以上情况说明，除雾器冲洗水系统不存在问延，并恶性循环，直至完全堵塞。题。２．３．３浆液循环管道内存在沉积现象（以Ａ、Ｃ两层最为严重），部分支４３除雾器堵塞后，除雾器处烟气流速加快，烟气携带能力加强，管完全堵塞；浆液喷嘴堵塞腈况严重，共计有６０个完全堵塞（吸收塔１雾器除雾效果降低，进入ＧＧＨ的烟气中石灰石一石膏一灰的混合物｛｛共有２１２个喷嘴），清理过程中，发现堵塞物主要为浆液沉积，并含有大滴增多，导致ＧＧＨ发生堵塞，同样引起ＦＧＤ系统因阻力过大而停。量玻璃鳞片碎片（其中有少量尺寸较大）和管道衬胶碎片。（见图１）２．３．４５反事故措施塔壁防腐层除局部磨损外，未发生脱落现象；塔底处防腐层脱落约４平本着预防为主的原则，建议各同业人员在工作中加强对此问题自米，并有局部空鼓现象。２．３．５吸收塔底部发现有三处防腐层脱落，最大重视，确保脱硫系统的长期安全、稳定运行。处约３～４平方，另两处均较小约８～１０ＣＭ２和１００ＣＭ２，各损坏点均５．１在脱硫系统基建过程中，把好吸收塔内部各设备的安装质量关处于某一脉冲喷嘴的正下方，吸收塔底部防腐脱落处的底板均有不同对于各浆液及冲洗喷嘴的安装位置应严格按图施工；抓住施工的内程度的冲蚀现象，其中最小点处钢板已穿透。后又对脱落面积最大的部质量，避免因防腐层脱落给吸收塔设备造成严重损失。分进行了水平度检查，发现该处钢板存在少量的变形。脱落面积最大处５．２在脱硫系统运行中，注意各项运行参数的收集，定期进行各项边缘的防腐层有部分空鼓，后进行了扩大修复。２．３．６循环泵出口管道内数变化趋势的分析，根据实际情况，做好运行方式的调整（如除雾器部衬胶损坏，进出口管道还有部分衬胶起鼓即将爆破，起鼓衬胶爆破后浏顷序、频率及时间）。将加剧大面积的衬胶损坏。衬胶损坏后的碎片也是堵塞喷嘴的重要原５Ｉ３每隔两年利用检修机会对浆液循环管道进行彻底检查，将损因。（１）采用了非标准胶板（标准胶板宽１．２米），胶板接缝多。喷砂除锈衬胶的管道全部外围重新衬胶。不彻底。压贴胶板时未彻底去除局部残存气体，贴板时进入空气多。（２）５．４加强对吸收塔基础沉降的定期观测工作，建立预警机制。在喷砂、贴胶板时环境温度、湿度控制不严。施工湿度过大或温度过参考文献低，粘贴橡胶板的胶浆混入水分或失效。以上两种因素导致衬胶做好后［１】湿法烟气脱硫工艺技术全程控制指导手册【Ｍ】．北京：中国电力出版禾存在隐患，当运行时多次启停管道的温度变化，在衬胶夹缝中产生冷凝ＩＳＢＮ９７８－７－５０８３－４１２５－５．水，导致衬胶产生气泡。２．３．７对ＧＧＨ进入吸收塔处烟道导流板进行检ｆ２］吴忠标．大气污染控制技术『Ｍ１．北京：化工出版社．

湿法烟气脱硫GGH压差高问题探讨及对策

湿法烟气脱硫GGH压差高问题探讨及对策摘要：大唐淮北发电厂五期脱硫GGH换热器的结垢、堵塞现象已严重影响了脱硫系统的经济安全运行。

通过对GGH清洗和更改运行方式，可以有效的减轻GGH压差现象的发生。

本文对GGH压差高做出了详细分析，制定了改造措施。

通过系统的分析和改造措施，力求提高脱硫的经济性和安全性，达到国家的环保要求。

关键词：湿法烟气压缩空气GGH 结垢1引言大唐淮北发电厂五期技改1×670t/h锅炉配置一套全烟气量处理的石灰石—石膏湿法烟气脱硫装置。

在湿法脱硫工艺环节，经过吸收塔洗涤后的烟气温度在47℃左右，烟气温度比较低，如果不装设烟气换热器（gas-gas-heater,GGH），会在烟囱冒出白烟，不利于烟气散开，影响环境。

一般都会在脱硫中设置烟气换热器（gas-gas-heater,GGH）来将烟气的温度升高，排放到大气中。

大唐淮北发电厂烟气换热器（gas-gas-heater,GGH）是采用29.5GVN435型号的回转式烟气换热器，换热面积17835m2，GGH配有JETBLOWER类型吹灰器以及高压冲洗水系统、低压冲洗水系统。

2脱硫设备运行中GGH差压高的问题和相应对策2.1脱硫GGH最初运行时，两端压差为200Pa-300Pa左右，每天保证每班吹扫一次，每次45分钟，吹扫压力0.5Mpa。

用高压冲洗水清扫，持续时间大约4小时，压差上升缓慢，设备正常运行。

但自2011年以来，GGH投运一个月两侧差压就上升到1000Pa左右，增压风机电流上升到150A。

高压水冲洗改为每周一次，增加冲洗次数，冲洗后压差下降到600-800Pa。

但48小时后压差又继续升高，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，达到1000Pa左右。

后来发展到压差只增不减，高压水冲洗已没有明显效果。

严重时，因GGH 压差高，增压风机无法有效克服系统阻力，导致高负荷期间经常性地出现减负荷的方式，来保证脱硫系统的安全运行，随着脱硫GGH正常运行时间越来越短，已直接影响机组经济运行和环保指标。

脱硫系统GGH堵塞原因分析及解决策略

脱硫系统GGH堵塞原因分析及解决策略作者：张学民来源：《科技创新导报》 2014年第31期张学民(阳城国际发电有限责任公司山西阳城 048102)摘要：脱硫系统烟气加热（GGH）设备，在国内早期火电厂湿法烟气脱硫系统中，GGH得到广泛的应用。

设置GGH主要有几个优点：(1)减弱腐蚀。

(2)降低耗水量。

(3)加强污染物的扩散。

(4)消除石膏雨。

根据这些年脱硫系统运行经验来看。

设置GGH主要会带来堵塞问题。

迫使机组停运。

尤其是在无脱硫系统旁路的情况下，堵塞会造成主机停运。

大大影响了发电厂安全经济运行。

关键词：GGH结构影响 GGH垢层成分分析 GGH结垢原因分析解决策略中图分类号：X701 文献标识码：A 文章编号：1674-098X(2014)11(a)-0004-02作者简介：张学民(1970—)，男，山西省闻喜人，工程师，毕业于华北电力学院环境工程系，山西阳城国际发电有限责任公司从事脱硫运行管理工作。

1 GGH结垢造成的影响1.1 安全性影响有烟气旁路机组，GGH换热元件结垢严重后造成风机喘振。

是由于GGH结垢后，烟气通流面积减小，烟气流速增加，阻力增大。

风机出口压力升高。

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。

环保指标不达标，威胁机组的正常运行。

无烟气旁路机组，在堵塞后迫使整个机组事故停运。

影响电网安全。

1.2 经济性影响（1）GGH表面结垢，使GGH换热效率降低，净烟气达不到排放温度并对下游设施造成腐蚀。

GGH换热面结垢，垢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，热阻也逐步增加。

在原烟气侧高温烟气不能被换热元件有效吸收，换热元件蓄热量不够。

回转到低温侧，结垢层又阻断热量释放，导致净烟气温升达不到设计要求。

结垢情况越严重换热效率就越差，对出口烟道及烟囱造成了低温腐蚀。

（2）GGH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的原烟气侧时，未有效降温。

脱硫系统的结垢、堵塞与解决办法

石灰石－石膏湿法脱硫技术问题及脱硫效率探讨田斌摘要：阐述了石灰石－石膏湿法脱硫工艺原理及存在的技术问题和处理方法，并对影响脱硫效率的主要因素进行了探讨。

关键词：湿法脱硫；技术问题；脱硫效率当前脱硫技术在新建、扩建、或改建的大型燃煤工矿企业，特别是燃煤电厂正得到广泛的推广应用，而石灰石－石膏湿法脱硫是技术最成熟、适合我国国情且国内应用最多的高效脱硫工艺，但在实际应用中如果不能针对具体情况正确处理结垢、堵塞、腐蚀等的技术问题，将达不到预期的脱硫效果。

本文就该法的工艺原理、实践中存在的技术问题、处理方法及影响脱硫效率的主要因素做如下简要探讨。

1. 石灰石－石膏湿法脱硫工艺及脱硫原理从电除尘器出来的烟气通过增压风机BUF进入换热器GGH，烟气被冷却后进入吸收塔Abs，并与石灰石浆液相混合。

浆液中的部分水份蒸发掉，烟气进一步冷却。

烟气经循环石灰石稀浆的洗涤，可将烟气中95%以上的硫脱除。

同时还能将烟气中近100%的氯化氢除去。

在吸收器的顶部，烟道气穿过除雾器Me，除去悬浮水滴。

离开吸收塔以后，在进入烟囱之前，烟气再次穿过换热器，进行升温。

吸收塔出口温度一般为50-70℃，这主要取决于燃烧的燃料类型。

烟囱的最低气体温度常常按国家排放标准规定下来。

在我国，有GGH 的脱硫，烟囱的最低气温一般是80℃，无GGH 的脱硫，其温度在50℃左右。

大部分脱硫烟道都配备有旁路挡板（正常情况下处于关闭状态）。

在紧急情况下或启动时，旁路挡板打开，以使烟道气绕过二氧化硫脱除装置，直接排入烟囱。

石灰石—石膏稀浆从吸收塔沉淀槽中泵入安装在塔顶部的喷嘴集管中。

在石灰石—石膏稀浆沿喷雾塔下落过程中它与上升的烟气接触。

烟气中的SO溶入水2溶液中，并被其中的碱性物质中和，从而使烟气中的硫脱除。

石灰石中的碳酸钙与二氧化硫和氧（空气中的氧）发生反应，并最终生成石膏，这些石膏在沉淀槽中从溶液中析出。

石膏稀浆由吸收塔沉淀槽中抽出，经浓缩、脱水和洗涤后先储存起来，然后再从当地运走。

湿法脱硫系统中气-气换热器(GGH)堵塞原因及优化方案研究

电影响很大。ＧＧＨ差压的不断增大造成增压风机出力
堵塞已成为影响燃煤电厂湿法烟气脱硫系统安全稳定
运行的一个主要因素，而此问题目前还未有很好的解决方法，成为了一项技术难题］。本文以国内某厂ＧＧＨ
系统长期稳定运行提供指导信息。
２某电厂ＧＧＨ运行现状
某电厂２ ×３００ＭＷ湿法烟气脱硫系统投入运行以
法实现彻底清洁。从冲洗时ＧＧＨ元件结垢情况看，板
结严重，清洗难度很大。
来，运行状态非常不稳定，主要问题是ＧＧＨ频繁堵塞。
（１．国电内蒙古东胜热电有限公司，内蒙古鄂尔多斯０１７０００；２．国电环境保护
研究院，江苏南京２１００３１）
摘要：结合国内某电厂脱硫系统中气一气换热器的运行现状开口气一气换热器的本体特征，分析了ＧＧＨ堵塞的原因，包括烟气挟带浆液、烟尘含量过高、设计不合理、吹扫或冲洗不正常等。通过研究ＧＧＨ堵塞原
ｒｅｐａｉｒ，２０１０（９）：３８３～３９３．
（１）：１５１～ｌ５８．
［３１］ＳａｌｍｉｎｅｎＡ，ＫａａｒｎｉｒａｎｔａＫ．ＮＦ —ｋａｐｐａＢｓｉｇｎａｌｉｎｇｉｎｔｈｅａｇｉｎｇｐｒｏｃｅｓｓ［Ｊ］．ＪＣｌｉｎＩｍｍｕｎｏ，２００９，２９（４）：３９７～４０５．

湿法烟气脱硫系统GGH堵塞的原因分析及对策

严重威胁到脱硫系统的稳定运行。
率高，会加剧ＧＧＨ的堵塞；ＧＧＨ的高压；中洗水管设置在吹灰器外管内，汽吹灰时，蒸因高温、高压造成吹灰器进气段的外
抢管鼓泡变形，挤压内抢管摩擦损坏，造成吹灰器密封经常失
３ＧＧＨ结垢、塞及腐蚀的危害堵
保持吸收塔水位在正常范围内。通过调整石灰石浆液供给量
（）５ＧＧＨ吹灰器压力低时（灰介质为压缩空气使吸收塔浆液的ｐ吹Ｈ值应保持在５～５．０．５范围内，整吸收调
Ｏ６ａ，．ＭＰ）吹灰效果差，ＧＧＨ积灰结垢会越来越严重。Ｇ塔液位在７５～８之间，收塔密度达１０ｇｍ。可ＧＨ．ｍ吸１０ｋ／时吹灰器压力及温度高时（吹灰介质为锅炉吹灰蒸汽，力＞压
量差，备的跑、滴、设冒、漏现象时有发生，ＧＧＨ换热元件就容次／每班，必要时增加吹扫的频率、延长吹扫时间和增／）ｊ￣洗ｎ易发生结垢、堵塞，重时会威胁到设备的安全运行。严次数。）注】金湾电厂２０【：０７年投产至今都不投用高压冲洗（）硫系统长期不能正常出废水，９脱造成ＣＬ含量超标，水在线冲洗ＧＧ一Ｈ换热元件，因为在线冲洗会造成ＧＧＨ含水
（）ＧＨ结垢、１Ｇ堵塞会引起烟气流通阻力增大，压风机效漏汽，已申请取消Ｇ增现ＧＨ高压冲洗水系统。