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。

1.2GGH设计参数
设计参数见表1。

1.3GGH堵塞情况
自2006年6月投产以来，GGH先后多次出现严重堵塞，GGH差压从投产初的0.1～0.2 kPa逐步上升至1.0～1.3 kPa，由于脱硫GGH换热元件堵塞，GGH 阻力持续增大，出现增压风机电流增加、风机喘振、尾部烟道低温腐蚀等一系列问题，致使烟道阻力增大，增压风机入口压力突升至1.0 kPa以上，导致旁路挡板门保护自开，严重威胁整个脱硫系统和机组安全、经济、稳定运行，对广州珠江电力有限公司烟气脱硫系统的投运率造成不利影响，给年度排放总量达标及考核造成很大压力。

2GGH堵塞原因分析
2.1造成GGH堵塞的原因分析
2.1.1系统设计原因
受场地等条件限制，广州珠江电力有限公司采用“两炉一塔”方式，使得脱硫烟气流速及压力相对较大，在一定程度上烟气携带石灰石浆液量增大，容易造成GGH堵塞。

2.1.2GGH换热元件板形原因
在GGH厂家及脱硫公司当初设计GGH时，在设备选型换热板方面，主要把传热效率作为设计依据，而对在脱硫工作环境中的GGH堵塞问题考虑不多。

换热元件为紧凑型波纹板（DU型），易于黏附细灰及烟气携带的石膏，进行在线冲洗时，由于换热板是波浪式，极易使吸附在换热元件表面和内部结垢堆积，使换热元件波形凹的部位加快结垢堆积，而冲洗水无法达到该部位会使GGH堵塞。

2.1.3原烟气含尘浓度
脱硫系统入口原烟气的灰尘通过GGH换热元件时吸附在换热元件表面，当吸附着灰尘的换热元件转到净烟气侧时，与吸收塔过来的潮湿烟气混合形成灰垢，造成GGH堵塞。

2.1.4入炉煤含硫量超过设计值
原烟气过多的SO2含量易在GGH与碱性物质生成硫酸盐，在换热元件表面和内部形成结垢。

广州珠江电力有限公司脱硫系统设计入炉煤含硫量为0.8%，原烟气SO2含量1 580 mg/Nm3，由于受市场影响经常存在入炉煤硫份高的情况，如6月23日－25日入炉煤含硫量连续5个班超过1.2%，最高1.52%，原烟气SO2含量达2 500 mg/Nm3以上，最高曾达到3 900 mg/Nm3，6月22日－25日基本保持在3 000 mg/Nm3。

2.1.5除雾器除雾效果
吸收塔上部安装有浆液喷嘴，喷嘴出来的雾化液滴与烟气混合以达到烟气脱硫的目的。

由于受烟气流速影响，部分液滴会随着烟气到达GGH净烟气侧附着在换热元件表面，当转到原烟气侧高温烟气将水分蒸发形成难于冲洗的石膏吸附在换热元件表面。

2.1.6吸收塔浆液泡沫多
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或泡沫通过烟气携带进入GGH净烟气侧。

2.1.7GGH吹灰器的吹灰效果
广州珠江电力有限公司GGH只在原烟气出口安装1台吹灰器，可实现高、低压水及压缩空气吹灰，由于压缩空气和低压水压力较低，吹灰效果差很少采用，多数采用高压水吹灰模式，自吹灰器喷嘴改造后，GGH换热元件低温侧（顶部）清洁效果已明显改善，每次GGH退备检查，GGH换热元件顶部基本保持清洁，但GGH换热元件底部结垢堵塞比较严重。

2.2为增强GGH在线清洗效果进行的改造
（1）增加1台高压水泵，水泵压力按250 bar、流量280 L/min设计，原高压水泵留作备用。

电机的防护等级不低于IP55，电机的安装设置须考虑散热和一定的遮蔽性。

电动机应配就地控制箱，设交流接触器作为操作电器，电动机就地、远程均可启停，就地控制箱防护等级为IP55，控制箱材质选择不锈钢，保护回路采用交流接触器＋热继电器配置，交流接触器及热继电器均采用西门子产品。

中间继电器采用许昌继电器厂产品。

（2）在GGH原烟侧底部增加1支吹灰器，同时需在原钢架上增加新的支撑平台和支架。

（3）增加新的高压水和压缩空气管路，对原高压水管路进行升级，同时对原顶部吹灰器进行改造。

（4）增加蒸汽吹扫管路，采用的吹灰器性能要求满足压缩空气吹扫、高压水冲洗和蒸汽吹扫3种介质吹扫功能，吹扫介质满足要求。

运行中各种介质可轮流切换。

3GGH堵塞综合治理措施
3.1加强除雾器冲洗力度
在运行操作方面，在满足水系统平衡前提下，保证除雾器得到足够的冲洗，避免因除雾器除雾效果不好导致净烟气携带石膏浆至GGH换热元件造成GGH
堵塞。

利用脱硫系统停运机会，对除雾器进行检查和人工清洗，确保除雾器冲洗喷嘴畅通，保持除雾器清洁。

加强设备维护，保证除雾器冲洗水压力及冲洗调节门可靠性。

目前对除雾器冲洗设定为程控方式，主要以液位设定。

建议冲洗方式为：根据液位及除雾器压差灵活调整除雾器冲洗时间间隔，经过一段时间摸索积累经验以后，优化冲洗控制方式。

另外，一期除雾器设计有差压报警，二期除雾器没有差压报警，建议完善。

3.2加强入炉煤质管理
要延缓GGH堵塞，需从源头抓起，加强入炉煤煤质检验和监控，防止灰份和硫份过高的燃煤上炉或杜绝连续上高灰份原煤，加强与燃料公司的沟通协调。

3.3加强GGH吹灰器及高压水泵的日常维护。