三河电厂脱硫系统精选H堵塞情况及治理

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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。

火电厂烟气脱硫系统结垢堵塞原因分析及防治技术研究

火电厂烟气脱硫系统结垢堵塞原因分析及防治技术研究烟气脱硫系统在火电厂中起着至关重要的作用，能够有效减少烟气中的二氧化硫排放，减少对环境的污染。

然而，在使用过程中，烟气脱硫系统常常会出现结垢堵塞的问题，给系统的正常运行带来了很大的困扰。

本文将对火电厂烟气脱硫系统结垢堵塞的原因进行分析，并探讨一些防治技术。

通过对该问题的深入研究，可以有效提高脱硫系统的运行效率，减少故障发生率。

一、结垢堵塞的原因分析1. 进料原因烟气中含有的硫酸气体会与进料中的钙氢碳酸钙反应生成石膏，石膏在系统内会逐渐沉积并形成结垢。

此外，进料中的杂质、硅酸盐等也会加速结垢的形成。

2. 流动性原因烟气脱硫系统中的烟气流动速度较快，特别是系统进出口处和弯头等流动速度较大的地方，容易形成高速冲刷区，使结垢物质易于聚集并形成结垢堵塞。

3. 温度原因烟气脱硫系统中的温度变化也是导致结垢堵塞的重要原因之一。

在降温过程中，烟气中的水蒸气会凝结成液态，将悬浮颗粒物质固定在设备内壁上，形成结垢。

4. 设备原因烟气脱硫系统中的设备本身存在一些问题，如设计不合理、材料选择不当、管道连接不牢固等，这些设备问题容易导致结垢堵塞的发生。

二、防治技术研究1. 温度控制技术通过对烟气温度的控制，可以减少结垢堵塞的发生。

采用恰当的降温方式，避免烟气中水蒸气的凝结，有利于减少结垢物质的形成。

2. 流动性改善技术优化系统的结构设计，减少流动速度过快的位置，特别是在系统进出口处和弯头处采取合适的流速限制措施，可以有效减少结垢堵塞的风险。

3. 进料质量控制技术对进料进行严格筛选，尽量减少杂质的含量，同时在进料中添加一定比例的抑垢剂，能够有效地抑制结垢物质的生成，降低系统的结垢堵塞风险。

4. 设备维护与管理技术定期对烟气脱硫系统进行维护和检测，及时发现设备问题并进行修复。

此外，合理选择设备材料，确保设备的耐腐蚀性能和密封性能，减少结垢堵塞的可能性。

五、总结烟气脱硫系统结垢堵塞问题对于火电厂的正常运行会带来重大影响，因此需要认真分析造成结垢堵塞的原因，并采取相应的防治技术。

脱硫系统GGH堵塞原因分析及解决策略

创新视点科技创新导报 Science and Technology Innovation Herald41 GGH结垢造成的影响1.1 安全性影响有烟气旁路机组，G G H 换热元件结垢严重后造成风机喘振。

是由于G G H 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）G G H 表面结垢，使G G H 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。

G G H 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）G GH 结垢会造成吸收塔耗水量增加。

由于结垢G G H 换热元件与高温原烟气不能有效进行热交换，经过G G H 的原烟气侧时，未有效降温。

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。

（3）结垢后G G H 单侧设计压差增加1000 P a 左右，系统助力增加2000 P a以上。

增压风机的电流约增加90A，每台每天增加运行成本约1万元。

（4）无旁路系统，G G H 堵塞造成的整个系统阻力超出增压风机运行极限时，主机被迫停运系统。

每台机组每天直接、间接经济损失约超过100万元。

2 GGH结垢物成分分析对阳城电厂#8G G H 不同端的结垢物进行元素分析和物相分析,发现G G H 结垢物主要有以下情况：（1）积灰形成的灰垢。

这种灰垢可分为：松散积灰形成的灰垢与黏聚积灰形成的灰垢。

三河电厂GGH堵塞分析及治理

频率运行，压一直呈上升趋势，汽吹扫前后差蒸
ＧＧＨ压差无变化，一个月后，压达到１０ａ开差５０Ｐ，
始使用高压水冲洗，差压降低比较明显，到后来高压水冲洗效果亦不明显，只好停机进行离线高压水冲
支枪管，高压水用一支枪管，枪管同时进退。２支
配套一台ＷＯＭＡ— ＤＡＬＯＮＧ７２Ｐ５型高压柱塞５－４
泵提供冲洗用高压水，压水源来自工艺水系统，低吹
收稿日期ｌ０２０ —２２１— ４０
扫用蒸汽来自锅炉侧吹灰蒸汽系统，自空预器吹引
１／６６３
４９５１ —
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Ｃ２－３３ＮＮ２１２／
三河电厂ＧＧＨ堵塞分析及治理
魏书洲，武斌张国新蔡向东，温，，田长河。
（．１三河发电有限责任公司，河北三河０５０；．电投赤峰热电厂，宁赤峰０４０）６２１２中辽２００
热元件堵塞问题，使脱硫系统安全性和经济性有了
较大的改善。关键词：气换热器（烟ＧＧＨ）换热元件堵塞原因；；
治理
气脱硫系统，如下图１示。所
中图分类号：７１３Ｘ０．

燃煤发电厂脱硫GGH运行现状及防堵措施

燃煤发电厂脱硫GGH运行现状及防堵措施燃煤电厂脱硫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。

标签：电厂脱硫；GGH；堵塞；防范措施1 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。

三河电厂脱硫氧化空气系统故障及治理

图12009年3-11月份#2吸收塔液位变化曲线图22009年3-11月份#2吸收塔氧化空气母管压力变化曲线摘要:氧化空气系统对湿法脱硫系统的安全经济运行起着至关重要的作用，本文介绍了三河电厂氧化空气系统治理措施，通过这些措施，氧化空气系统管道堵塞、氧化风机轴承温度高、噪音大等问题得到解决，降低了检修维护费用，提高了脱硫系统的安全稳定性。

关键词:氧化空气故障治理0引言氧化是湿法脱硫工艺中的一个重要化学过程，吸收塔洗涤液中的亚硫酸钙经氧化生成硫酸钙。

当氧化率在15-95%时生成的硫酸钙即不能同亚硫酸钙一起沉淀析出，又不能产生足够的石膏晶种使石膏晶体迅速增长，导致石膏在脱硫设备内结垢。

因此，当自然氧化不能满足氧化率要求时，需要采取控制氧化措施。

控制氧化就是采用抑制氧化或强制氧化方式将氧化率控制在<15%或>95%。

抑制氧化通过在洗涤液中添抑制化物质如硫乳剂，控制氧化低于15%，浆液SO 42-浓度远低于饱和浓度，生成的少量硫酸钙与亚硫酸钙一起沉淀。

强制氧化则是通过向洗涤液鼓入空气，使氧化反应趋于完全，氧化率高于95%，保证浆液有足够的石膏品种用于晶体成长。

抑制氧化装置以其改造简单、投资费用低、系统不需停运等特点在美国80年代中期的脱硫系统得到广泛利用，随着1990年空气洁净法修正案的颁布，几乎所有的湿法脱硫系统都采用了强制氧化技术。

但根据强制氧化方式的不同（强制氧化方式分为异地、半就地和就地氧化），氧化空气系统的故障也不同程度地影响着脱硫系统的正常运行。

本文就三河电厂氧化空气系统为例，探讨氧化空气系统的故障及治理。

1设备简介三河电厂一期脱硫属于改造项目，在原有2×350MW 燃煤机组上加装两套石灰石－石膏湿法烟气脱硫系统，主体工程采用德国比晓夫技术喷淋塔，一炉一塔。

吸收塔采用强制、就地氧化技术，每个吸收塔配备两台进口RCS824型罗茨风机，两台氧化风机一运一备。

氧化风管采用管排式布置，氧化风机出口母管在吸收塔标高17米处分5根支管垂直向下，在标高8.1米的地方进入吸收塔，在氧化空气管排上方吸收塔液位以下的区域内形成一个氧化池。

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

脱硫系统GGH防止结垢堵塞的改造

ＩｐｏｅｅｏｅｅｔｎｃｌｎｏｆＦＧＤｙｔｍｍｒｖｍｎｔｆｒＰｒｖｎｉｇＳａｅａｄＣｌｇｏＳｓｅＧＧＨ
ＣｈｎＺｉｌｎｅｈ —ｉｇ，ＬｉｎａＱｉｇ
（．ｕｈａＳｎｗｅｅｅａｉｎＣｏＬｔ．，Ｓｎ６２１，ｎａ；１ＧｏｕａｈｅＰｏｒＧｎｒｔｏ．ｄａｈｅ０５０Ｃｈｉ
２ＮｏｔｈｎｅｔｉＰｗｅｓａｃｎｔｔｔｏ．ｒｈＣｉａＥｌｃｒｃｏｒＲｅｅｒｈＩｓｉｅＣ．Ｌｔ．ｅｊｇ１０４，ｉａｕｄ，Ｂｉｎ００５Ｃｈｎ）ｉ
ＡｂｔａｔＴｈｉａｅｎｒｄｕｅｈｉｐｏｅｅｔｆｒｐｅｅｉｇｓａｅａｄｃｏｆｌｅｔｎｇｐｕｔｓｒｃ：ｓｐｐｒｉｔｏｃｓｔｅｍｒｖｍｎｏｒｖｎｔｎｃｌｎｌｇｏｉｓｏｅｍｙｓｍｗｅｆｕ — ａｄｅｕｆｒｚｔｏｓｓｅ ’ ＧＧＨｉｐａｅｏＧｕｏｕＳｎｈＰｏｒｌｅｇｓｓｌｕｉａｉｎｙｔｍｓｎｈｓＩｆｈａａｅｗｅＧｅｅａｉｎｎｒｔｏＣｏＬｔ．，ｔ．ｄｈｅｏｅａｉｎｒｓｌａｔｒｉｐｏｅｅｔａｄｔｅｐｏｅｓｅｉｔｄ．ｐｒｔｏｅｕｔｆｅｍｒｖｍｎｎｈｒｂｌｍｘｓｅＫｅｒｓ：ｅｕｆｉａｉｎｓｓｅ；ＧＧＨ；ｓａｅ；ｃｏｙｗｏｄｄｓｌｕｒｚｔｏｙｔｍｃｌｌｇ；ｏｐｒｔｏｎｌｉｅａｉｎａａｙｓｓ

脱硫系统GGH堵塞的形成及发展以及原因分析和影响

错误!错误!脱硫系统GGH堵塞的形成及发展以及原因分析和影响由于采用GGH能够提高烟气排放烟温和抬升高度，减少污染物对地面的贡献，减轻烟囱排放白烟，不必对烟囱进行防腐改造，很多湿法脱硫系统都设置了GGH。

脱硫系统投入运行后，GGH都出现不同程度的堵塞，严重影响了脱硫系统的正常运行，降低了脱硫系统投运效率，增加了系统能源损耗。

1 堵塞的形成及发展某发电厂脱硫系统于2006年投入运行，主要设备参数见表1。

投入运行后，GGH出现堵塞，且戛来越严重。

GGH堵塞程度直接反映在两侧压差数值上，随着运行时间的增加而增大。

投运初期压差从0.1-0.2kPa逐步上升至1.0-1.3kPa，压差上升过程中通过吹灰器在线冲洗后略有下降。

压差到了1.0kPa后停运脱硫系统进行离线人工高压水冲洗，进入GGH内部检查发现换热元件表面附着坚硬的类似水泥的污垢，吹灰器在线冲洗对污垢几乎不起作用。

前几次进行离线人工高压水冲洗后，压差能恢复到0.2-0.3kPa，堵塞现象得到一定程度缓解。

多次冲洗后只能恢复到0.4-0.5kPa，效果越来越差，冲洗间隔越来越短，最后不到50天就要离线人工高压水冲洗一次，严重影响了脱硫系统和发电机组正常运行。

2 堵塞的影响由于GGH换热元件通风面积减小，两侧压差增大，通风阻力增大，引起增压风机负荷增加，电机工作电流增加，严重时增压风机出现喘振，甚至引起增压风机跳闸，脱硫系统停运。

这里，如果设置有烟气旁路挡板，则紧急联运开启旁路挡板，烟道烟气压力出现大幅波动对锅炉正常运行造成较大干扰;如果没有设置烟气旁路挡板，则联运发电机组跳闸。

GGH堵塞后，增压风机工作电流增加，冲洗耗用的水和电也增加，增加发电机组的启停次数，减少发电时间，降低电厂经济收益。

经机组发电期间开启旁路旁板或脱硫系统停运会降低脱硫系统投运率，增加SO2排放，降低脱硫电价补贴收入，增加SO2排污费，还可能受到环保监错误!错误!察部门行政处罚。

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。

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。

脱硫塔堵塞了怎么办？

脱硫塔堵塞了怎么办？脱硫装置是燃煤电厂和工业生产中常用的环保设施，它能有效去除燃料中的二氧化硫，减少环境污染。

然而，脱硫装置在运行过程中往往会遇到一些问题，其中最常见的问题是脱硫塔堵塞。

本文将介绍脱硫塔堵塞的原因和解决方法。

脱硫塔堵塞的原因脱硫塔堵塞是由于含有大量灰分的燃料在硫化时，产生了硫酸盐，这些硫酸盐在塔内逐渐沉积，最终会形成固体颗粒物，导致脱硫塔内部管道和垂直向下的内部部件堵塞。

在硫酸盐沉淀后，这些物料难以清除，使得脱硫塔的清洁变得困难并极易出现堵塞。

除此之外，硫酸盐会形成良好的交联结构并很难溶解，如在硫化氢和水反应的过程中，硫酸盐沉积物还会反应生成二硫化碳和硫元素，而这些物质在环境中会产生二次污染，加剧环境污染。

脱硫塔堵塞的解决方法清除物质当脱硫塔发生堵塞时，首先需要检查堵塞的位置和严重程度。

脱硫塔的堵塞位置可能在氧化器和脱硫塔之间的进料口以及脱硫塔顶部出口。

若堵塞较为严重，需要关闭脱硫装置，使用物理方法将已经固化的硫酸盐清除。

可采用高压水射流的方法，在管道和内部部件上形成水膜，带动硫酸盐颗粒物，将其冲出。

调整pH值另外，在运行脱硫装置时，可以采用调整pH值的方法来预防硫酸盐的沉淀。

一些反应过程需要在特定的酸度或碱度下进行，当pH值过低或过高时，硫酸盐将会形成。

因此，在调整燃料或加入化学药剂时应注意调整pH值，保证反应在合适的酸碱度下进行。

增加浓度在控制pH值的同时，强化浆料的浓度也是一项预防措施。

当硫酸盐物质浓度较大时，它们就会发生结晶而不是沉淀。

结晶有助于将已有的部分物质彻底分散并形成气态物质，减少物质堆积的发生依然有一定的难度，而且高浓度的浆料极容易形成堵塞，一定程度上影响反应效果和脱硫装置的运行效率。

总结脱硫塔堵塞不仅损害了设备的正常运行，而且对环境造成严重的污染。

因此，我们应该采取预防性措施和及时清除措施来避免或解决脱硫塔的堵塞问题，并注意在添加药剂和调整pH值时，把握好浓度和反应的酸碱度，以避免硫酸盐的沉淀，保证设备的稳定运行，同时减少环境污染。

电厂脱硫系统GGH堵塞原因及应对措施

不均，轴承异音等。
低，并减少对烟囱的酸性腐蚀，提高排烟温度以利于烟气抬升便
于污染物的扩散。因此，机组脱硫系统的机组安全运行和能耗指
（４）换热效果降低，换热片过多积灰，导致换热片上结垢板
用原烟气加热脱硫后的净烟气，使排烟温度升高，并达到露点之上，减轻对烟囱和净烟道的腐蚀，提高污染物的扩散度；同时使吸收塔的烟气温度降低．使塔内对防腐的工艺技术要求变
结，清理较难。
标尤为依赖于ＧＧＨ能否正常运行，尤其是脱硫系统ＧＧＨ的结垢堵塞后会减少烟气的通流面积．增压风机增大出力安全，还增加机组能耗。
（２）密封片腐蚀变形或密封片间隙超标导致ＧＧＨ泄漏量
过大，原烟气进入净烟气。该现象将造成出口排放超标，脱硫效
率下降。
（３）ＧＧＨ辅机系统有较高故障率，经常存在密封间隙卡涩、
一
。
为解决这一问题，通过对部分发电厂ＧＨＨ的运行情况和设
图１回转式ＧＨＨ工作原理
备情况进行了探索研究，总结各厂在运行ＧＨＨ装置方面的经验和教训，分析并总结了ＧＨＨ装置堵塞的原因，并基于此，提出控制电厂脱硫系统ＧＨＨ堵塞的措施。

三河电厂脱硫系统GGH堵塞及治理

气加热器及ＤＦ型搪瓷表面换热元件，热元件高Ｎ换
３０ｍ，５ｍ并配套高压水冲洗、汽吹灰。蒸
３ＧＧＨ堵塞治理情况及效果
３．初步治理１
ｌＧＧＨ投产后运行情况
１２号脱硫系统ＧＨ投运后，证每天３次蒸、Ｇ保汽吹扫，始时差压上升不快，蒸汽吹扫效果较开但
ＧＨ清洗装置运行优化措施详见表１Ｇ。
表１ＧＨ换热元件清洁装置运行优化情况Ｇ
差，运行一个月后差压为１０Ｐ。第一次使用在线０ａ５
高压水冲洗，压降至７０ａ此后差压持续升高，差０Ｐ，在线高压水冲洗效果不明显，差压升到１０ａ当０Ｐ４
电厂生产实践，出了解决措施，给为石灰石一石膏湿法脱硫系统的运行提供参考。
关键词：ＧＧＨ；塞；压；理堵差治
ＡｂｔａｔＴｈｅｓｎｏｈｌｃａｅｏｓｒｃ：ｅｒａｏｓｆｒｅｂｏｋｇｆＧＧＨｉｔｅｆｓｔｇｅｕｆｒａｉｎｓｓｅｉｏａＳａＨｅｐｗｅｔｎｈｉｔａｅｄｓｌｉｔｙｔｍｎＧｕＨｕｎｏｒｒｓｕｚｏ
喷下的小液滴越过出口烟道，入ＧＨ粘结在换热进Ｇ元件表面；ＧＧＨ换热元件采用ＤＦ型式，波形特Ｎ其点为中间波浪，积垢，易不易吹扫，且换热元件设并

脱硫供浆系统堵管问题分析及改进措施

脱硫供浆系统堵管问题分析及改进措施【摘要】某电厂燃煤发电机组作为调峰机组,在运行当中，脱硫供浆系统时常会出现堵管现象，继而引发短暂供浆停滞，易造成环保参数超标。

本文分析了脱硫供浆系统堵管的成因，并提出了一些处理措施，运用运行调整和监控的手段进行一系列改进，保证脱硫供浆系统的正常运行。

【关键词】脱硫供浆系统堵管浆液沉淀淤积改进措施前言根据国家三部委下发的《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》的通知，锅炉排放二氧化硫浓度不高于35mg/Nm3。

供浆系统堵管会导致石灰石浆液无法及时运送到吸收塔内，造成塔内PH值快速降低，极大影响二氧化硫的吸收与反应，造成短时间内二氧化硫净烟快速上涨，处理堵管需要时间，造成二氧化硫的瞬时超标的风险很高。

一旦处理不够及时与准确，也容易发生二氧化硫小时超标的情况，对环境及生产安全都会带来不可挽回的损失。

一、系统简介某厂1×660MW机组采用石灰石—石膏湿法脱硫系统，吸收液通过喷嘴雾化喷入吸收塔，这些液滴与塔内烟气逆流接触，烟气中的二氧化硫、三氧化硫及HCl 、HF被吸收。

二氧化硫吸收产物的氧化和中和反应在吸收塔底部的氧化区完成并最终形成石膏。

供浆系统的作用是石灰石浆液按需求打入吸收塔，以保证吸收塔浆液PH值在合格范围内，确保烟气中二氧化硫充分吸收。

系统内设备包括石灰石供浆箱、石灰石供浆箱搅拌器、石灰石供浆泵组成，如图1所示，图1 石灰石供浆系统二、供浆系统堵管的成因经统计，在2020年5-12月期间，脱硫供浆系统共发生了25次堵管现象，本文对影响供浆堵管的因素进行调查分析和统计，如表1所示，表1 影响因素统计表从调查表可以看出，供浆系统堵管次数影响因素有：1、浆液沉淀淤积；2、管道内异物堵塞；3、其他。

可以明显看出，影响供浆系统堵管的主要因素是：浆液沉淀淤积。

根据实际生产分析，导致浆液沉底淤积原因有以下两条：（一）备用泵出口门不严供浆系统正常运行时，A供浆泵给B塔供浆，C供浆泵给A塔供浆，B供浆泵通过联络门可以给A塔或B塔供浆。

三河电厂GGH堵塞分析及治理

三河电厂GGH堵塞分析及治理魏书洲;温武斌;张国新;蔡向东;田长河【摘要】对烟气换热器（GGH）运行中发生的堵塞问题进行了分析,并通过调整和优化GGH在线清洁装置的运行参数,解决了三河电厂1#、2#GGH换热元件堵塞问题,使脱硫系统安全性和经济性有了较大的改善。

%In this article, we has analyzed the blocking problems produced during the operation of theflue gas heat exchanger （GGH）. Through the ad- justment and optimization of the operating parameters on on-line cleaning device,we effectively solve the jam problems of# 1 #2 GGH Heat transfer elements in Sanhe Power Plant, so that the safety and economy of desulfurization system is greatly improved,which has certain direct sense in a thermal power plant WFGD GGH congestion management.【期刊名称】《长春工程学院学报（自然科学版）》【年(卷),期】2012(013)002【总页数】4页(P49-51,58)【关键词】烟气换热器（GGH）;换热元件堵塞原因;治理【作者】魏书洲;温武斌;张国新;蔡向东;田长河【作者单位】三河发电有限责任公司,河北三河065201;三河发电有限责任公司,河北三河065201;三河发电有限责任公司,河北三河065201;三河发电有限责任公司,河北三河065201;中电投赤峰热电厂,辽宁赤峰024000【正文语种】中文【中图分类】X701.30 引言随着国家对环保要求越来越严，更多的火力发电机组设置了烟气脱硫装置，据国家环保部门统计，截止到2010年，全国火电机组脱硫装机容量达到5.78亿kW，占全部火电机组比例的82.6%。

三河电厂脱硫氧化空气系统故障及治理

关键词：氧化空气
故障Biblioteka 治理气系统的安全系数大大降低。⑦ 由于氧化风机轴承温度高，设计的隔音罩无法封闭，导致整个循环泵房噪音大。２．１氧化空气系统故障对脱硫系统的影响 ① 氧化空
用，随着１９９０年空气洁净法修正案的颁布，几乎所有的湿方向移动，烟气中的ＳＯ吸收反应受阻，影响烟气的脱硫法脱硫系统都采用了强制氧化技术。但根据强制氧化方式效率。的不同（强制氧化方式分为异地、半就地和就地氧化），氧２．２氧化空气系统故障分析化空气系统的故障也不同程度地影响着脱硫系统的正常２－２＿１氧化空气管道和喷嘴堵塞。氧化风机管道和喷运行。本文就三河电厂氧化空气系统为例，探讨氧化空气嘴堵塞，主要因为进入吸收塔的空气温度过高，在氧化空系统的故障及治理。气管道及喷嘴处，浆液中的水分瞬间蒸发，浆液中的固体１设备简介物质粘结在管壁和喷嘴上，造成“ 湿一千 ” 结垢，堵塞管道三河电厂一期脱硫属于改造项目，在原有２Ｘ３５０ＭＷ和喷嘴。氧化空气管道和喷嘴堵塞的直接后果是使氧化风燃煤机组上加装两套石灰石一石膏湿法烟气脱硫系统，主流量减少，氧化池部分区域失去氧化风。其原因主要分为体工程采用德国比晓夫技术喷淋塔，一炉一塔。吸收塔采用以下几个方面： ① 氧化空气减温水故障，导致氧化风机出强制、就地氧化技术，每个吸收塔配备两台进口ＲＣＳ８２４型罗茨风机，两台氧化风机～运一备。氧化风管采用管排式布置，氧化风机出口母管在吸收塔标高１７米处分５根支管垂

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三河电厂脱硫系统精选H堵塞情况及治理Prepared on 22 November 2020三河电厂脱硫系统G G H堵塞及治理魏书洲，刘海龙，温卫嘉（三河发电有限责任公司河北燕郊065201）Desulfurizing System GGH stoppage and Governance in SanHe Power PlantShu-zhou WEI，Hai-long LIU,Wei-jia WEN(SanHe Power Plant Co,LTD. HeBei YanJiao 065201)ABSTRACT: The article had analyzed the reasons for the stoppage of GGH in the first stage desulfurizing system in in GuoHua SanHe power plant, put forward the effective harness scheme which resulted in a Significantly effect, containing some guiding significance.KEY WORD:GGH; stoppage; Differential pressure；Governance摘要：本文针对国华三河发电厂一期脱硫系统GGH运行中出现的堵塞情况进行原因分析，提出有效的治理方案，并取得了较好的效果，具有一定的实际指导意义。

关键词： GGH；堵塞；差压；治理1 引言三河电厂一期脱硫属于改造项目，在原有2×350MW燃煤机组上加装两套石灰石－石膏湿法烟气脱硫系统，主体工程采用德国比晓夫喷淋塔，一炉一塔，分别设有增压风机和烟气换热器（简称GGH），#1、2机组脱硫系统分别2007年6月和7月正式投入运行。

锅炉尾部烟气增压风机进入GGH原烟气侧，经GGH降温后进入吸收塔，脱硫后的烟气由GGH净烟气侧通过，经GGH升温后通过烟囱排向大气。

GGH使用上海锅炉厂设计生产的型两分仓回转式烟气加热器，采用DNF型搪瓷表面换热元件，换热元件高350mm，换热器框架高度600mm，并配套高压水冲洗、蒸汽吹灰。

2 GGH投产后运行情况#1、#2GGH投产以后，保证每天3次蒸汽吹扫，开始时差压上升不快，但蒸汽吹扫效果不佳，吹扫前后GGH压差无变化，运行一个月，差压达到1500Pa，第一次使用在线高压水冲洗，差压降至700Pa，此后差压持续升高，在线高压水冲洗效果亦不明显，当差压上升到1400Pa时，高压水冲洗后差压降到1000Pa。

2007年8月28日，#1脱硫系统停运，进入#1GGH内部检查发现，GGH换热元件结垢、堵塞严重，其中中心半径约米范围以及最外圈约200－300MM范围已基本完全堵塞，中间区域堵塞也非常严重。

图1 GGH换热元件堵塞情况及沿转子径向分布情况为降低GGH差压，保证系统正常运行，2007年8月末第一次对GGH进行离线高压水冲洗，冲洗后差压下降到700Pa,此后每运行一段时间就要根据差压情况对GHH进行离线高压水冲洗，冲洗水的压力从最初的40MPa逐渐提高到最后的55MPa，冲洗的周期也有最初的两个半月缩短到后来的一个月，但是冲洗后的效果越来越差，冲洗后的差压从最初的700Pa 上升到最后的1100Pa（以上所说差压均为满负荷时值）。

３ GGH堵塞对脱硫系统的影响（1）GGH差压增大，流动阻力增大，轻微时影响增压风机出口烟气的正常流通，严重时造成增压风机喘振、失速，增压风机喘振增大还会引起共振，导致叶片折断、主轴变形断裂等严重后果。

（2）增压风机出力受阻，会影响引风机的正常运行，影响炉膛负压，严重时还有可能造成旁路挡板自行打开，影响脱硫系统的正常投运。

（3）GGH结垢会使GGH换热效果下降，导致吸收塔入口烟气温度升高，不利于SO2的吸收，影响吸收塔的脱硫效率。

同时烟气温度升高还有可能造成吸收塔防腐层的破坏。

（4）GGH换热效果下降，还会导致脱硫系统出口烟气温度降低，加剧了烟气对出口烟道和烟囱的腐蚀。

（5）GGH堵塞，需经常对GGH进行离线高压水冲洗，使得脱硫系统频繁退投，影响了脱硫系统的投运率，同时增加了大量的检修费用。

４ GGH堵塞原因分析（1）由于除雾器最上层没有冲洗水，导致除雾器上层结垢严重，除雾器效果差，烟气中的一些细小的浆液颗粒被烟气携带通过GGH 时，附着在GGH换热元件表面，水分蒸发，而固体物质则黏附在换热元件表里，在转到原烟气侧时再经过反复高温，若不得到及时吹扫，就会在换热元件表面形成结垢。

（2）电除尘器运行效果欠佳，导致烟气中含尘量高，且吸收塔出口烟气处于饱和状态，并含有除雾器未除尽的水分，换热元件经过净烟气侧后表面会比较潮湿，原烟气中的烟尘会附着在GGH换热元件表面，造成换热元件的结垢堵塞。

（3）脱硫吸收塔入口烟道设计较短，启停脱硫系统时，由于先启浆液循环泵后启增压风机，导致喷淋层喷下的小液滴越过GGH出口烟道，飘入GGH内部，粘结在换热元件表面形成结垢（如下图2所示）。

图2 浆液飘入GGH示意图同时由于GGH出口烟气流场分布不均，导致GGH出口水平烟道下侧出现“卷吸”现象，吸收塔内部部分烟气“回流”，夹杂的小液滴飘落在换热元件上或顺出口烟道流到换热元件上形成结垢（如下图3所示）。

图3 GGH出口烟道“卷吸”示意图（4）GGH换热元件采用DNF型式，其波形特点为中间波浪，易积垢，不易吹扫，并且换热元件设计间隙小，加剧了结垢堵塞。

（5）原设计在线高压水冲洗压力为10Mpa，单次冲洗时间为小时，压力偏低，且冲洗时间过短，造成GGH换热元件冲洗不彻底，久而久之，造成内部积垢越来越多，形成堵塞。

（6）GGH换热元件设计高度为450mm，而GGH框架设计为600mm高，导致蒸汽和高压水吹灰枪距离换热元件距离较远，影响了吹扫效果。

（7）吸收塔运行时在液面上产生大量泡沫，造成吸收塔的“虚假液位”，当“虚假液位”超过GGH原烟气侧出口烟道高度时，造成泡沫从吸收塔原烟气出口烟道倒流入GGH，泡沫中水分被蒸发，浓缩干燥的固体物质粘附在换热片表面，形成结垢。

５ GGH堵塞治理情况及效果初步治理由于要保证脱硫系统的投运率，设备无法长期停止，因此，07年至08年对GGH的治理是在保证脱硫系统投入率的基础上，主要集中在运行方式的优化和简单的检修处理措施。

５. 优化运行方式：（1）加强在线高压水冲洗力度，将高压水冲洗每月一次改为每天一次，并根据差压变化情况实时调整高压水冲洗的投运频率。

延长吹灰器步进停留时间，增加吹灰器总前进步数，并在每次吹扫时将GGH运行方式改为辅电机驱动（GGH转速由min降低为min），以提升每次的吹灰强度，增强吹灰效果。

（2）缩短吸收塔除雾器的冲洗周期，并适当延长每次冲洗的时间，以优化除雾器的运行条件，提高除雾器的除雾效果。

（3）保证蒸汽吹扫气源的温度和压力，适当延长蒸汽吹扫前的疏水时间，以保证蒸汽吹扫效果。

表1 GGH换热元件清洁装置运行优化情况项目优化前优化后蒸汽吹扫吹扫频率3次/天3次/天吹扫前疏水时间5min 15min步进时间1s停留时间50s 60s总步数80 160总时间高压水冲洗冲洗频率1次/月1次/天高压水压力10MPa 15Mpa步进时间1s停留时间150s 300s总步数80 80总时间转子转速（4）合理控制吸收塔液位，定期在吸收塔中添加消泡剂，以防止吸收塔“虚假液位”的产生。

（5）优化脱硫系统设备启停顺序，脱硫系统启动时先启动增压风机，再启动浆液循环泵，浆液循环泵启动之前用事故喷淋水给烟气降温。

脱硫系统停运时先停浆液循环泵，再停增压风机，同样用事故喷淋水给烟气降温。

５.１.２检修初步治理（1）定期对吸收塔除雾器积灰进行清理，以保证除雾器的除雾效果，降低出口烟气的含液量。

（2）更改高压冲洗水泵水源，提高在线高压冲洗水品质，定期更换GGH高压水冲洗喷嘴，定期检查高压冲洗水管路滤网，避免在线高压冲洗水喷嘴故障，在严格监视管线承压能力的前提下将高压冲洗水泵压力由10MPa提高到15MPa，以改善在线高压水冲洗效果。

（3）定期对GGH换热元件进行离线高压水冲洗，可根据换热元件堵塞情况适当调整冲洗水压力（40—55Mpa）。

（4）为增大换热元件流通面积，对#1GGH部分换热元件进行拆除，拆除时保证GGH转子质量对称，并用打有合适孔眼的碳钢堵板代替拆除的换热元件，换热元件拆除顺序及位置如图4所示。

更换孔板后，GGH差压下降不太明显，随后又对部分孔板进行拆除（图5所示），从而加大GGH转子的截面流通面积，拆除孔板换热元件和孔板后，经监测GGH净烟气出口烟温符合出口烟道和烟囱防腐要求（满负荷时大于80℃）。

（5）将高压水和蒸汽吹灰喷嘴加长，缩短喷嘴出口与换热元件之间的距离，保证蒸汽和高压水的吹扫效果，以消除因喷嘴与换热元件的距离过大造成的吹扫不足。

深度治理经过初步治理后，GGH运行条件有所改善，但是总体仍不能达到安全稳定运行的要求，特别是2008年末到2009年初这段时间，GGH堵塞问题趋于严重，离线高压水冲洗前后差压基本无变化（通过后边的治理知道GGH 换热元件内部积垢太多，不解包离线高压水冲洗时，无法冲透整个换热元件，还有可能加剧换热元件中间部分的堵塞程度），增压风机振动和噪音增大，脱硫系统安全运行受到很大威胁，于是决定利用#1机组C级检修机会，对#1GGH堵塞问题进行深度治理。

图6 治理前GGH堵塞情况照片（1）为解决原除雾器上层清洗不足，除雾器结垢，除雾效果差的问题，在除雾器最上层加设一层冲洗水（如图7所示），定期对除雾器上层进行冲洗（启动该层冲洗时可开启旁路挡板以避免冲洗期间吸收塔出口烟气带水），从而保证除雾器的运行效果。

图7 除雾器冲洗水改造示意图（2）为提高电除尘器的除尘效率，降低脱硫烟气含尘量，将电除尘器一电场的螺旋线更换为芒刺线，同时对振打装置进行了改进。

图8 电除尘器一电场阳极线改造前后对比照片（3）对换热元件进行化学清洗，在清洗期间对一组换热元件进行解包，发现内部垢块已板结，药水无法渗透，于是对换热元件逐包进行解包，先将板结的垢块进行初步去除，再进行化学清洗，同时，为了增大换热片之间的间隙，在回装时每包取出部分换热片。

图9 换热元件内部堵塞情况及化学清洗后效果（4）在GGH出口烟道加装导流板，以保证GGH出口烟气流场分布均匀，消除图4 用孔板代替换热元件位置分布图（其中○为加孔板位置）GGH出口水平烟道“卷吸”现象的发生（如图10所示）。

图10 GGH加装导流板示意图（5）为防止吸收塔喷淋层喷出的浆液飘落到GGH内部，在GGH出口水平烟道上部与吸收塔连接处加装挡浆沿，同时在GGH水平烟道入口处加装挡浆板，以有效防止因吸收塔“虚假液位”造成的浆液倒流（如图11所示）。