湿法脱硫系统GGH堵塞问题判断与相应的处理手段

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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。

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

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湿法脱硫系统GGH堵塞问题判断与相应的处理手段
摘要：文章介绍了湿法脱硫系统GGH堵塞问题的判断及相应的处理方法，各类GGH清洗手段及适用场合，结合华能太仓电厂在工程实例中的应用，重点对于各类清洗手段中的在线物理清洗进行说明及论证。

关键词：湿法脱硫；GGH；清洗；波型
目前，我国各级政府日益重视环保，各燃煤电厂陆续普及脱硫系统。

我国已有石灰石-石膏湿法、旋转喷雾干燥法、常压循环流化床法、海水脱硫法、炉内喷钙尾部烟气增湿活化法、电子束法、烟气循环流化床法等十多种工艺的脱硫装置在商业化运行，但主流的脱硫技术仍为石灰石-石膏湿法脱硫技术。

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GGH（烟气换热器）。

而装设了GGH装置的脱硫系统普遍存在着因GGH堵塞，难以提高脱硫投运率的问题。

1 GGH堵塞原因分析
1.1 堵塞机理
目前国内电厂脱硫系统投运时间平均约在7年左右，其堵塞机理如下。

①吸收塔除雾器除雾效果差，塔内部分石灰石-石膏混合液滴通过除雾器进入GGH净烟气仓室，附于换热元件表面，经回转进入GGH原烟气仓室后又与原烟气中的锅炉飞灰结合形成聚合物，受热蒸发水分后，聚集在换热元件表面结垢。

②GGH运行过程中，在线吹扫的手段对于清除此类结垢的作用不大，导致结垢增多，阻力逐步增大，直至系统无法正常运行。

尤其是部分长期积累，离线清洗都无法清除的积垢，导致在线吹扫更加困难。

当GGH阻力增大到一定程度时，必须停运设备进行清洗。

1.2 堵塞发生原因
1.2.1 脱硫系统设计不合理
①吸收塔塔径偏小，烟气流速设计值较高，除雾器对于烟气变化适应能力不足。

烟气流速设计允许范围为2.5～5 m/s，国内逆流喷淋塔的平均设计值约为3.3 m/s。

②最上层喷淋母管中心线与第一级除雾器端面的距离过近，导致烟气中夹带的、较大的液滴没有了靠重力向下坠落而脱离进入除雾器的空间，烟气流场分布不均的现象也更加严重。

③受场地及经费制约，大部分GGH设计均为冷端在上，若采用冷端在下的设计，则吸收塔出口烟气内携带雾滴还可经过一次受重力作用向下坠落而不进入GGH的机会，从而延缓GGH堵塞的周期。

1.2.2 运行维护不当
①吸收塔除雾器冲洗水系统维护运行情况不佳，发生除雾器堵塞。

②锅炉电除尘系统效率不佳，进入FGD系统含尘量高。

③锅炉运行工况不佳，机组排烟温度高，导致进入FGD系统的烟气量偏大，流速过快；同时过高的排烟温度会加速GGH换热元件表面结垢。

2 各类清洗手段简介
当GGH堵塞发生后，因堵塞造成的系统阻力超出了增压风机能够提供的动力，将导致FGD系统无法稳定运行，此时，必须采用各类GGH清洗手段对堵塞物加以处理。

目前国内较为常见的冲洗方式根据其原理主要有物理清洗和化学清洗两大类，根据冲洗措施来分又有在线、离线和拆包清洗多个小类。

2.1 物理清洗
即采用超高压设备（工作压力一般控制在60 MPa以内），以水为工作介质，以动能来破坏垢分的附着力，达到去除堵塞物的目的。

采用这一方法有着价格低廉（根据GGH大小不同一般在3～6万元），方法简便快速的优点。

但也存在着易破坏换热元件搪瓷涂层，长期采用会导致换热元件寿命降低的缺点。

按照具体操作也可细分为离线物理清洗、拆包物理清洗、在线物理清洗。

离线物理清洗：实施最为简便，属于解决堵塞问题最为常见的清洗手段。

但对于堵塞较为严重的DU波型换热元件，因其波型特点，压力无法达到定位板的短斜波部分，因而无法取得良好效果。

拆包物理清洗：需将换热元件盒拆开，对换热元件进行逐片清洗，可适用于堵塞严重的换热元件，效果良好。

但费用较高，工期长，且如无专用的装盒工具，将导致难以将原有全部蓄热片装盒，进而导致换热效率降低，蓄热片压紧力不足，设备使用寿命降低。

在线物理清洗：实施简便，清洗效果良好，费用少，且无需长时间停运脱硫系统，但与离线物理清洗同样存在着无法处理堵塞较为严重的DU波型换热元件的缺点。

因其无需长时间停运脱硫系统的优点，以下章节将详细描述。

2.2 化学清洗
即采用化学药剂喷淋或浸泡等手段，使换热元件表面结垢发生物理或化学结构的变化，视情况辅以物理清洗手段，达到去除积垢的目的。

化学清洗一般均可取得优于物理清洗的效果，但所需费用较高。

按其机理来分，主要有转化法和疏松法两类。

转化法的机理为，通过酸、碱（加入部分添加剂）交替的方法，将垢分中不溶于或难溶于水的盐转化为溶于水的盐，进而通过水冲洗去除。

这种方法取得的清洗效果最好，除垢率可达98%以上，可将换热元件清洁程度恢复到接近初始状况，但所需工期较长，费用高，工作量大。

疏松法的机理为，通过化学药剂对换热元件的喷淋，保持垢分的湿润，让垢分蓬松发泡，使垢分的强度和附着力降低，进而采用物理方式去除垢分，这是一种物理与化学相结合的清洗方式。

此方法所需工期相对较少，但由于其清洗手段仍主要为物理手段，因此对于投运时间长、堵塞较为严重DU波型换热元件的垢分无法取得良好效果。

2.3 清洗方式选择规则
通过笔者多年脱硫系统检修经验，总结规则如下：
对于堵塞不是十分严重或堵塞前GGH表面较为清洁（新设备或刚进行过较彻底的清洗），建议采用在线物理清洗，也可采用离线物理清洗或疏松法化学清洗；对于堵塞较为严重或物理清洗已无法取得理想效果的GGH，建议采用浸泡转化法化学清洗，如果时间允许，也可采用拆包转化法化学清洗。

（如下图1所示）。