摘要：針對煙氣回轉再生式氣汽換熱器(GGH)壓差高造成風煙系統阻力大幅升高，繼而影響機組正常運行的情況，從脫硫GGH運行狀況分析，探討了GGH堵塞的原因，得出解決GGH壓差高的方法。
我國火電機組脫硫系統部分火電廠設有煙氣回轉再生式氣汽換熱器(GGH)，GGH壓差高會造成風煙系統阻力大幅升高，風機電耗高，嚴重時會出現風機喘振、機組帶負荷受限，甚至會造成機組被迫停運。脫硫系統大旁路封堵后，GGH一旦壓差高甚至堵塞，必須停爐沖洗。所以，防止GGH壓差高、堵塞是急待解決的問題。筆者以華電國際鄒縣電廠5號機組脫硫系統為例進行分析和探討。
1運行情況
該電廠5號鍋爐脫硫GGH投運以來因壓差高帶來的異常情況較多，威脅機組的安全、經濟環保運行。
以2013年為例，5號鍋爐脫硫GGH因積灰造成電機過電流跳閘一次，造成增壓風機及吸風機喘振一次；機組帶負荷受限及降負荷沖洗，共影響發電量846.5x104kW˙h；脫硫大旁路共開啟12次，其中因GGH積灰堵塞原因開啟大旁路6次，占總次數的50%。所以脫硫GGH壓差高、堵塞是影響脫硫系統可靠運行的重要因素，必須尋找解決辦法。
圖1為脫硫大旁路開啟次數分類匯總。
2GGH壓差高的原因分析
脫硫GGH壓差高的主要原因是煙氣攜帶漿液量大，附著在GGH蓄熱元件上的漿液粘灰，若吹灰方式不合適，會造成GGH堵塞。隨著長時間運行，堵塞情況會越來越嚴重。
造成脫硫GGH堵塞的主要原因一般有:
（1）電除塵效率低，電除塵不能達到預期的除塵效率。
脫硫進口煙塵含量就是煙塵進入脫硫系統的數量。大量的煙塵進入脫硫系統會造成除霧器和GGH的堵塞。
電除塵出口煙塵設計質量濃度小于150mg/m3，目前電除塵出口實際煙塵質量濃度在140mg/m3左右。《山東省火電廠大氣污染物排放標準》規定，自2013年9月1日起，煙塵排放質量濃度要低于30mg/m3。雖然該鍋爐電除塵出口煙塵含量低于設計標準，但是仍然偏高，遠遠沒有達到政府要求的排放標準，有待進一步降低煙塵排放量，減輕GGH粘灰程度。
（2）吸收塔液位控制過高或漿液起泡。
吸收塔長期處于高液位運行時，漿液表面會產生大量的泡沫，而液位測量儀無法反映出液面上虛假的部分，造成泡沫從吸收塔原煙氣入口倒流回GGH(或煙氣攜帶漿液量大)，導致GGH堵塞。高溫原煙氣穿越GGH時，原煙氣中的粉塵吸附在泡沫上，隨著泡沫水分被蒸發進而粘附在換熱元件表面；此外，泡沫中攜帶的石灰石和石膏顆粒粘附在換熱元件表面結成硬殼。
脫硫系統投產初期，吸收塔液位在10.5m左右，目前控制范圍為9.1-9.5m。由于脫硫入口SO2質量濃度一般在2000-2900mg/m3，長期高于設計值(校核煤種為1916mg/m3)，高負荷期間經常運行3臺漿液循環泵，造成漿液攜帶量大，GGH容易堵塞、壓差高。
（3）除霧器除霧效果差。
除霧器除霧效果不佳的表現為:
①除霧器出現沖洗水壓力低、沖洗閥不嚴等缺陷時，容易造成除霧器折角處積液結垢、堵塞。煙氣偏流攜帶石膏漿液進入GGH凈煙氣側，換熱元件加熱蒸發掉水分后粘附在換熱元件表面，時間長了就結成硬垢。
②除霧器噴淋層的噴嘴損壞或積液結垢、堵塞等，除霧器表面清潔效果差，煙氣攜帶石膏漿液經過除霧器時，有部分石膏漿液堆積在除霧器折角處結垢、堵塞;還有部分偏流的煙氣攜帶石膏漿液進入GGH凈煙氣側，在換熱元件加熱蒸發掉水分后粘附在換熱元件表面，時間長了就結成硬垢。
2013年8月開啟脫硫大旁路、退出脫硫系統，檢查發現吸收塔上層一噴淋支管(對應SA漿液循環泵)上部破損一孔洞，尺寸約200mmx100mm。脫硫系統運行過程中脫硫漿液向上噴出，同時該噴淋支管對應下層除霧器損壞4塊、上層除霧器1塊局部損壞，上層北側4排除霧器表面局部積存漿液，煙氣攜帶的石膏漿液量增加，這些漿液通過GGH時會粘附在蓄熱元件上，加劇了蓄熱元件通道的堵塞。
除霧器運行故障情況見圖2。
（4）GGH吹灰效果差。
GGH吹灰壓力低、吹灰次數少時，會造成吹灰效果差，GGH積灰結垢會越來越嚴重。
目前該廠5號鍋爐脫硫GGH設有壓縮空氣吹掃和高壓沖洗水，無蒸汽吹灰器和高聲強吹灰器，GGH吹灰效果就相對差一些。
（5）脫硫系統若長期不能正常出廢水，造成Cl-含量超標，會嚴重威脅到脫硫系統的穩定運行。
鈣離子、氯離子和硫酸根離子不利于石灰石的溶解。氯離子通過煙氣和回流水進入吸收塔系統，鈣離子由吸收塔帶入系統，而硫酸根離子則由亞硫酸氧化而來，漿液中氯離子含量由廢水排放量加以控制。應加強廢水排放控制塔內泡沫的量，減少漿液攜帶進入GGH的可能。
（6）煤質差，燃煤量大，導致煙氣流速高，漿液攜帶量大。
2013年，入爐煤熱值接近設計煤種，不存在煤質差造成煙氣體積流量大的問題。5號機組滿負荷運行時煙氣流量在160x104m3/h左右，遠低于設計值289x104m3/h。
（7）其他原因。
如GGH換熱元件偏高、過于緊湊，pH值超范圍、高壓沖洗水壓力低等問題，都會引起GGH堵塞。
GGH蓄熱元件為2013年2月更換的大波紋、易沖洗的蓄熱元件。
（8）增壓風機入口負壓與脫硫GGH壓差高的關系。
2013年5月20日進行了增壓風機入口負壓調整試驗，將增壓風機入口負壓由-466Pa降至-200Pa后，煙氣流量無變化。增壓風機、吸風機為串聯運行，在機組負荷不變的情況下，增加任一臺風機的出力、降低另一臺風機的出力，都不會影響煙氣流量。因煙道截面積為一定值，煙氣流速也不會改變，不會增加漿液攜帶量。所以，GGH壓差高與增壓風機入口負壓設定應該沒有太大的關系。
3脫硫GGH壓差高解決辦法
解決脫硫GGH壓差高、易堵塞的問題的措施為:
（1）電除塵改造，降低煙塵排放量。
鑒于該廠600MW機組電除塵后煙塵質量濃度較高(140mg/m3左右)，脫硫系統大約吸收煙塵110mg/m3，提高電除塵效率、降低煙塵含量是解決GGH壓差高的關鍵。
（2）增加高聲強吹灰器、蒸汽吹灰器。
高聲強吹灰器通過共振作用，能夠有效去除GGH蓄熱元件表面的浮灰。蒸汽吹灰器能夠較好地吹走GGH蓄熱元件上的粘附物。5號機組計劃利用封堵脫硫大旁路的機會，增加高聲強吹灰器和蒸汽吹灰器，改善GGH的吹灰效果，降低發生堵塞的機率。
（3）做好設備維護工作。
機組運行期間，應做好GGH吹灰器、除霧器噴淋、高壓沖洗水系統等設備的檢修維護工作，降低故障率，提高附屬設備可靠性，保證GGH的沖洗、吹灰效果。
機組停運后，要制定周密的檢修計劃，對吸收塔內部除霧器、GGH等設備進行徹底排查，不留檢修死角，消除設備缺陷，確保機組啟動能夠長期連續運行。
（4）嚴密監視GGH、除霧器壓差變化趨勢，根據情況適當增加吹灰頻次和沖洗時間。
GGH高壓水沖洗時要開啟煙道放水門，放掉存水；GGH高壓水沖洗后要投入壓縮空氣吹掃，吹干蓄熱元件上的存水，減少粘灰，保證沖洗效果。
（5）改善吸收塔除霧器的除塵效果，在吸收塔出口增加一級除霧器(如靜電除霧器)，減少漿液攜帶。
（6）提高吸收塔噴淋效果，控制燃煤硫分，使煙氣中的SO2與漿液充分反應，減少啟動第3臺漿液循環泵的次數。
4結語
目前，漿液循環泵運行臺數與煤質有很大關系，鍋爐燃煤硫分越低、脫硫系統入口SO2含量越低，就可以減少漿液循環泵運行臺數。因此，嚴格執行摻配摻燒方案、保證脫硫系統低硫運行，對延緩GGH壓差升高也有很大幫助。
原標題:火電機組脫硫GGH壓差高原因剖析
我國火電機組脫硫系統部分火電廠設有煙氣回轉再生式氣汽換熱器(GGH)，GGH壓差高會造成風煙系統阻力大幅升高，風機電耗高，嚴重時會出現風機喘振、機組帶負荷受限，甚至會造成機組被迫停運。脫硫系統大旁路封堵后，GGH一旦壓差高甚至堵塞，必須停爐沖洗。所以，防止GGH壓差高、堵塞是急待解決的問題。筆者以華電國際鄒縣電廠5號機組脫硫系統為例進行分析和探討。
1運行情況
該電廠5號鍋爐脫硫GGH投運以來因壓差高帶來的異常情況較多，威脅機組的安全、經濟環保運行。
以2013年為例，5號鍋爐脫硫GGH因積灰造成電機過電流跳閘一次，造成增壓風機及吸風機喘振一次；機組帶負荷受限及降負荷沖洗，共影響發電量846.5x104kW˙h；脫硫大旁路共開啟12次，其中因GGH積灰堵塞原因開啟大旁路6次，占總次數的50%。所以脫硫GGH壓差高、堵塞是影響脫硫系統可靠運行的重要因素，必須尋找解決辦法。
圖1為脫硫大旁路開啟次數分類匯總。
2GGH壓差高的原因分析
脫硫GGH壓差高的主要原因是煙氣攜帶漿液量大，附著在GGH蓄熱元件上的漿液粘灰，若吹灰方式不合適，會造成GGH堵塞。隨著長時間運行，堵塞情況會越來越嚴重。
造成脫硫GGH堵塞的主要原因一般有:
（1）電除塵效率低，電除塵不能達到預期的除塵效率。
脫硫進口煙塵含量就是煙塵進入脫硫系統的數量。大量的煙塵進入脫硫系統會造成除霧器和GGH的堵塞。
電除塵出口煙塵設計質量濃度小于150mg/m3，目前電除塵出口實際煙塵質量濃度在140mg/m3左右。《山東省火電廠大氣污染物排放標準》規定，自2013年9月1日起，煙塵排放質量濃度要低于30mg/m3。雖然該鍋爐電除塵出口煙塵含量低于設計標準，但是仍然偏高，遠遠沒有達到政府要求的排放標準，有待進一步降低煙塵排放量，減輕GGH粘灰程度。
（2）吸收塔液位控制過高或漿液起泡。
吸收塔長期處于高液位運行時，漿液表面會產生大量的泡沫，而液位測量儀無法反映出液面上虛假的部分，造成泡沫從吸收塔原煙氣入口倒流回GGH(或煙氣攜帶漿液量大)，導致GGH堵塞。高溫原煙氣穿越GGH時，原煙氣中的粉塵吸附在泡沫上，隨著泡沫水分被蒸發進而粘附在換熱元件表面；此外，泡沫中攜帶的石灰石和石膏顆粒粘附在換熱元件表面結成硬殼。
脫硫系統投產初期，吸收塔液位在10.5m左右，目前控制范圍為9.1-9.5m。由于脫硫入口SO2質量濃度一般在2000-2900mg/m3，長期高于設計值(校核煤種為1916mg/m3)，高負荷期間經常運行3臺漿液循環泵，造成漿液攜帶量大，GGH容易堵塞、壓差高。
（3）除霧器除霧效果差。
除霧器除霧效果不佳的表現為:
①除霧器出現沖洗水壓力低、沖洗閥不嚴等缺陷時，容易造成除霧器折角處積液結垢、堵塞。煙氣偏流攜帶石膏漿液進入GGH凈煙氣側，換熱元件加熱蒸發掉水分后粘附在換熱元件表面，時間長了就結成硬垢。
②除霧器噴淋層的噴嘴損壞或積液結垢、堵塞等，除霧器表面清潔效果差，煙氣攜帶石膏漿液經過除霧器時，有部分石膏漿液堆積在除霧器折角處結垢、堵塞;還有部分偏流的煙氣攜帶石膏漿液進入GGH凈煙氣側，在換熱元件加熱蒸發掉水分后粘附在換熱元件表面，時間長了就結成硬垢。
2013年8月開啟脫硫大旁路、退出脫硫系統，檢查發現吸收塔上層一噴淋支管(對應SA漿液循環泵)上部破損一孔洞，尺寸約200mmx100mm。脫硫系統運行過程中脫硫漿液向上噴出，同時該噴淋支管對應下層除霧器損壞4塊、上層除霧器1塊局部損壞，上層北側4排除霧器表面局部積存漿液，煙氣攜帶的石膏漿液量增加，這些漿液通過GGH時會粘附在蓄熱元件上，加劇了蓄熱元件通道的堵塞。
除霧器運行故障情況見圖2。
（4）GGH吹灰效果差。
GGH吹灰壓力低、吹灰次數少時，會造成吹灰效果差，GGH積灰結垢會越來越嚴重。
目前該廠5號鍋爐脫硫GGH設有壓縮空氣吹掃和高壓沖洗水，無蒸汽吹灰器和高聲強吹灰器，GGH吹灰效果就相對差一些。
（5）脫硫系統若長期不能正常出廢水，造成Cl-含量超標，會嚴重威脅到脫硫系統的穩定運行。
鈣離子、氯離子和硫酸根離子不利于石灰石的溶解。氯離子通過煙氣和回流水進入吸收塔系統，鈣離子由吸收塔帶入系統，而硫酸根離子則由亞硫酸氧化而來，漿液中氯離子含量由廢水排放量加以控制。應加強廢水排放控制塔內泡沫的量，減少漿液攜帶進入GGH的可能。
（6）煤質差，燃煤量大，導致煙氣流速高，漿液攜帶量大。
2013年，入爐煤熱值接近設計煤種，不存在煤質差造成煙氣體積流量大的問題。5號機組滿負荷運行時煙氣流量在160x104m3/h左右，遠低于設計值289x104m3/h。
（7）其他原因。
如GGH換熱元件偏高、過于緊湊，pH值超范圍、高壓沖洗水壓力低等問題，都會引起GGH堵塞。
GGH蓄熱元件為2013年2月更換的大波紋、易沖洗的蓄熱元件。
（8）增壓風機入口負壓與脫硫GGH壓差高的關系。
2013年5月20日進行了增壓風機入口負壓調整試驗，將增壓風機入口負壓由-466Pa降至-200Pa后，煙氣流量無變化。增壓風機、吸風機為串聯運行，在機組負荷不變的情況下，增加任一臺風機的出力、降低另一臺風機的出力，都不會影響煙氣流量。因煙道截面積為一定值，煙氣流速也不會改變，不會增加漿液攜帶量。所以，GGH壓差高與增壓風機入口負壓設定應該沒有太大的關系。
3脫硫GGH壓差高解決辦法
解決脫硫GGH壓差高、易堵塞的問題的措施為:
（1）電除塵改造，降低煙塵排放量。
鑒于該廠600MW機組電除塵后煙塵質量濃度較高(140mg/m3左右)，脫硫系統大約吸收煙塵110mg/m3，提高電除塵效率、降低煙塵含量是解決GGH壓差高的關鍵。
（2）增加高聲強吹灰器、蒸汽吹灰器。
高聲強吹灰器通過共振作用，能夠有效去除GGH蓄熱元件表面的浮灰。蒸汽吹灰器能夠較好地吹走GGH蓄熱元件上的粘附物。5號機組計劃利用封堵脫硫大旁路的機會，增加高聲強吹灰器和蒸汽吹灰器，改善GGH的吹灰效果，降低發生堵塞的機率。
（3）做好設備維護工作。
機組運行期間，應做好GGH吹灰器、除霧器噴淋、高壓沖洗水系統等設備的檢修維護工作，降低故障率，提高附屬設備可靠性，保證GGH的沖洗、吹灰效果。
機組停運后，要制定周密的檢修計劃，對吸收塔內部除霧器、GGH等設備進行徹底排查，不留檢修死角，消除設備缺陷，確保機組啟動能夠長期連續運行。
（4）嚴密監視GGH、除霧器壓差變化趨勢，根據情況適當增加吹灰頻次和沖洗時間。
GGH高壓水沖洗時要開啟煙道放水門，放掉存水；GGH高壓水沖洗后要投入壓縮空氣吹掃，吹干蓄熱元件上的存水，減少粘灰，保證沖洗效果。
（5）改善吸收塔除霧器的除塵效果，在吸收塔出口增加一級除霧器(如靜電除霧器)，減少漿液攜帶。
（6）提高吸收塔噴淋效果，控制燃煤硫分，使煙氣中的SO2與漿液充分反應，減少啟動第3臺漿液循環泵的次數。
4結語
目前，漿液循環泵運行臺數與煤質有很大關系，鍋爐燃煤硫分越低、脫硫系統入口SO2含量越低，就可以減少漿液循環泵運行臺數。因此，嚴格執行摻配摻燒方案、保證脫硫系統低硫運行，對延緩GGH壓差升高也有很大幫助。
原標題:火電機組脫硫GGH壓差高原因剖析
