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；防范措施汽车座套广告
1 概述
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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
打开收音机吸收塔的净烟气，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。究其原因主要是下列情况造成：（1）烟气中的含尘量过大；煤种灰分过高，电除尘除尘效果不太理想；（2）吸收塔液位高，浆液表面泡沫较多；（3）吸收塔除雾器喷嘴损坏，喷淋层积液结垢堵塞；（4）GGH吹灰器吹灰蒸汽压力低；（5）吹灰次数少；（6）GGH本身设计
不合理；（7）设备维护不到位；（8）净烟气携带浆液的沉积结垢引起堵塞，这是最根本的原因。
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3 改进措施
（1）加强吸收塔喷淋层及除雾器的维护，确保吸收塔喷淋层喷嘴的流量要均匀，防止喷淋层积液结垢堵塞，造成烟气偏流和含水率高，金湾公司吸收塔喷淋层共三层，每次大小修时就会对喷淋层喷嘴进行检查除垢修补，保证喷淋层喷嘴的流量均匀，充分均匀和烟气进行交换。除雾器两层屋脊式；（2）合理控制吸收塔液位，减少净烟气携带浆液返回GGH后沉积结垢。定期对吸收塔加消泡剂，金湾公司对吸收塔定期加消泡剂后，吸收塔溢流管内泡沫及浆液溢流现象有明显改善，GGH换热元件结垢积灰情况已经有较大好转。从#3机组脱硫最近一次大修后半年的运行情况来看，GGH换热元件积灰轻微，GGH压差一直维持较低水平；（3）保证电除尘器的投运率和除尘效果；脱硫原烟气粉尘度和GGH压差趋势如图1；（4）加强对GGH吹灰器的维护工作，确保GGH吹灰介质的蒸汽压力足够（1.3MPa）；（5）及时对GGH进行大流量冲洗，防患于未然。每次脱硫停运我们就对GGH换热元件进行大流量人工冲洗，将换热元件表面的积灰冲洗干净，有一定的效果；（
6）GGH高压冲洗水泵改造，定期对GGH进行在线高压水冲洗。现金湾公司趁2012年大修机会已将#3GGH高压冲洗水泵改型为天津精诚JC3901，压力240MPa，流量185L/min，每个半个月对GGH进行高压水在线冲洗，配合高温高压蒸汽冲洗，从近几个月GGH压差情况来看，效果良好；（7）顶层除雾器加装冲洗水，确保除雾器除雾效果良好。防止静烟气少携带雾滴及泡沫到GGH使粉尘粘附在GGH换热元件。3号脱硫除雾器顶层加装了冲洗水后，顶层除雾器堵塞的现象已基本解决。如下图2。（其中蓝曲线为本次除雾器加装顶层冲洗水冲洗次数，红丝曲线为GGH压差曲线。通过连续六次冲洗后GGH压差有下降趋势）；（8）条件允许就对除雾器进行大流量人工冲洗。趁系统旁路或者停机时，将除雾器人孔打开，外接消防水管对除雾器进行人工冲洗；（9）大小修期间将GGH换热元件吊出进行化学清洗，彻底将换热元件污垢清洗干净。#3机组脱硫2012年上半年大修期间对换热元件进行一次彻底的化学清洗。
4 实施情况及效果
2012年#3机组大修时对除雾器加装顶层冲洗水，GGH高压冲洗水泵也做了更换。机组运行后定期对顶层除雾器进行冲洗，每周一次180秒，冲洗时GGH蒸汽吹灰必须同时投运。#
3GGH高压冲洗水在线冲洗定期每个月两次，双压力120bar，冲洗时间为367分钟。从近期的GGH差压来看，以上两条措施效果作用很明显，#3GGH差压从大修到现在一直保持较低，且无上升趋势。九至十一月份三个月GGH压差整体趋势如下图3：三月份和大修后七八月份增压风机电流比较趋势如下图4：可以看出#3增压风机电流一直维持较低水平。
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由上图可以看出：1压差维持较低位；2无攀升趋势且计较平稳
5 结束语
因为GGH的维护得当，#3机组脱硫系统大修后投运率达99.55%，#4组为99.18%，为脱硫系统保持高的投运率，保证脱硫电价的到位做出突出贡献。同时因为增压风机的电流长期保持在较低的水平，大大提高增压风机的隐性节能水平。
参考文献
[1]周至祥，等.火电厂湿法烟气脱硫技术手册[M].中国电力出版社.
视频无线传输[2]赵毅，胡志光，等.电力环境保护实用技术及应用[M].中国水利水电出版社.
[3]周祖飞.影响脱硫系统运行经济性的因素及改进措施[J].电力环境保护，2009，25（2）：35-37.
[4]徐有宁，关多娇.燃煤电厂烟气脱硫技术及脱硫工艺选择[J].东北电力技术，2008，（6）：7-11.
[5]陈媛，李强.燃煤机组烟气脱硫系统应用[J].云南电力技术，2007，35（2）：57-59.
作者简介：吴国昊（1981，9-），男，河南南阳人，助理工程师，从事火力发电厂运行及检修，现为设备部脱硫分部点检员。
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