火电机组脱硫GGH压差高原因剖析

针对烟气回转再生式气汽换热器(GGH)压差高造成风烟系统阻力大幅升高，继而影响机组正常运行的情况，从脱硫GGH运行状况分析，探讨了GGH堵塞的原因，得出解决GGH压差高的方法。

我国火电机组脱硫系统部分火电厂设有烟气回转再生式气汽换热器(GGH)，GGH压差高会造成风烟系统阻力大幅升高，风机电耗高，严重时会出现风机喘振、机组带负荷受限，甚至会造成机组被迫停运。脱硫系统大旁路封堵后，GGH一旦压差高甚至堵塞，必须停炉冲洗。所以，防止GGH压差高、堵塞是急待解决的问题。笔者以华电国际邹县电厂5号机组脱硫系统为例进行分析和探讨。

1运行情况

该电厂5号锅炉脱硫GGH投运以来因压差高带来的异常情况较多，威胁机组的安全、经济环保运行。

以2013年为例，5号锅炉脱硫GGH因积灰造成电机过电流跳闸一次，造成增压风机及吸风机喘振一次;机组带负荷受限及降负荷冲洗，共影响发电量846.5x104kW˙h;脱硫大旁路共开启12次，其中因GGH积灰堵塞原因开启大旁路6次，占总次数的50%。所以脱硫GGH压差高、堵塞是影响脱硫系统可靠运行的重要因素，必须寻找解决办法。

图1为脱硫大旁路开启次数分类汇总。

图1机组脱硫大旁路开启次数

2GGH压差高的原因分析

脱硫GGH压差高的主要原因是烟气携带浆液量大，附着在GGH蓄热元件上的浆液粘灰，若吹灰方式不合适，会造成GGH堵塞。随着长时间运行，堵塞情况会越来越严重。

造成脱硫GGH堵塞的主要原因一般有:

(1)电除尘效率低，电除尘不能达到预期的除尘效率。

脱硫进口烟尘含量就是烟尘进入脱硫系统的数量。大量的烟尘进入脱硫系统会造成除雾器和GGH的堵塞。

电除尘出口烟尘设计质量浓度小于150mg/m3，目前电除尘出口实际烟尘质量浓度在140mg/m3左右。《山东省火电厂大气污染物排放标准》规定，自2013年9月1日起，烟尘排放质量浓度要低于30mg/m3。虽然该锅炉电除尘出口烟尘含量低于设计标准，但是仍然偏高，远远没有达到政府要求的排放标准，有待进一步降低烟尘排放量，减轻GGH粘灰程度。

(2)吸收塔液位控制过高或浆液起泡。

吸收塔长期处于高液位运行时，浆液表面会产生大量的泡沫，而液位测量仪无法反映出液面上虚假的部分，造成泡沫从吸收塔原烟气入口倒流回GGH(或烟气携带浆液量大)，导致GGH堵塞。高温原烟气穿越GGH时，原烟气中的粉尘吸附在泡沫上，随着泡沫水分被蒸发进而粘附在换热元件表面;此外，泡沫中携带的石灰石和石膏颗粒粘附在换热元件表面结成硬壳。

脱硫系统投产初期，吸收塔液位在10.5m左右，目前控制范围为9.1-9.5m。由于脱硫入口SO2质量浓度一般在2000-2900mg/m3，长期高于设计值(校核煤种为1916mg/m3)，高负荷期间经常运行3台浆液循环泵，造成浆液携带量大，GGH容易堵塞、压差高。

(3)除雾器除雾效果差。

除雾器除雾效果不佳的表现为:

①除雾器出现冲洗水压力低、冲洗阀不严等缺陷时，容易造成除雾器折角处积液结垢、堵塞。烟气偏流携带石膏浆液进入GGH净烟气侧，换热元件加热蒸发掉水分后粘附在换热元件表面，时间长了就结成硬垢。

②除雾器喷淋层的喷嘴损坏或积液结垢、堵塞等，除雾器表面清洁效果差，烟气携带石膏浆液经过除雾器时，有部分石膏浆液堆积在除雾器折角处结垢、堵塞;还有部分偏流的烟气携带石膏浆液进入GGH净烟气侧，在换热元件加热蒸发掉水分后粘附在换热元件表面，时间长了就结成硬垢