火电机组脱硫GGH压差高原因剖析

2013年8月开启脱硫大旁路、退出脱硫系统，检查发现吸收塔上层一喷淋支管(对应SA浆液循环泵)上部破损一孔洞，尺寸约200mmx100mm。脱硫系统运行过程中脱硫浆液向上喷出，同时该喷淋支管对应下层除雾器损坏4块、上层除雾器1块局部损坏，上层北侧4排除雾器表面局部积存浆液，烟气携带的石膏浆液量增加，这些浆液通过GGH时会粘附在蓄热元件上，加剧了蓄热元件通道的堵塞。

除雾器运行故障情况见图2。

图2除雾器故障情况

（4）GGH吹灰效果差。

GGH吹灰压力低、吹灰次数少时，会造成吹灰效果差，GGH积灰结垢会越来越严重。

目前该厂5号锅炉脱硫GGH设有压缩空气吹扫和高压冲洗水，无蒸汽吹灰器和高声强吹灰器，GGH吹灰效果就相对差一些。

（5）脱硫系统若长期不能正常出废水，造成Cl-含量超标，会严重威胁到脱硫系统的稳定运行。

钙离子、氯离子和硫酸根离子不利于石灰石的溶解。氯离子通过烟气和回流水进入吸收塔系统，钙离子由吸收塔带入系统，而硫酸根离子则由亚硫酸氧化而来，浆液中氯离子含量由废水排放量加以控制。应加强废水排放控制塔内泡沫的量，减少浆液携带进入GGH的可能。

（6）煤质差，燃煤量大，导致烟气流速高，浆液携带量大。

2013年，入炉煤热值接近设计煤种，不存在煤质差造成烟气体积流量大的问题。5号机组满负荷运行时烟气流量在160x104m3/h左右，远低于设计值289x104m3/h。

（7）其他原因。

如GGH换热元件偏高、过于紧凑，pH值超范围、高压冲洗水压力低等问题，都会引起GGH堵塞。

GGH蓄热元件为2013年2月更换的大波纹、易冲洗的蓄热元件。

（8）增压风机入口负压与脱硫GGH压差高的关系。

2013年5月20日进行了增压风机入口负压调整试验，将增压风机入口负压由-466Pa降至-200Pa后，烟气流量无变化。增压风机、吸风机为串联运行，在机组负荷不变的情况下，增加任一台风机的出力、降低另一台风机的出力，都不会影响烟气流量。因烟道截面积为一定值，烟气流速也不会改变，不会增加浆液携带量。所以，GGH压差高与增压风机入口负压设定应该没有太大的关系。

3脱硫GGH压差高解决办法

解决脱硫GGH压差高、易堵塞的问题的措施为:

（1）电除尘改造，降低烟尘排放量。

鉴于该厂600MW机组电除尘后烟尘质量浓度较高(140mg/m3左右)，脱硫系统大约吸收烟尘110mg/m3，提高电除尘效率、降低烟尘含量是解决GGH压差高的关键。

（2）增加高声强吹灰器、蒸汽吹灰器。

高声强吹灰器通过共振作用，能够有效去除GGH蓄热元件表面的浮灰。蒸汽吹灰器能够较好地吹走GGH蓄热元件上的粘附物。5号机组计划利用封堵脱硫大旁路的机会，增加高声强吹灰器和蒸汽吹灰器，改善GGH的吹灰效果，降低发生堵塞的机率。

（3）做好设备维护工作。

机组运行期间，应做好GGH吹灰器、除雾器喷淋、高压冲洗水系统等设备的检修维护工作，降低故障率，提高附属设备可靠性，保证GGH的冲洗、吹灰效果。

机组停运后，要制定周密的检修计划，对吸收塔内部除雾器、GGH等设备进行彻底排查，不留检修死角，消除设备缺陷，确保机组启动能够长期连续运行。

（4）严密监视GGH、除雾器压差变化趋势，根据情况适当增加吹灰频次和冲洗时间。

GGH高压水冲洗时要开启烟道放水门，放掉存水；GGH高压水冲洗后要投入压缩空气吹扫，吹干蓄热元件上的存水，减少粘灰，保证冲洗效果。

（5）改善吸收塔除雾器的除尘效果，在吸收塔出口增加一级除雾器(如静电除雾器)，减少浆液携带。

（6）提高吸收塔喷淋效果，控制燃煤硫分，使烟气中的SO2与浆液充分反应，减少启动第3台浆液循环泵的次数。

4结语

目前，浆液循环泵运行台数与煤质有很大关系，锅炉燃煤硫分越低、脱硫系统入口SO2含量越低，就可以减少浆液循环泵运行台数。因此，严格执行掺配掺烧方案、保证脱硫系统低硫运行，对延缓GGH压差升高也有很大帮助。

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