一起因GGH堵塞引起脱硫系统停运事件分析及控制措施

摘 要：针对韶关发电厂#11号机组脱硫系统ggh严重堵塞现象，经分析得出本次GGH、除雾器堵塞的原因，并提出了防止再次出现堵塞情况的控制措施，保证了脱硫系统安全运行。

关键词：GGH 堵塞原因 控制措施

中图分类号：TM62 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2014）03（a）-0113-02

#11号机组脱硫系统经过近三个月的连续运行，GGH压差有大幅升高的情况，投入高压水加强冲洗，但效果不明显。GGH压差最大至1200 Pa，停运脱硫系统，GGH离线冲洗24小时后，投运脱硫系统，GGH压差降至330 Pa，但运行6小时后，GGH压差又增大至1050 Pa。

1 设备概况

#11机组脱硫装置采用引进德国比晓芙技术的石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺。由#11炉引风机来的全部烟气（原烟气）经轴流式增压风机增压，经烟气再热系统降温后进入吸收塔，在吸收塔吸收区内，烟气中的SOx被雾化的吸收剂浆液吸收生成CaSO3，并在吸收塔浆液池中被鼓入的氧化空气氧化生成石膏。脱硫后的烟气（净烟气）在除雾器内除去烟气中携带的浆雾后，经烟气再热系统将烟气加热至80 ℃以上排入烟囱。

烟气换热器为回转再生式气-气换热器（GGH）30.5 GVN 510型，为了清洁和保证GGH的烟气压降，系统配备了压缩空气吹扫系统、高压水和低压水清洗系统。

吸收塔由吸收塔浆池和吸收区组成，布置3层喷淋层、两级除雾器。

2 根据现象，分析其原因

2.1 GGH堵塞原因

#11号机组从2012年1月30日投入运行后就出现了GGH阻力逐步增大的情况，GGH的单侧压差从200多Pa逐步增大到2月底的400多Pa。进入3月份后，GGH压差增大的速度明显加快，至3月10日，GGH单侧压差均超过1000Pa。与此同时，除雾器的阻力也是明显增大的，投运初期除雾器的压差不到100Pa，目前压差已高达接近600Pa。（图1）显示了GGH和除雾器压差不断上升的情况。

除雾器的正常运行对控制GGH的堵塞至关重要，除雾器若发生堵塞，会导致流经除雾器的烟气流场异常，除雾器的效果会受到明显影响，大量的浆液会进入GGH，从而导致GGH的堵塞。GGH经离线冲洗后压差下降，但运行6小时后，GGH压差又快速增大，故本次#11机脱硫GGH堵塞的原因十分明确，是由于除雾器堵塞导致GGH的快速堵塞。

2.2 除雾器堵塞原因

（1）除雾器冲洗的作用有两个：一是保证除雾器的清洁，二是控制吸收塔的液位。通过检查近期除雾器冲洗的历史记录发现，除雾器的冲洗频率严重不够，还不到必要冲洗频率的四分之一，导致大量石膏附着在除雾器上，造成除雾器堵塞。除雾器冲洗频率不够是因为系统的水平衡出现了问题，即有大量的水通过其它渠道进入吸收塔，导致吸收塔的液位始终较高。经查水平衡出现问题的原因主要有两点：一是吸收塔入口烟道的冲洗水量偏大；二是工艺水系统的阀门存在内漏。故由于系统的水平衡出现问题而导致除雾器得不到足够的冲洗是本次#11号机组除雾器堵塞的主要原因。

（2）设计煤种含硫量为1.2%，因煤炭采购问题，目前燃煤含硫量为1.3%～2.0%，运行人员为了保证脱硫效率及SO2排放浓度合格，不断升高浆液pH值。一方面，由于pH值较高（大于6.2）的情况下脱硫产物主要是CaSO3・1/2H2O，其溶解度很低，极易达到过饱和而结晶，形成很厚的垢层，造成系统严重结垢。随着pH值的升高，CaSO3的溶解度明显下降，而CaSO4的溶解度则变化不大。因此，随着SO2的吸收，溶液pH降低，溶液中CaSO3的量增加，并在石灰石颗粒表面形成一层液膜，而液膜内部内部CaCO3的溶解又使pH值上升，溶解度的变化使液膜中的CaSO3析出，并沉积在石灰石颗粒表面，形成一层外壳，使颗粒表面钝化[1]。故浆液pH值控制过高是本次#11号机组除雾器堵塞的次要原因。

（3）表1为今年石灰石的分析结果，可以看出，石灰石成分大量超标，最主要是MgO的含量太高，会对石灰石的品质造成明显影响。石灰石活性的试验结果也证实了这一点，从图3可以看出，30 min时的pH还不到3.5，远低于4.8的参考值。

石灰石品质差会导致石灰石难以充分反应，造成吸收塔浆液中的碳酸钙含量明显超标。近1个月的化学分析表明吸收塔浆液中的碳酸钙含量基本在15%～25%，远超过2%～3%的正常水平。吸收塔浆液中的碳酸钙含量过高，也易造成系统的结垢和堵塞。故石灰石品质差是本次#11号机组除雾器堵塞的次要原因。

3 可采取的控制措施有

（1）因近段时间#11炉脱硫系统GGH、除雾器压差异常增大，在运行中积垢难以清除，为保证脱硫的投运率及脱硫系统安全稳定运行，停运#11炉脱硫系统对GGH、除雾器进行离线人工高压水清洗。

（2）脱硫系统停运期间，处理工艺水系统的阀门内漏缺陷，检修人员做好设备维护工作，保证设备检修质量。防止工艺水系统的阀门内漏；防止脱硫区域的雨水、卫生清洗水进入脱硫系统。保证除雾器正常的冲洗压力，避免冲洗水阀长时间故障或堵塞。

（3）运行人员加强脱硫系统的运行监控，尤其是设备参数变化趋势，及时发现潜在的问题，并分析原因、制定应对措施。定期对吸收塔浆液进行化学分析，保证吸收塔浆液成分正常。

（4）结合亚硫酸氢根和亚硫酸根的氧化反应，可以得出pH最佳值在5～6范围内[1]。吸收塔浆液pH的控制应根据实际情况进行调整，并避免pH大的波动，最终应保证吸收塔浆液成分的正常，控制碳酸钙含量在5%以内。

（5）采购合格的石灰石粉，并进行化验分析，监控石灰石粉品质，绝不使用劣质石灰石粉。

（6）SO2浓度超过设计极限值后，将直接产生脱硫装置无法全烟气脱硫的结果，为保证装置能运行，一般通过SO2设计排放总量反算需要脱出的烟气量来考核装置是否达到设计要求，在达到设计要求后再进行余量试验，以测验装置最大的SO2处理能力[1]。在试验结果未出来前，尽量燃用低硫煤。

（7）采用抑制或强制氧化技术将亚硫酸钙的氧化率控制在小于15%或大于95%，以减少或消除结垢[1]，建议采用添加脱硫增效剂以提高脱硫效果。

4 效果

经执行以上措施后，#11号机组脱硫系统自3月底投运至今，脱硫效率长期维持在92%以上，除雾器及GGH堵塞压差均在稳定、可控范围内，未发生由于除雾器及GGH堵塞而被迫停运脱硫系统，保证了脱硫系统的安全稳定运行。

参考文献

[1] 阎维平，刘忠，王春波，等.电站燃煤锅炉石灰石湿法烟气脱硫装置运行与控制[M].北京：中国电力出版社，2005，10.