一起因GGH堵塞引起脫硫系統停運事件分析及控制措施

張曉衛

摘 要：針對韶關發電廠#11號機組脫硫系統GGH嚴重堵塞現象，經分析得出本次GGH、除霧器堵塞的原因，并提出了防止再次出現堵塞情況的控制措施，保證了脫硫系統安全運行。

關鍵詞：GGH 堵塞原因 控制措施

中圖分類號：TM62 文獻標識碼：A 文章編號：1672-3791（2014）03（a）-0113-02

#11號機組脫硫系統經過近三個月的連續運行，GGH壓差有大幅升高的情況，投入高壓水加強沖洗，但效果不明顯。GGH壓差最大至1200 Pa，停運脫硫系統，GGH離線沖洗24小時后，投運脫硫系統，GGH壓差降至330 Pa，但運行6小時后，GGH壓差又增大至1050 Pa。

1 設備概況

#11機組脫硫裝置采用引進德國比曉芙技術的石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝。由#11爐引風機來的全部煙氣（原煙氣）經軸流式增壓風機增壓，經煙氣再熱系統降溫后進入吸收塔，在吸收塔吸收區內，煙氣中的SOx被霧化的吸收劑漿液吸收生成CaSO3，并在吸收塔漿液池中被鼓入的氧化空氣氧化生成石膏。脫硫后的煙氣（凈煙氣）在除霧器內除去煙氣中攜帶的漿霧后，經煙氣再熱系統將煙氣加熱至80 ℃以上排入煙囪。

煙氣換熱器為回轉再生式氣-氣換熱器（GGH）30.5 GVN 510型，為了清潔和保證GGH的煙氣壓降，系統配備了壓縮空氣吹掃系統、高壓水和低壓水清洗系統。

吸收塔由吸收塔漿池和吸收區組成，布置3層噴淋層、兩級除霧器。

2 根據現象，分析其原因

2.1 GGH堵塞原因

#11號機組從2012年1月30日投入運行后就出現了GGH阻力逐步增大的情況，GGH的單側壓差從200多Pa逐步增大到2月底的400多Pa。進入3月份后，GGH壓差增大的速度明顯加快，至3月10日，GGH單側壓差均超過1000Pa。與此同時，除霧器的阻力也是明顯增大的，投運初期除霧器的壓差不到100Pa，目前壓差已高達接近600Pa。（圖1）顯示了GGH和除霧器壓差不斷上升的情況。

除霧器的正常運行對控制GGH的堵塞至關重要，除霧器若發生堵塞，會導致流經除霧器的煙氣流場異常，除霧器的效果會受到明顯影響，大量的漿液會進入GGH，從而導致GGH的堵塞。GGH經離線沖洗后壓差下降，但運行6小時后，GGH壓差又快速增大，故本次#11機脫硫GGH堵塞的原因十分明確，是由于除霧器堵塞導致GGH的快速堵塞。

2.2 除霧器堵塞原因

（1）除霧器沖洗的作用有兩個：一是保證除霧器的清潔，二是控制吸收塔的液位。通過檢查近期除霧器沖洗的歷史記錄發現，除霧器的沖洗頻率嚴重不夠，還不到必要沖洗頻率的四分之一，導致大量石膏附著在除霧器上，造成除霧器堵塞。除霧器沖洗頻率不夠是因為系統的水平衡出現了問題，即有大量的水通過其它渠道進入吸收塔，導致吸收塔的液位始終較高。經查水平衡出現問題的原因主要有兩點：一是吸收塔入口煙道的沖洗水量偏大；二是工藝水系統的閥門存在內漏。故由于系統的水平衡出現問題而導致除霧器得不到足夠的沖洗是本次#11號機組除霧器堵塞的主要原因。

（2）設計煤種含硫量為1.2%，因煤炭采購問題，目前燃煤含硫量為1.3%～2.0%，運行人員為了保證脫硫效率及SO2排放濃度合格，不斷升高漿液pH值。一方面，由于pH值較高（大于6.2）的情況下脫硫產物主要是CaSO3·1/2H2O，其溶解度很低，極易達到過飽和而結晶，形成很厚的垢層，造成系統嚴重結垢。隨著pH值的升高，CaSO3的溶解度明顯下降，而CaSO4的溶解度則變化不大。因此，隨著SO2的吸收，溶液pH降低，溶液中CaSO3的量增加，并在石灰石顆粒表面形成一層液膜，而液膜內部內部CaCO3的溶解又使pH值上升，溶解度的變化使液膜中的CaSO3析出，并沉積在石灰石顆粒表面，形成一層外殼，使顆粒表面鈍化[1]。故漿液pH值控制過高是本次#11號機組除霧器堵塞的次要原因。

（3）表1為今年石灰石的分析結果，可以看出，石灰石成分大量超標，最主要是MgO的含量太高，會對石灰石的品質造成明顯影響。石灰石活性的試驗結果也證實了這一點，從圖3可以看出，30 min時的pH還不到3.5，遠低于4.8的參考值。

石灰石品質差會導致石灰石難以充分反應，造成吸收塔漿液中的碳酸鈣含量明顯超標。近1個月的化學分析表明吸收塔漿液中的碳酸鈣含量基本在15%～25%，遠超過2%～3%的正常水平。吸收塔漿液中的碳酸鈣含量過高，也易造成系統的結垢和堵塞。故石灰石品質差是本次#11號機組除霧器堵塞的次要原因。

3 可采取的控制措施有

（1）因近段時間#11爐脫硫系統GGH、除霧器壓差異常增大，在運行中積垢難以清除，為保證脫硫的投運率及脫硫系統安全穩定運行，停運#11爐脫硫系統對GGH、除霧器進行離線人工高壓水清洗。

（2）脫硫系統停運期間，處理工藝水系統的閥門內漏缺陷，檢修人員做好設備維護工作，保證設備檢修質量。防止工藝水系統的閥門內漏；防止脫硫區域的雨水、衛生清洗水進入脫硫系統。保證除霧器正常的沖洗壓力，避免沖洗水閥長時間故障或堵塞。

（3）運行人員加強脫硫系統的運行監控，尤其是設備參數變化趨勢，及時發現潛在的問題，并分析原因、制定應對措施。定期對吸收塔漿液進行化學分析，保證吸收塔漿液成分正常。

（4）結合亞硫酸氫根和亞硫酸根的氧化反應，可以得出pH最佳值在5～6范圍內[1]。吸收塔漿液pH的控制應根據實際情況進行調整，并避免pH大的波動，最終應保證吸收塔漿液成分的正常，控制碳酸鈣含量在5%以內。

（5）采購合格的石灰石粉，并進行化驗分析，監控石灰石粉品質，絕不使用劣質石灰石粉。

（6）SO2濃度超過設計極限值后，將直接產生脫硫裝置無法全煙氣脫硫的結果，為保證裝置能運行，一般通過SO2設計排放總量反算需要脫出的煙氣量來考核裝置是否達到設計要求，在達到設計要求后再進行余量試驗，以測驗裝置最大的SO2處理能力[1]。在試驗結果未出來前，盡量燃用低硫煤。

（7）采用抑制或強制氧化技術將亞硫酸鈣的氧化率控制在小于15%或大于95%，以減少或消除結垢[1]，建議采用添加脫硫增效劑以提高脫硫效果。

4 效果

經執行以上措施后，#11號機組脫硫系統自3月底投運至今，脫硫效率長期維持在92%以上，除霧器及GGH堵塞壓差均在穩定、可控范圍內，未發生由于除霧器及GGH堵塞而被迫停運脫硫系統，保證了脫硫系統的安全穩定運行。

參考文獻

[1] 閻維平，劉忠，王春波，等.電站燃煤鍋爐石灰石濕法煙氣脫硫裝置運行與控制[M].北京：中國電力出版社，2005，10.endprint

摘 要：針對韶關發電廠#11號機組脫硫系統GGH嚴重堵塞現象，經分析得出本次GGH、除霧器堵塞的原因，并提出了防止再次出現堵塞情況的控制措施，保證了脫硫系統安全運行。

關鍵詞：GGH 堵塞原因 控制措施

中圖分類號：TM62 文獻標識碼：A 文章編號：1672-3791（2014）03（a）-0113-02

#11號機組脫硫系統經過近三個月的連續運行，GGH壓差有大幅升高的情況，投入高壓水加強沖洗，但效果不明顯。GGH壓差最大至1200 Pa，停運脫硫系統，GGH離線沖洗24小時后，投運脫硫系統，GGH壓差降至330 Pa，但運行6小時后，GGH壓差又增大至1050 Pa。

1 設備概況

#11機組脫硫裝置采用引進德國比曉芙技術的石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝。由#11爐引風機來的全部煙氣（原煙氣）經軸流式增壓風機增壓，經煙氣再熱系統降溫后進入吸收塔，在吸收塔吸收區內，煙氣中的SOx被霧化的吸收劑漿液吸收生成CaSO3，并在吸收塔漿液池中被鼓入的氧化空氣氧化生成石膏。脫硫后的煙氣（凈煙氣）在除霧器內除去煙氣中攜帶的漿霧后，經煙氣再熱系統將煙氣加熱至80 ℃以上排入煙囪。

煙氣換熱器為回轉再生式氣-氣換熱器（GGH）30.5 GVN 510型，為了清潔和保證GGH的煙氣壓降，系統配備了壓縮空氣吹掃系統、高壓水和低壓水清洗系統。

吸收塔由吸收塔漿池和吸收區組成，布置3層噴淋層、兩級除霧器。

2 根據現象，分析其原因

2.1 GGH堵塞原因

#11號機組從2012年1月30日投入運行后就出現了GGH阻力逐步增大的情況，GGH的單側壓差從200多Pa逐步增大到2月底的400多Pa。進入3月份后，GGH壓差增大的速度明顯加快，至3月10日，GGH單側壓差均超過1000Pa。與此同時，除霧器的阻力也是明顯增大的，投運初期除霧器的壓差不到100Pa，目前壓差已高達接近600Pa。（圖1）顯示了GGH和除霧器壓差不斷上升的情況。

除霧器的正常運行對控制GGH的堵塞至關重要，除霧器若發生堵塞，會導致流經除霧器的煙氣流場異常，除霧器的效果會受到明顯影響，大量的漿液會進入GGH，從而導致GGH的堵塞。GGH經離線沖洗后壓差下降，但運行6小時后，GGH壓差又快速增大，故本次#11機脫硫GGH堵塞的原因十分明確，是由于除霧器堵塞導致GGH的快速堵塞。

2.2 除霧器堵塞原因

（1）除霧器沖洗的作用有兩個：一是保證除霧器的清潔，二是控制吸收塔的液位。通過檢查近期除霧器沖洗的歷史記錄發現，除霧器的沖洗頻率嚴重不夠，還不到必要沖洗頻率的四分之一，導致大量石膏附著在除霧器上，造成除霧器堵塞。除霧器沖洗頻率不夠是因為系統的水平衡出現了問題，即有大量的水通過其它渠道進入吸收塔，導致吸收塔的液位始終較高。經查水平衡出現問題的原因主要有兩點：一是吸收塔入口煙道的沖洗水量偏大；二是工藝水系統的閥門存在內漏。故由于系統的水平衡出現問題而導致除霧器得不到足夠的沖洗是本次#11號機組除霧器堵塞的主要原因。

（2）設計煤種含硫量為1.2%，因煤炭采購問題，目前燃煤含硫量為1.3%～2.0%，運行人員為了保證脫硫效率及SO2排放濃度合格，不斷升高漿液pH值。一方面，由于pH值較高（大于6.2）的情況下脫硫產物主要是CaSO3·1/2H2O，其溶解度很低，極易達到過飽和而結晶，形成很厚的垢層，造成系統嚴重結垢。隨著pH值的升高，CaSO3的溶解度明顯下降，而CaSO4的溶解度則變化不大。因此，隨著SO2的吸收，溶液pH降低，溶液中CaSO3的量增加，并在石灰石顆粒表面形成一層液膜，而液膜內部內部CaCO3的溶解又使pH值上升，溶解度的變化使液膜中的CaSO3析出，并沉積在石灰石顆粒表面，形成一層外殼，使顆粒表面鈍化[1]。故漿液pH值控制過高是本次#11號機組除霧器堵塞的次要原因。

（3）表1為今年石灰石的分析結果，可以看出，石灰石成分大量超標，最主要是MgO的含量太高，會對石灰石的品質造成明顯影響。石灰石活性的試驗結果也證實了這一點，從圖3可以看出，30 min時的pH還不到3.5，遠低于4.8的參考值。

石灰石品質差會導致石灰石難以充分反應，造成吸收塔漿液中的碳酸鈣含量明顯超標。近1個月的化學分析表明吸收塔漿液中的碳酸鈣含量基本在15%～25%，遠超過2%～3%的正常水平。吸收塔漿液中的碳酸鈣含量過高，也易造成系統的結垢和堵塞。故石灰石品質差是本次#11號機組除霧器堵塞的次要原因。

3 可采取的控制措施有

（1）因近段時間#11爐脫硫系統GGH、除霧器壓差異常增大，在運行中積垢難以清除，為保證脫硫的投運率及脫硫系統安全穩定運行，停運#11爐脫硫系統對GGH、除霧器進行離線人工高壓水清洗。

（2）脫硫系統停運期間，處理工藝水系統的閥門內漏缺陷，檢修人員做好設備維護工作，保證設備檢修質量。防止工藝水系統的閥門內漏；防止脫硫區域的雨水、衛生清洗水進入脫硫系統。保證除霧器正常的沖洗壓力，避免沖洗水閥長時間故障或堵塞。

（3）運行人員加強脫硫系統的運行監控，尤其是設備參數變化趨勢，及時發現潛在的問題，并分析原因、制定應對措施。定期對吸收塔漿液進行化學分析，保證吸收塔漿液成分正常。

（4）結合亞硫酸氫根和亞硫酸根的氧化反應，可以得出pH最佳值在5～6范圍內[1]。吸收塔漿液pH的控制應根據實際情況進行調整，并避免pH大的波動，最終應保證吸收塔漿液成分的正常，控制碳酸鈣含量在5%以內。

（5）采購合格的石灰石粉，并進行化驗分析，監控石灰石粉品質，絕不使用劣質石灰石粉。

（6）SO2濃度超過設計極限值后，將直接產生脫硫裝置無法全煙氣脫硫的結果，為保證裝置能運行，一般通過SO2設計排放總量反算需要脫出的煙氣量來考核裝置是否達到設計要求，在達到設計要求后再進行余量試驗，以測驗裝置最大的SO2處理能力[1]。在試驗結果未出來前，盡量燃用低硫煤。

（7）采用抑制或強制氧化技術將亞硫酸鈣的氧化率控制在小于15%或大于95%，以減少或消除結垢[1]，建議采用添加脫硫增效劑以提高脫硫效果。

4 效果

經執行以上措施后，#11號機組脫硫系統自3月底投運至今，脫硫效率長期維持在92%以上，除霧器及GGH堵塞壓差均在穩定、可控范圍內，未發生由于除霧器及GGH堵塞而被迫停運脫硫系統，保證了脫硫系統的安全穩定運行。

參考文獻

[1] 閻維平，劉忠，王春波，等.電站燃煤鍋爐石灰石濕法煙氣脫硫裝置運行與控制[M].北京：中國電力出版社，2005，10.endprint

摘 要：針對韶關發電廠#11號機組脫硫系統GGH嚴重堵塞現象，經分析得出本次GGH、除霧器堵塞的原因，并提出了防止再次出現堵塞情況的控制措施，保證了脫硫系統安全運行。

關鍵詞：GGH 堵塞原因 控制措施

中圖分類號：TM62 文獻標識碼：A 文章編號：1672-3791（2014）03（a）-0113-02

#11號機組脫硫系統經過近三個月的連續運行，GGH壓差有大幅升高的情況，投入高壓水加強沖洗，但效果不明顯。GGH壓差最大至1200 Pa，停運脫硫系統，GGH離線沖洗24小時后，投運脫硫系統，GGH壓差降至330 Pa，但運行6小時后，GGH壓差又增大至1050 Pa。

1 設備概況

#11機組脫硫裝置采用引進德國比曉芙技術的石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝。由#11爐引風機來的全部煙氣（原煙氣）經軸流式增壓風機增壓，經煙氣再熱系統降溫后進入吸收塔，在吸收塔吸收區內，煙氣中的SOx被霧化的吸收劑漿液吸收生成CaSO3，并在吸收塔漿液池中被鼓入的氧化空氣氧化生成石膏。脫硫后的煙氣（凈煙氣）在除霧器內除去煙氣中攜帶的漿霧后，經煙氣再熱系統將煙氣加熱至80 ℃以上排入煙囪。

煙氣換熱器為回轉再生式氣-氣換熱器（GGH）30.5 GVN 510型，為了清潔和保證GGH的煙氣壓降，系統配備了壓縮空氣吹掃系統、高壓水和低壓水清洗系統。

吸收塔由吸收塔漿池和吸收區組成，布置3層噴淋層、兩級除霧器。

2 根據現象，分析其原因

2.1 GGH堵塞原因

#11號機組從2012年1月30日投入運行后就出現了GGH阻力逐步增大的情況，GGH的單側壓差從200多Pa逐步增大到2月底的400多Pa。進入3月份后，GGH壓差增大的速度明顯加快，至3月10日，GGH單側壓差均超過1000Pa。與此同時，除霧器的阻力也是明顯增大的，投運初期除霧器的壓差不到100Pa，目前壓差已高達接近600Pa。（圖1）顯示了GGH和除霧器壓差不斷上升的情況。

除霧器的正常運行對控制GGH的堵塞至關重要，除霧器若發生堵塞，會導致流經除霧器的煙氣流場異常，除霧器的效果會受到明顯影響，大量的漿液會進入GGH，從而導致GGH的堵塞。GGH經離線沖洗后壓差下降，但運行6小時后，GGH壓差又快速增大，故本次#11機脫硫GGH堵塞的原因十分明確，是由于除霧器堵塞導致GGH的快速堵塞。

2.2 除霧器堵塞原因

（1）除霧器沖洗的作用有兩個：一是保證除霧器的清潔，二是控制吸收塔的液位。通過檢查近期除霧器沖洗的歷史記錄發現，除霧器的沖洗頻率嚴重不夠，還不到必要沖洗頻率的四分之一，導致大量石膏附著在除霧器上，造成除霧器堵塞。除霧器沖洗頻率不夠是因為系統的水平衡出現了問題，即有大量的水通過其它渠道進入吸收塔，導致吸收塔的液位始終較高。經查水平衡出現問題的原因主要有兩點：一是吸收塔入口煙道的沖洗水量偏大；二是工藝水系統的閥門存在內漏。故由于系統的水平衡出現問題而導致除霧器得不到足夠的沖洗是本次#11號機組除霧器堵塞的主要原因。

（2）設計煤種含硫量為1.2%，因煤炭采購問題，目前燃煤含硫量為1.3%～2.0%，運行人員為了保證脫硫效率及SO2排放濃度合格，不斷升高漿液pH值。一方面，由于pH值較高（大于6.2）的情況下脫硫產物主要是CaSO3·1/2H2O，其溶解度很低，極易達到過飽和而結晶，形成很厚的垢層，造成系統嚴重結垢。隨著pH值的升高，CaSO3的溶解度明顯下降，而CaSO4的溶解度則變化不大。因此，隨著SO2的吸收，溶液pH降低，溶液中CaSO3的量增加，并在石灰石顆粒表面形成一層液膜，而液膜內部內部CaCO3的溶解又使pH值上升，溶解度的變化使液膜中的CaSO3析出，并沉積在石灰石顆粒表面，形成一層外殼，使顆粒表面鈍化[1]。故漿液pH值控制過高是本次#11號機組除霧器堵塞的次要原因。

（3）表1為今年石灰石的分析結果，可以看出，石灰石成分大量超標，最主要是MgO的含量太高，會對石灰石的品質造成明顯影響。石灰石活性的試驗結果也證實了這一點，從圖3可以看出，30 min時的pH還不到3.5，遠低于4.8的參考值。

石灰石品質差會導致石灰石難以充分反應，造成吸收塔漿液中的碳酸鈣含量明顯超標。近1個月的化學分析表明吸收塔漿液中的碳酸鈣含量基本在15%～25%，遠超過2%～3%的正常水平。吸收塔漿液中的碳酸鈣含量過高，也易造成系統的結垢和堵塞。故石灰石品質差是本次#11號機組除霧器堵塞的次要原因。

3 可采取的控制措施有

（1）因近段時間#11爐脫硫系統GGH、除霧器壓差異常增大，在運行中積垢難以清除，為保證脫硫的投運率及脫硫系統安全穩定運行，停運#11爐脫硫系統對GGH、除霧器進行離線人工高壓水清洗。

（2）脫硫系統停運期間，處理工藝水系統的閥門內漏缺陷，檢修人員做好設備維護工作，保證設備檢修質量。防止工藝水系統的閥門內漏；防止脫硫區域的雨水、衛生清洗水進入脫硫系統。保證除霧器正常的沖洗壓力，避免沖洗水閥長時間故障或堵塞。

（3）運行人員加強脫硫系統的運行監控，尤其是設備參數變化趨勢，及時發現潛在的問題，并分析原因、制定應對措施。定期對吸收塔漿液進行化學分析，保證吸收塔漿液成分正常。

（4）結合亞硫酸氫根和亞硫酸根的氧化反應，可以得出pH最佳值在5～6范圍內[1]。吸收塔漿液pH的控制應根據實際情況進行調整，并避免pH大的波動，最終應保證吸收塔漿液成分的正常，控制碳酸鈣含量在5%以內。

（5）采購合格的石灰石粉，并進行化驗分析，監控石灰石粉品質，絕不使用劣質石灰石粉。

（6）SO2濃度超過設計極限值后，將直接產生脫硫裝置無法全煙氣脫硫的結果，為保證裝置能運行，一般通過SO2設計排放總量反算需要脫出的煙氣量來考核裝置是否達到設計要求，在達到設計要求后再進行余量試驗，以測驗裝置最大的SO2處理能力[1]。在試驗結果未出來前，盡量燃用低硫煤。

（7）采用抑制或強制氧化技術將亞硫酸鈣的氧化率控制在小于15%或大于95%，以減少或消除結垢[1]，建議采用添加脫硫增效劑以提高脫硫效果。

4 效果

經執行以上措施后，#11號機組脫硫系統自3月底投運至今，脫硫效率長期維持在92%以上，除霧器及GGH堵塞壓差均在穩定、可控范圍內，未發生由于除霧器及GGH堵塞而被迫停運脫硫系統，保證了脫硫系統的安全穩定運行。

參考文獻

[1] 閻維平，劉忠，王春波，等.電站燃煤鍋爐石灰石濕法煙氣脫硫裝置運行與控制[M].北京：中國電力出版社，2005，10.endprint