GGH 结垢成因简析（××发电有限责任公司，浙江）【摘 要】本文简介了××发电有限责任公司#1脱硫系统GGH 检修过程中碰到的受热面结垢情况，对其成因做了机理分析，并提出了相应的处理办法。

【关键词】GGH 积灰结垢1. 前言1.1设备状况简介1.1.1××发电有限责任公司30MW 机组锅炉按引进的美国B&W 公司RB 锅炉技术标准设计制造,为亚临界参数、自然循环、一次中间再热、固态排渣、单炉膛单锅筒锅炉，露天戴帽布置。

设计燃料为淮南烟煤。

每台锅炉各配一套湿法烟气石灰石-石膏脱硫系统。

烟气处理能力为一台锅炉100%BMCR 工况时的烟气量。

1.1.2 GGH 容克式烟气加热器： 30.5-V-SMRC、 波型：DNF 形式：搪瓷表面传热元件 气流布置：原烟气向下 转速（运行/清洗）：1.12/0.25r/min换热面积：23000m 2,布置形式：主轴立式，旋转方向：逆时针，总泄漏量：<0.5%、 1.1.3吹灰器：戴蒙德耗气量：20m 3/ min，工作压力：0.7MPa，伸缩长度：2.3m，功率：0.75KW 1.1.4高压水泵：452～P45常规流量：8.82t／h 最高工作压力：10.5MPa 电机功率：37KW 转速：750r/min1.2 在烟气加热器(统称GGH)转子中，传热元件紧密排列在篮子框架中，传热元件具有一定的流通通道，原烟气和净烟气从传热元件的流通道通过。

当转子转动到原烟气侧时，传热元件吸收原烟气的热量。

当转子旋转到净烟气侧时，传热元件释放热量，并加热净烟气。

用它将未脱硫的原烟气（一般为130~150℃）去加热已脱硫的净烟气，一般加热到80℃左右，然后排放，以避免低温湿烟气腐蚀烟道、烟囱内壁，并可提高烟气抬升高度。

此种加热系统的主要缺点是烟气的泄漏、粉尘的黏附与堵塞，及热烟气会冷凝部分硫酸在蓄热板上并带到烟气中，因此需配套有密封装置和清洗装置（压缩空气、低/高压水）。

2. 积灰、结垢情况图一 GGH 上部受热面 如图1所示，转子受热面上部从中心筒开始向外分三个区域，正好对应吹灰器三个喷嘴的吹扫范围。

其中间的区域采样为软垢，内侧区域为硬垢。

消防水冲过后，中间区域的软垢被冲掉，传热元件表面的结垢情况可分为内侧1/3最硬区和外侧较硬区。

结垢层从上到下只有图3 GGH 下部原烟气侧10cm 左右。

转子受热面下部普遍比较干净。

GGH 框架篮子金属腐蚀严重。

3. 机理分析3.1 在湿法烟气脱硫中，SO 2 的主要化学反应如下3.1.1 金属氧化物，如MgO、ZnO、MnO、CuO 等，对SO 2均有吸收能力→ → → H 2O+SO 2← H 2SO 3 ← H +HSO 3 ← 2H ++ SO 323.1.2 一般认为，SO 2溶于水形成亚硫酸, 温度升高时，反应平衡向左移动 SO 2同氧化剂反应生成SO 3 ，在催化剂的作用下，可加速SO 2氧化成SO 3的反应。

在水中，SO 2经催化剂作用被迅速氧化成SO 3，并生成H 2SO 4： 催化剂 SO 2+1/2O 2─────→SO 3 催化剂SO 2+1/2O+H 2O─────→ H 2SO 42MeOH +SO 2 ─→Me 2SO 3+H 2OMe 2SO 3+SO 2+H 2O ─→ 2MeHSO 3Me 2SO 3+MeOH ─→ Me 3.1.3 SO 2及易与碱性物质发生化学反应，形成亚硫酸盐。

碱过剩时生成正盐；SO 2过剩时形成酸式盐。

亚硫酸盐不稳定，可被烟气中残留的氧气氧化成硫酸盐： Me 2SO 3+1/2O 2─→MeSO 42SO 4+H 2O3.1.4 亚硫酸钙/硫酸钙沉淀 CaSO 3·12H 2O 及CaSO 4·2H 2O 微溶，将作为固体沉淀出来Ca＋＋＋SO 3＋12H 2O→CaSO 3·12H 2O亚硫酸钙-晶体，易碎“片晶”→形成树簇状物“花瓣形物”，硫酸钙-“粒状”晶体→比亚硫酸钙大编号试验项目 单位1＃炉GGH 进口烟道垢样 试验依据1 酸不溶物 % 2.21 SD 202-862 450℃灼烧减（增）量% 5.923 900℃灼烧减（增）量% 6.31 SD202.5-864 Al 2O 3 % 12.175 CuO % 06 CaO % 21.307 Fe 2O 3 % 46.568 K 2O % 0.039 MgO % 4.07 10 MnO 2 % 0.47 11 Na 2O % 2.09 12 P 2O 5 % 0.45 13 TiO 2 % 0.29 14 SiO 2 % 4.91 15 ZnO % 0.03 16 合计 % 106.8 美国EPAmethod200.7表1 电力试验研究所试验报告3.2 垢样化验GGH 是湿法脱硫工艺的一项重要设备，由于热端烟气含硫最高、温度高，而冷端烟气温度低、含水率大，故GGH 换热元件需用耐腐蚀材料搪瓷钢。

而换热元件框架（俗称篮子）也应为考登钢或不锈钢。

此次检修匪夷所思的是篮子垢下腐蚀严重，考虑到本单位化验能力，因此取样交浙江省电力试验研究所化验。

主要想了解垢样的酸碱度，主要化学成分，熔点特性，溶解性及溶解度特性，提供较佳的溶剂种类，该溶剂最好水溶，以方便在水洗受热面时加入。

化验结果如表1所示。

成分排在第二位的是Ca，这给分析结垢原因提供了突破图4 软垢口。

3.3 结垢成因分析3.3.1 原烟气侧硫酸可能成因煤燃烧时除生成SO 2以外，还生成少量的SO 3，烟气中SO 3的浓度为10~40ppm。

由于烟气中含有水（4%~12%），生成的SO 3瞬间内形成硫酸雾。

当温度低于酸露点时，硫酸雾凝结成硫酸附着在设备的内壁上。

3.3.2 净烟气侧硫酸可能成因图5 硬垢 经湿法脱硫后的烟气从吸收塔出来一般在46~55℃左右，含有饱和水汽、残余的SO2、SO3、HCl、HF、NOx，其携带的SO42-/sup>、SO32-盐等会结露。

因此，被净化的气体在离开吸收塔之前要用折流板除雾器进行除雾。

对于除雾器设置冲洗水，间歇冲洗除雾器。

低温下含饱和水蒸气的净烟气很容易产生冷凝酸，据有关资料显示，在净烟道或烟囱中的凝结物PH 值约为1~2之间，硫酸浓度可达60%，具有很强的腐蚀性。

3.3.3 表面垢的形成亚硫酸钙和硫酸钙在水中的溶解度很小，都会形成高度过饱和溶液。

亚硫酸钙和硫酸钙的种子晶体按相关化学反应生成CaSO 3·1/2H 2O 软垢；烟气中的CO 2的再碳酸化，可能生成CaCO 3沉淀物。

一般烟气中，二氧化碳的浓度达到10%以上，是SO 2浓度的50~100倍。

脱硫塔中部分SO 32-和HSO 3-被烟气中剩余的氧气氧化为SO 42-,最终生成CaSO 4·2H 2O 沉淀。

CaSO 4·2H 2O 的溶解度较小（0.223g/100g 水，0℃），易从溶解中结晶出来，在部件表面上形成很难处理的硬垢。

可以说，GGH 的表面结垢和堵塞，其原因是烟气中的氧气将CaSO 3氧化成为CaSO 4（石膏），并使石膏过饱和。

4. 处理图6 消防水冲洗后在湿法烟气脱硫中，GGH 发生结垢和堵塞，已成为FGD 能否正常长期运行的关键问题。

为此，首先要弄清楚结垢的机理，影响结垢和造成堵塞的因素，然后有针对性地从工艺设计、设备结构、操作控制等方面着手解决。

4.1 传热元件的清扫方法在GGH 的上下部位可通过正常的吹灰、在线高压水冲洗、离线高压水冲洗、离线低压水冲洗，进行清洁传热元件。

4.1.1蒸汽/压缩空气清扫。

绝大多数黏附物可以通过压缩空气清除。

4.1.2高压水冲洗。

长期积累下来的、不能通过正常吹灰而清除的黏附物，导致了烟气阻力的升高。

当烟气阻力升高值达到原设计值的50%时，可以进行在线高压水冲洗。

通过在线水冲洗可以将压降恢复到原设计值。

在线高压水冲洗的频率取决于净烟气中的水分含量和原烟气中残留的飞灰和氧化硫的含量。

冲洗水的压力为10MPa。

4.1.3低压水冲洗。

在GGH 长期停机前，必须采用低压水冲洗，除去转子上沾附的酸性沉积物、水冲洗可以冲走大量的酸性物。

图7 专业高压水冲洗后4.2 2006年1月13日上午10点20分正式进行#1GGH 水冲洗。

原定开除雾器冲洗水系统用低压水离线冲洗，发现水量不够，改用消防水反复冲洗。

结果不满意，考虑消防水压力不够以及冲洗必需专用设备，联系北京高压水冲洗专业施工队。

2006年1月17日下午16点进行#1GGH 吹灰器及高压水系统试运。

GGH 受热面清洁程度大有改观。

北京高压水冲洗1月23日下午开始进场工作。

1月26日结束。

如图6和图7所示。

4.3 #1GGH 吹灰器及高压水系统试运。

试运的目的是为了进一步确认GGH 受热面积灰结垢原因，并试运高压水冲洗系统的效果。

转子受热面上部内侧区域为硬垢,后经检查发现吹灰器喷嘴有堵塞。

高压水喷嘴也有部分堵，特别是靠近中心筒部位。

高压水喷嘴有部分堵，造成的冲洗效果很明显。

没堵的喷嘴吹扫区域较干净。

中心筒部位喷嘴堵可能高压水流至该处压力也已偏低。

现全部疏通。

吹灰器行程及进退满足要求.高压水冲洗管行程及进退满足要求。

5. 结语5.1 在运行操作方面，控制吸收塔中水份蒸发速度和蒸发量，控制石灰石浆液的PH 值，控制石灰石浆液中易于结晶的物质不要过饱和；严格除尘，控制烟气进入吸收系统所带入的烟尘量。

保证强制氧化系统正常4，并保持足够的浆液含固量（大于12%），以提高石膏结晶所需要的晶种。

及时按特定程序用工艺水对除雾器进行冲洗。

5.2 在检查检修方面，要选择并更换表面光滑、不易腐蚀的材料。

及时疏通除雾器及冲洗喷嘴，保持除雾器清洁。

每次GGH 检修项目增加喷嘴疏通签证点；5.3 通过几种冲洗方式的使用情况分析，建议以后GGH 停用前进行高压水冲洗；5.4 吹灰器气源压力铭牌标称0.7MPa，但就地压力能否达到很成问题。

现吹灰器压力调整已调节到最大。

与吹灰器厂家人员探讨，在现实的情况下，是否根据喷嘴与受热面距离、吹灰实际压力，更改喷嘴形式设计。

厂家人员已把这一意见带回技术部门研究。

5.5净烟气再热后的温度仍然处在酸露点以下。

这种情况在很多电厂的大型脱硫系统中出现，连州电厂如此，在我国最早应用湿法石灰石/石膏法的华能珞璜电厂也如此。

2001年珞璜电厂FGD 系统停运，检查FGD 后的尾部烟道时发现，一些边角位置的钢板被腐蚀得如薄纸，有些部位甚至腐蚀光。

因此如何选择净烟气温度，仍是一个值得探讨的课题。