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摘要: 在石灰石—石膏湿法脱硫工艺中，设备经常发生磨损、结垢堵塞、腐蚀等缺陷，严重时会影响到脱硫设施的投入率。根据生产实际对容易发生的缺陷原因进行分析，提出解决方案和对策措施，并在原有设备的基础上提出改进建议，提高设备的可靠性。
国电康平发电有限公司2 × 600 MW 机组锅炉为超临界直流炉，每台炉配备双室五电场静电除尘器，除尘效率大于99. 83%，烟气脱硫采用的是石灰石—石膏湿法脱硫，脱硫效率大于95%。整套脱硫装置由烟气系统、吸收塔系统、石膏脱水系统、石灰石粉制备浆液系统、废水处理系统、工艺水系统、事故浆罐及浆液疏排系统和相应的电气和控制系统组成。该系统自2009 年8 月完成168 h试运以来，总的运行情况良好，但也经常发生一些缺陷及设备磨损、结垢堵塞等问题，影响脱硫系统的投入。电厂专业人员根据现场实际情况逐步摸索，积累出一些成功的经验及解决问题的方法，并提出了进一步的改进措施。
1 GGH 转子部件与固定部件刮卡
1. 1 刮卡现象
为降低进入吸收塔的烟气温度及提高进入烟囱的烟气温度，目前已投运的湿法烟气脱硫装置大多数设置了回转式烟气换热器( GGH) ，康平发电有限公司烟气脱硫装置安装了2 台由哈尔滨锅炉厂生产的GGH。GGH 在空负荷运行时，转子运行正常，电动机电流平稳，参数在正常范围内，但随着机组负荷的升高( 一般超过500 MW) 后，电动机电流出现周期性脉冲式升高，如机组负荷继续升高，电动机电流超过额定值跳闸，脱硫系统被迫退出运行。打开GGH 人孔进入内部检查，发现转子径向密封片有刮痕，环型旁路密封片撬起，转子密封角钢少部分有刮痕。
1. 2 原因分析
a． 支撑轴承或导向轴承固定不牢固或强度不够，GGH 转子转动时，发生晃动，由于转子直径很大，轴承部位轻微晃动传递到转子边缘，就会发生较大的位移，使安装在转子边缘的密封角钢和固定部位发生刮碰。
b． 转子角钢表面车削不平，未处同一个水平面上，部分高出部位运行时发生碰触。
c． 机组升负荷过快。由于转子部分面积较大，受热不均匀，GGH 转子受热后膨胀会发生反蘑菇状变形，边缘向上升起，温升越快变形量越大，超过预留膨胀空间便会发生刮卡。这就是导致GGH 空负荷运行良好，而随着负荷快速升高，电动机电流上升，最后发生转子卡死的直接原因。
d． 由于施工质量原因，GGH 壳体部分位置的圆度不够，距离转子间隙过小，不能够满足转子的径向膨胀。
e． 由于设计原因，转子距离旁路密封片和扇板的间距过小。为减少原烟气向净烟气侧的漏风量，设计按理论值为23 mm，而检查摩擦部位，转子边缘最大膨胀量为40 mm，这是转子发生卡死的主要原因。
f． 转子蓄热片结垢积灰后阻力增加，原烟气和净烟气的流动形成侧翻力，增大了转子的晃动，造成刮卡，随着GGH 运行时间的增长，刮卡现象越来越严重。
1. 3 采取的措施
a． 重新调整支撑轴承和导向轴承支座，使转子各部位的间隙相同，对强度不够的部位进行加固。
b． 对转子角钢表面高度重新测量，确定基准面后，重新车削，使角钢上下两面分别处在同一水平高度。
c． 机组升负荷时，要考虑GGH 的膨胀时间，GGH 受热时边缘先向上隆起，随着全部受热后，边缘向下回落，缓慢加负荷，注意观察电动机电流，发现超流立刻停止加负荷，待GGH 受热均匀后再加负荷。兼顾GGH 本身特性，运行调度要全面考虑，不能只重视机组负荷而忽视脱硫设施。
d． 调整扇形板的高度，把转子角钢和扇形板之间的间隙调整为40 mm，虽然漏风量增大，降低了脱硫效率，但为了保证GGH 的正常运行还是有必要的。
e． 虽然无法避免GGH 蓄热片结垢，但应采取有效措施减少GGH 蓄热片结垢和积灰，当结垢严重时应及时清理。
2 喷淋层喷嘴堵塞
2. 1 原因分析
部分喷淋层喷嘴堵塞后，浆液分布不均，对脱硫效率影响很大。喷淋层喷嘴堵塞主要是吸收塔浆液中存在大颗粒杂质，运行时通过浆液循环泵进入喷淋层喷嘴，由于喷嘴为倒锥体，杂质卡在喷嘴上，日积月累造成喷嘴堵塞。杂质的产生主要途径: 一是系统中残留的工业垃圾; 二是因操作控制的原因，系统紊乱积垢生成颗粒较大的杂质; 另外也存在衬胶管路损坏后，脱落的胶片被浆液带入喷嘴。
2. 2 处理措施
a． 在每次大小修后，彻底清理脱硫工艺系统，同时控制好制浆系统、脱水系统以及地坑排水至吸收塔的污染物，避免杂质残留在系统内造成喷淋层喷嘴堵塞。
b． 提高锅炉电除尘器的效率和可靠性，减少烟气中的粉尘进入脱硫工艺系统。
c． 运行控制吸收塔浆液中石膏过饱和度最大不超过140%，避免积垢形成杂质。
d． 选择合理的pH 值运行，浆液的pH 值对系统结垢的影响程度较高，浆液的pH 值高，有利于碱性溶液与酸性气体之间的化学反应，对脱除SO2有利，但对脱硫的氧化会起抑制作用，适当降低并保持相对稳定的pH 值，可以抑制H2SO3分解为SO2 －3，使反应物大多为易溶性的Ca ( HSO3)2，从而减轻系统内的结垢倾向。保证吸收塔浆液的充分氧化，避免形成积垢。
e． 定期向吸收剂中加入添加剂，如镁离子、乙二酸等，缓解垢物的生成。
f． 在长期低负荷的情况下，不要长期停运喷淋层，应定期切换，防止烟尘及石膏附着在喷嘴上造成喷嘴堵塞。
g． 检修时对循环泵入口滤网认真检查，发现损坏及时处理。
3 浆液循环泵机械密封经常损坏
浆液循环泵的机械密封是浆液循环泵的易损件，但如果使用周期过短，不但影响泵的正常投入，而且影响文明生产水平和增加维护人员的工作量，更大大增加了泵的维护费用。国电康平发电有限公司脱硫装置采用的是从德国进口的KSB 泵，原装进口的机械密封每套价格约10 万元，国产机械密封每套价格也在3 万元左右，因此延长机械密封的使用寿命对降低生产成本很有必要。
3. 1 易损原因
a． 浆液是容易沉淀物质，浆液进入机械密封内部后，在橡胶圈处结垢，影响橡胶圈的滑动和弹性，使动静环之间间隙增大，一旦有浆液进入间隙中，机械密封马上磨损。
b． 原装的循环泵无机械密封冷却水，在高浓度的浆液环境中使用，机械密封温度高，磨损严重，缩短了机械密封的正常使用寿命。
c． 进口机械密封装配精细，当泵的轴承游隙稍有增大后，轴运行中晃度增大，机械密封容易损坏。
d． 浆液循环泵停运后，机械密封处的浆液冲洗不干净，长时间停运，机械密封动静部发生结垢，再启泵运行时，机械密封损坏。
e． 安装操作不当，安装间隙调整不好。
3. 2 延长使用寿命的措施
a． 为降低更换机械密封的成本，把进口机械密封国产化，与产品质量可靠、技术能力强的生产厂家合作，对损坏的机械密封修复，只更换损坏的动、静环和密封胶圈。
b． 对机械密封进行改进，增加冷却水管和冷却水室，使冷却水在浆液和机械密封之间形成隔离层，减轻浆液磨损转动部件及避免浆液沉积; 增大静环凸槽内口直径，以免泵轴承少量磨损时机械密封动、静环损坏。
c． 请机械密封厂家人员亲自到现场指导安装工作，避免人为原因损坏。
d． 注意运行操作。启泵前先开启冷却水门，再启泵; 停泵后应行将管路内的浆液冲洗干净后，再停冷却水和循环泵; 短时间停泵或运行中冷却水中断，应先检查机械密封的温度，不能在温度较高的情况下投冷却水，以免动、静环损坏。
4 浆液循环泵叶轮磨损
浆液循环泵叶轮是脱硫装置的主要消耗部件，由于使用周期短，备件价格高使脱硫运行维护成本提高。国电康平发电有限公司使用的KSB 泵，每只进口叶轮价格在50 万元以上，使用周期为2 年，维护费用电厂无法承受。
4. 1 磨损原因
a． 石灰石粉颗粒较大，对叶轮形成冲刷。从磨损后的叶轮检查来看，这是叶轮磨损严重的主要原因。
b． 泵扬程偏大，存在气蚀现象。叶轮的背部及产生涡流处磨损较严重可以证明这一点。
4. 2 采取的措施
a． 用国产叶轮替代进口叶轮。目前湖北襄樊五二五公司设计制造的特种耐蚀、耐磨全合金浆液循环泵，在国内同行业使用中，反响都不错，完全可以替代进口叶轮，价格只是进口叶轮的三分之一。
b． 采用叶轮表面陶瓷修补技术，在叶轮使用一年后对叶轮进行修补，达到叶轮翻新的目的，此种方式相比叶轮国产化的成本还要低一些。
c． 运行中要保证石灰石粉的颗度达到标准，不合格产品不许进厂。
5 除雾器运行中压差大
脱硫系统在运行中，发生过除雾器严重积垢的问题，除雾器的压差由原有的不到100 Pa 上升到400 Pa，并且有迅速升高的趋势，加强冲洗已无法恢复正常值，严重威胁设备系统的安全，系统停运后检查除雾器，积垢已非常严重。
5. 1 原因分析
造成除雾器结垢和堵塞的原因有很多，除受除雾器自身的叶型、冲洗水压、冲洗水量、冲洗覆盖率、冲洗周期影响外，还与化学反应过程、被处理烟气的含固量、烟气流速和其他外因有关。其中化学反应过程对除雾器的运行性能有很大的影响，当烟气通过除湿装置时，其中的SO2与除雾器表面的浆液会发生SO2的吸收反应，会形成大量的亚硫酸盐和硫酸盐，经过一定时间以后将会发生结垢现象。
a． 从除雾器各级叶片结垢的情况来看，喷淋层喷嘴堵塞往往是除雾器叶片结垢的主要原因。喷淋层喷嘴大面积堵塞，烟气的穿透力增强，烟气携带大量浆液颗粒上行，这部分烟气温度相对较高，很容易将灰垢留在叶片上。这时如果还按原有的冲洗频率、冲洗水量冲洗，已经不能满足除雾器叶片的冲洗需要，积灰迅速在S 型叶片的腰中堆积，这部分积灰在叶片上结晶产生石膏垢，在只有0. 2MPa 左右的冲洗水压下，已很难将除雾器彻底冲洗干净，除雾器工况持续恶化，最终导致除雾器压差严重超标。
b． 在检查中发现，第一级除雾器迎风面叶片屋脊顶部最为严重，这与除雾器冲洗喷嘴冲洗模型有一定关系，设计要求喷嘴与叶片最大距离在1 m以内，而喷嘴距屋脊处的距离较远，冲洗效果相对较差，冲洗不足的部位易形成结垢，一旦叶片上形成晶粒基体，很快会在此基础上长大，这是除雾器屋脊顶部易结垢的主要原因。
c． 在运行中，烟气的流速对除雾器的性能有很大的影响。保持较高的烟气流速可以得到较好的分离效果，但一旦超过临界流速会造成除雾器液滴二次携带。
d． 除雾器塔体处的结垢是除雾器叶片结晶物的外延，靠近塔体的叶片上石膏缓慢地生长，最终扩展到塔体上，并进一步生长产生大量的结垢。
e． 检查除雾器冲洗模型，部分喷嘴喷出的为水柱，并不是扩散开的水幕，不能有效覆盖叶片，存在盲区。
5. 2 处理措施
a． 利用停炉机会，采用人工敲打方式对除雾器叶片进行彻底清理，并逐一检查除雾冲洗喷嘴，更换损坏喷嘴，确保除雾器的冲洗效果。
b． 尽量消除除雾器的结垢现象。一般情况下，除雾器发生结垢的原因是在氧化程度低下，甚至无氧化发生的条件下生成的一种反应物Ca ( SO3)0. 8(SO4)0. 21 /2H2O，称为CSS 软垢，使系统发生堵塞。而控制氧化是目前采取的一个有效方法。实验研究证明，当亚硫酸钙的氧化率为15% ～ 95%，钙的利用率低于80% 时，硫酸钙容易结垢，采用抑制或强制氧化的方法将氧化率控制在小于15%或大于95%，可有效控制硫酸钙结垢。
c． 采取有效措施，保证喷啉层喷嘴可靠运行，使浆液均匀完整地覆盖喷淋层，减少热烟气逃逸和浆液过量携带。
d． 第一级除雾器叶片的负载最大，后面的叶片负担相对较轻。因此，修改除雾器冲洗功能组，增加第一级冲洗的频率和冲洗时长，调整合适的二级冲洗模式，达到最佳的冲洗效果。
e． 合理控制吸收塔浆液池的液位，确保除雾器能及时冲洗。
f． 通过运行调节，尽量保证除雾器在合适的参数状态下运行，以保证达到最好除雾性能，并保证除雾器不发生结垢和堵塞。
g． 加强除尘器的管理，提高除尘器的效率和可靠性，严格控制烟气中的含尘量，减轻灰尘对脱硫系统的污染。
h． 定期检验除雾器的压差变送器，为运行提供准确的判断，及时采取措施，确保除雾器在清洁的状态下运行。
6 GGH 积垢堵塞
国内原设计、安装的大多数石灰石—石膏湿法脱硫装置配有GGH，不但增加了脱硫系统投资和运行电耗，而最大的问题是普遍存在GGH 换热元件堵塞严重而大大降低脱硫系统的可靠性和脱硫效率。
6. 1 GGH 积垢情况
转子换热元件冷端最外圆弧的区域积垢最为严重，垢物非常致密、坚硬，占整个换热元件截面的25%，损失非常大。其他区域也有比较多的积垢，转子换热元件的热端相对比较干净。
6. 2 原因分析
a． 近年来由于电煤供应紧张，原设计煤种已不能充分供应，电厂被迫掺烧设计外煤种及劣质煤，降低了静电除尘器的除尘效果，烟气系统含尘量偏大，造成GGH 换热元件积灰的可能性大大增加。
b． 除雾器在运行中，有一定数量的石膏浆液透过除雾器逃逸，进入GGH 换热元件，这部分浆液较难清除，很容易在GGH 换热元件上附着固化。
c． GGH 是旋转设备，运行中外圆的线速度最高，吹灰吹扫时作用在外圆的时间相对最短，由于外圆上积灰最为严重，吹灰不彻底，在GGH 换热元件的外圆上日积月累形成最为严重的附着物。
d． GGH 在线冲洗设备本身缺陷，康平发电有限公司吹灰器采用的是落后的摆臂式吹灰器，存在刮卡现象，喷嘴距离也较大，达不到预期的吹灰效果。
6. 3 采取的措施
a． 加强电除尘器的维护，严格控制电除尘器的投入率和除尘效率，使除尘器保持长期高效运行，控制进入脱硫系统的烟气含尘量。
b． 对吹灰器进行改造，把摆臂式吹灰器改为伸缩式吹灰器，提高设备的运行稳定性。
c． 利用机组停运机会，对GGH 换热元件采用高压水进行人工彻底清理，清除残余的积垢。
d． 加强GGH 烟气出入口压力变送器的维护，以便随时掌握换热元件的结垢情况，适当增加高压水冲洗的次数。
e． 每次停炉都要对吹灰器喷嘴进行检查和清理，对高压水泵滤网要定期检查和清理。
7 石膏脱水系统故障
7. 1 系统常见故障
a． 旋流分离器管路磨损及喷嘴脱落。由于旋流分离器是靠离心作用使石膏与水分离，因此浆液流速高，管路磨损快，使喷嘴受振动和冲击，容易松动和脱落。
b． 真空皮带容易跑偏。造成皮带跑偏的因素很多，主要有: 安装质量原因使各托辊不平行;个别托辊磨损或轴承损坏，转动阻力加大; 调偏托辊松动或调整不到位。
c． 滤布损坏。由于滤布在运行中始终处于反复自动调偏中，总在左右摆动，使滤布出现纵向褶皱，长期运行后，褶皱部位磨损，形成纵向裂口。另外有杂物落入滤布中，也会发生滤布损坏。
7. 2 预防措施
a． 适当控制旋流分离器浆液的流速，减少设备磨损; 经过检查喷嘴，发现松动及时安装牢固。
b． 经常检查托辊，发现转动不灵活及时更换轴承; 对托辊平行度和水平度进行找正; 缓慢调整调偏托辊的手轮，长时间观察找正。
c． 把滤布调偏行程控制在最小范围内; 通过技术改造增加去皱托辊; 经常巡视检查，有松的部件及时固定，防止脱落后掉入滤布中; 发现滤布有异物要及时停运设备，清除并查明原因后再启动设备。
8 结束语
石灰石—石膏湿法脱硫装置运行中的常见故障还有很多，本文只介绍一些较重大的故障，并结合生产实际分析了问题的原因，并有针对性地从工艺设计、设备结构、操作控制等方面提出解决方案和对策措施，提高设备的可靠性和降低维护成本，对今后脱硫系统的检修和维护具有一定的指导意义。
参考文献:
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［3］ 况延良． GGH 堵灰原因分析及处理［J］． 东北电力技术，2010，31 ( 4) : 2 － 5．
［4］ 朱光涛． 石灰石—石膏湿法烟气脱硫技术的应用［J］． 东北电力技术，2002，23 ( 12) : 4 － 7．
［5］ 周至祥，段建中，薛建明． 火电厂湿法烟气脱硫技术手册［M］． 北京: 中国电力出版社，2006．
（2011 年第10 期 东北电力技术 侯佳，李宜娟 国电康平发电有限公司）
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