锅炉脱硫烟气再加热器故障分析
烟气再加热器是目前国内脱硫系统中故障率最高的设备，也是目前影响脱硫系统设备可靠性的重要设备之一，其主要有以下几个方面的问题：
一、烟气再加热器堵塞问题
（1）烟气中的烟尘含量较高
进入烟气再加热器原烟气粉尘浓度高，GGH蓄热片表面积灰，加上吹扫不及时，导致飞灰板结堵塞，飞灰具有水硬性，飞灰中含有煤中石灰石在锅炉高温下煅烧产生的CaO，CaO的存在可以激发飞灰的活性。换热板上沉积的硫酸钙（CaSO4）、冷凝产生的H2SO4、飞灰和CaO相互反应形成类似水泥的硅酸盐，经过长时间逐渐硬化，即使用高压水冲洗也很难清除。
粉尘浓度高主要有三方面原因：其一，是煤质的问题，煤炭市场紧张，燃煤灰分较高，煤质差燃煤量高，进除尘器总灰量大、入口浓度高，烟气量大，除尘器内烟气流速高、除尘效果不好或掺烧飞灰特性改变，除尘效率降低；其二，设备问题，除尘运行较久，效率降低，除尘器后飞灰浓度高；其三，时段及设计问题，建设较早的除尘器，因时段要求 不高、设计效率低，除尘器出口浓度不满足脱硫入口小于200mg/m3（标态下）要求。
（2）循环浆液倒灌
脱硫系统启动，吸收塔未进烟，先启动循环泵时，因吸收塔入口烟道的设计角度小，烟道短，浆液液滴随气流从吸收塔入口飘入GGH，甚至有从吸收塔倒灌进GGH,增压风机启动后，经热烟气蒸发，浆液蒸干后在蓄热片表面黏附、结垢。
（3）吸收塔带浆
因吸收塔循环浆液局部雾化太细、塔内烟气流速高、除雾器除雾效果不好等因素，部分浆液雾滴随烟气从吸收塔出口进入GGH，在其蓄热片表面黏附，结垢堵塞。
（4）吸收塔起泡溢流
吸收塔液面产生大量的泡沫。而液位测量无法反映出液面上虚假部分，造成泡沫从吸收塔原烟气入口倒流入GGH，导致GGH堵塞。高温原烟气穿过GGH时，原烟气中的灰尘首先被吸附在泡沫中上，随着泡沫水分的蒸发进而黏附在换热片表面，其次是泡沫中携带的石灰石和石膏颗粒黏附在换热片表面，结成硬壳。
（5）三氧化硫问题
在GGH的原烟气侧，特别在其冷端，烟气中的SO2将冷凝成黏稠的硫酸，黏稠的硫酸将有助于飞灰的黏附，从而加剧堵灰的形成。当燃烧高硫煤或FGD系统上游侧装有SCR反应器时，（SCR反应器可以使部分SO2转化为SO3）或GGH冷端长时间运行在低于烟气露点温度的工况下时，会加剧上述情况。
（6）运行管理问题
1）管理不到位。脱硫装置多数时间运行负荷不高，GGH阻力逐渐增加，未引起运行人员重视，运行维护不及时，导致系统逐渐堵塞，软垢逐渐变成硬垢，不易清除。
2）增压风机运行控制不好。由于系统一部分测点参数不准，而且系统没有做性能调试，增压风机可调导叶合适的运行开度无法获知。增压风机运行时，导叶调整开度过大，造成增压风机的出力过大，将脱硫后的一部分洁净烟气抽回脱硫系统，会使系统的电耗增加；也增加了增压风机、原烟道的腐蚀；由于通过除雾器的烟气流速过高，除雾效果降低，更加剧GGH的堵塞。
3）阀门关闭不严。由于工艺水系统阀门关闭不严密，大量工艺水内漏到吸收塔，改变了系统的水平衡。尤其在系统长期低负荷运行时，影响更大，导致除雾器得不到足够的冲洗。除雾器堵塞后，会改变烟气的流通面积，降低除雾效果，堵塞严重的除雾器不能得到充分冲洗，堵塞会进一步发展，会堆积大量的石膏，严重时甚至导致除雾器的崩塌。
除雾器堵塞的原因有除雾器冲洗压力不够；部分除雾器冲洗阀门故障没能及时排除。由于运行人员在系统调整时，因系统水平衡、物料平衡控制不当，造成吸收塔液位长期在高液位下运行，除雾器无法冲洗，堵塞除雾器。由于除雾器的堵塞，造成净烟气侧流速增快，烟气携带大量浆液进入GGH，浆液在GGH表面蒸发结晶堵塞。
4）亚硫酸钙的含量偏高。这种脱硫技术采用强制氧化的脱硫工艺，该工艺可有效避免系统设备内的结垢，并保持石膏的脱水。若脱硫系统运行良好，吸收塔浆液的亚硫酸钙含量应很低。脱硫系统运行时CaSO3·1/2H2O的含量最高不大于10%；若氧化率不够，硫酸钙的产出量就偏低，则浆液中石膏晶种的表面积不足，将造成石膏在设备表面结晶析出，形成石膏硬垢。同时氧化率不够还会明显影响系统的脱硫效率。显然，当GGH堵塞时，CaSO3的含量均明显偏高。CaSO3的含量偏高是由于吸收塔浆液氧化不足。
5）吸收塔浆液密度过高，会影响亚硫酸盐的氧化。一般来讲，当吸收塔浆液密度大于1128kg/m3时，就会对氧化反应产生影响。若吸收塔浆液密度大于1200kg/m3，将明显不利于氧化反应的进行。
6）吸收塔实际液位偏低。吸收塔必须保证一定的液位高度，才能保证进入吸收塔O2的充分反应。
减缓GGH堵塞和结垢的措施应从以下方面进行：
（1）正确进行系统设计，使流经除雾器的烟气流速均匀分布在合适的范围内，避免因流速不均引起烟气携带液滴而影响除雾效果。除雾器尽可能水平布置在吸收塔内，可使凝结在除雾元件上的液滴在重力作用下，直接落入吸收塔浆池内，降低除雾器结垢的几率。
（2）浆液浓度和PH值应控制在合理范围。浆液浓度和PH值越高，液滴中石膏、石灰石混合物浓度就越高，对烟气中SO2与液滴中的石灰石反应越有利，但会造成石灰石耗量增加，同样条件下净烟气带到GGH的固体物增加。吸收塔浆液浓度一般控制在10%-15%，PH值控制在4.2-4.5，最大不超过5.6。
（3）在运行过程中注意加强监测吸收塔液位，总结吸收塔真实液位以上的“虚假液位”规律，防止泡沫从吸收塔烟气入口进入GGH。
（4）在GGH运行中应及时进行吹扫，定期进行检查，如果发现有结垢的预兆就应进行处理。吹扫时一定要吹扫干净，不要留余垢，尤其是采用高压冲洗水在线冲洗时，一定要彻底冲洗干净。
（5）在大修期间，尤其第一次大修期间更要对结垢进行彻底处理，可以采用机械方式或者是离线高压水冲洗，冲洗水压力不要超过500Mpa。
（6）记录、分析GGH运行数据，掌握GGH结垢规律，确定经济合理的吹扫周期和吹扫时间，把握高压冲洗水投运的时机和持续时间。通过掌握的运行资料，修编合理的GGH运行规程。
（7）在条件许可的前提下，尽量选择蒸汽吹灰，少用高压水冲洗。
（8）GGH尽量选择封闭型的传热元件。开放型的换热元件虽然具有较高换热性能，但是存在烟气通道不封闭造成吹扫压缩空气压力过早衰减，不利于吹透换热片，导致吹灰效果差的问题，无法将刚刚黏附在GGH换热片上的灰尘及石膏颗粒彻底吹掉。
（9）如果采用压缩空气进行吹扫，建议提高吹灰器入口压缩空气压力和增加空气干燥设备。吹灰器入口压缩空气压力可以提高0.8Mpa以上。
二、腐蚀问题
GGH腐蚀主要体现在壳体腐蚀、蓄热片腐蚀、转子腐蚀、GGH上下烟道腐蚀、补偿器腐蚀。导致GGH腐蚀的原因主要有以下几方面：
（1）净烟气腐蚀：脱硫后湿烟气中含有少量SO2、SO3等腐蚀性气体，部分随水汽凝结，形成稀酸具有一定的腐蚀性，会黏附到GGH壳体及蓄热片上。
（2）原烟气腐蚀：原烟气SO2浓度高，GGH即回转式换热器，蓄热片黏附稀酸从净烟气低温侧转至高温侧，表面会吸收高温侧SO2、SO3，同时蒸发水分，会产生大量高浓度酸液，腐蚀性很强。
（3）带浆腐蚀：吸收塔除雾效果不好，随烟气带出的腐蚀性浆液雾滴，黏附到GGH上导致腐蚀。
（4）泄漏腐蚀：原、净烟气密封不严，高低温烟气互串，导致腐蚀加剧。
（5）涉及气液接触的区域如GGH蓄热片及下部烟道高压水冲洗涉及的区域，因工作环境的骤冷骤热，防腐也容易龟裂脱落。
三、泄漏问题
GGH难以完全密封，漏风率要求小于0.5%，但实际运行中因泄漏风机设计选型低、密封片安装等原因，能将漏风率控制在1%以下的设备不多，密封不好，则导致原、净烟气互窜，高SO2浓度原烟气泄漏到净烟气侧，则脱硫系统率下降，出口排放浓度增加。如果进行粗略估计，GGH泄漏率每增加1个百分点，系统脱硫效率较吸收塔脱硫效率将下降接近1个百分点。
四、换热容量不可调
采用回转式GGH的另一个缺点是换热容量不可调，因国内电负荷变化大，大多数机组难以做到定工况运行，或多数时间不能保持较高负荷进行，当锅炉低负荷时，系统出口烟温偏低。
五、设备本体问题
近年来，随着脱硫系统的相继投运，GGH逐渐成为脱硫系统故障率最高，最影响可靠运行的设备。设备本身问题一般有以下几个方面：
（1）蓄热片、壳体、转子选材防腐性能不好，特别是蓄热片腐蚀、塌陷造成断面堵塞情况较多；
（2）辅助设备故障率高，如高压冲洗水泵故障、冲洗喷嘴堵塞、吹灰器故障、驱动电机故障、低泄漏风机故障等。
六、外部条件问题
如吹灰蒸汽品质（压力和温度）不够或采用蒸汽吹灰效果不好，高压水泵出力不够。
七、安装问题
密封片间隙调整不好，间隙太大密封不好；间隙太小，运行后热膨胀，转子与密封片有摩擦，导致运行时，驱动电机电流高报警。现场安装焊接质量控制不到位、焊条规格不匹配、焊缝不合格，运行后有腐蚀。
八、运行管理问题
（1）运行维护不及时或不到位，未按操作规程定期吹扫、冲洗或吹扫冲洗不彻底，致使软垢逐渐结成硬垢，乃至差压逐步升高，不得不停机处理。
（2）部分电厂开旁路运行，处理烟气量较少，GGH已有堵塞，但因断面流速低、仪表差压显示不明显，等到差压较高时再冲洗，积灰或软垢已变成硬垢，难以清除。
（3）部分电厂开旁路运行或机组热备，GGH暴露的问题较少。
九、阻力问题
使用GGH系统阻力变化一般有三种情况：其一，GGH本体阻力增加350~1100Pa，早期GGH一般在1000Pa左右，近两年GGH断面设计流速下降，本体阻力多数可控制500Pa左右，其二，连接GGH的烟道系统阻力视场地情况及烟道布置情况一般在200Pa左右；其三，烟囱自拔力相对不设GGH下降100Pa左右。
