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湿法脱硫GGH结垢问题探讨[摘要]介绍了GGH在运行中极易结垢、堵塞等问题，对本厂3×660MW机组烟气脱硫装置中结垢进行分析，指出了GGH结垢产生的原因并提出防止GGH 结垢的对策与措施。
【关键词】GGH;结垢;脱硫装置脱硫系统中GGH换热元件的作用是将烟气换热气从热的未处理烟气中吸收热量，再热来自脱硫塔的清洁烟气。
原烟气通过GGH降低了其进入吸收塔的温度，利于烟气中SO2的吸收，同时利用原烟气放出的热量加热净化后的低温烟气，提高烟气脱硫装置出口的排烟温度，以利于烟温提升和污染物的运输扩散。
但在实际运行中GGH本身极易结垢，大大影响了FGD的可利用率，是整个FGD 的故障点，已成为FGD的最大维护问题之一。
就此问题，特对本电厂脱硫系统的GGH结垢进行了详细的分析，指明结垢的原因并提出改善措施。
一、GGH结垢分析本厂3×660MW机组烟气脱硫装置，采用石灰石---石膏湿法烟气脱硫工艺，一炉一塔，在设计燃煤含硫量为1.5%、锅炉最大工况（BMCR）、处理100%烟气量条件下脱硫装置的脱硫率大于95%。
该脱硫装置配套的系统主要包括有工艺系统、控制系统（DCS）和电气系统。
其中工艺系统包括：a）石灰石浆液制备系统；b）烟气系统；c）SO2吸收系统；d）石膏脱水系统；e）工艺水系统；f）压缩空气系统；g）工业水系统；h）事故浆液排放系统。
烟气中SO2的脱除在系统的核心设备吸收塔内完成，每台吸收塔包括四层喷淋层和一套除雾器系统，每台浆液循环泵对应一层喷淋层，一套除雾器配有两层水平布置的模块和三层冲洗水系统。
从GGH出来的原烟气进入吸收塔后折流向上与喷淋下来的浆液充分接触，使原烟气中的SO2、SO3、HCL、HF等酸性成分被浆液充分吸收，之后烟气再流经两层据齿形除雾器而除去所含雾滴。
经洗涤和脱硫后的烟气流出吸收塔，通过GGH加热后进入烟气排放。
自投运以来因GGH换热元件结垢导致系统阻力不断增加，严重时迫使机组降负荷运行或停机冲洗GGH内部波纹板。
减轻湿法烟气脱硫系统GGH腐蚀和结垢的策略减轻湿法烟气脱硫系统GGH腐蚀和结垢的策略0 引言湿法烟气脱硫工艺技术成熟、煤种适用面宽、脱硫效率高、运行稳定，是国内外火电厂烟气脱硫的主导装置。
目前，我国火电机组的脱硫系统大都采用石灰石－石膏的湿法烟气脱硫装置，其中的大部分湿法脱硫装置采用了GGH（Gas Gas Heater）即烟气换热器。
GGH并不是湿法烟气脱硫工艺本身所必需的设备，脱硫系统是否设置GGH取决于火电厂所在地的环保要求。
安装GGH的目的主要是提高脱硫处理以后的烟气温度，使其高于烟气的露点温度，从而减轻系统设备、烟道、烟囱的腐蚀，同时提高烟囱出口排放烟气的抬升高度。
近年来，随着安装GGH给湿法脱硫系统带来的运行问题以及对环境影响程度的进一步认识，一些远离城市、对人民生活影响较小的电厂烟气脱硫系统允许不安装GGH。
根据换热方式的不同，GGH分为管式、回转式、热管式3种。
其中管式烟气再热器无烟气泄露，但其传热系数较小，烟气处理量小，通常在机组容量小的烟气脱硫工程中有一些应用。
热管式烟气再热器是一种新型的高效传热元件，其热媒循环过程不需要外加动力，不存在烟气的泄露问题，目前还没有在脱硫工程上获得广泛的应用。
回转式烟气再热器是目前火电厂烟气脱硫工程中广泛应用的换热方式，其结构紧凑、处理烟气量大。
以上3种烟气换热器都面临着腐蚀和结垢堵塞的问题。
GGH的运行中牵涉到水、烟尘、烟气、石膏等多种介质，其运行环境及其恶劣，几乎所有运行的GGH 均存在腐蚀或者结垢、堵塞的现象。
GGH设备的腐蚀或者结垢堵塞是目前困扰湿法烟气脱硫系统安全稳定运行的主要因素，严重影响着火电厂的安全生产。
本文对火电厂湿法烟气脱硫系统应用最广泛的回转式烟气再热器的腐蚀、结垢堵塞进行原因分析并提出相应的运行、维护策略。
1 GGH的工作原理烟气换热器（GGH）是湿法烟气脱硫装置吸收塔系统中仅次于吸收塔的重要设备，其造价昂贵，约占到整套脱硫装置全部设备费用的15%左右。
错误!错误!脱硫系统GGH堵塞的形成及发展以及原因分析和影响由于采用GGH能够提高烟气排放烟温和抬升高度，减少污染物对地面的贡献，减轻烟囱排放白烟，不必对烟囱进行防腐改造，很多湿法脱硫系统都设置了GGH。
脱硫系统投入运行后，GGH都出现不同程度的堵塞，严重影响了脱硫系统的正常运行，降低了脱硫系统投运效率，增加了系统能源损耗。
1 堵塞的形成及发展某发电厂脱硫系统于2006年投入运行，主要设备参数见表1。
投入运行后，GGH出现堵塞，且戛来越严重。
GGH堵塞程度直接反映在两侧压差数值上，随着运行时间的增加而增大。
投运初期压差从0.1-0.2kPa逐步上升至1.0-1.3kPa，压差上升过程中通过吹灰器在线冲洗后略有下降。
压差到了1.0kPa后停运脱硫系统进行离线人工高压水冲洗，进入GGH内部检查发现换热元件表面附着坚硬的类似水泥的污垢，吹灰器在线冲洗对污垢几乎不起作用。
前几次进行离线人工高压水冲洗后，压差能恢复到0.2-0.3kPa，堵塞现象得到一定程度缓解。
多次冲洗后只能恢复到0.4-0.5kPa，效果越来越差，冲洗间隔越来越短，最后不到50天就要离线人工高压水冲洗一次，严重影响了脱硫系统和发电机组正常运行。
2 堵塞的影响由于GGH换热元件通风面积减小，两侧压差增大，通风阻力增大，引起增压风机负荷增加，电机工作电流增加，严重时增压风机出现喘振，甚至引起增压风机跳闸，脱硫系统停运。
这里，如果设置有烟气旁路挡板，则紧急联运开启旁路挡板，烟道烟气压力出现大幅波动对锅炉正常运行造成较大干扰;如果没有设置烟气旁路挡板，则联运发电机组跳闸。
GGH堵塞后，增压风机工作电流增加，冲洗耗用的水和电也增加，增加发电机组的启停次数，减少发电时间，降低电厂经济收益。
经机组发电期间开启旁路旁板或脱硫系统停运会降低脱硫系统投运率，增加SO2排放，降低脱硫电价补贴收入，增加SO2排污费，还可能受到环保监错误!错误!察部门行政处罚。
脱硫GGH加热器的腐蚀与结垢1、GGH运行简况GGH加热器的工作原理和容克式预热器完全一样，利用装在转动转子中的数十万平方米的换热元件的蓄热和放热，吸收锅炉排出的烟气(120—140℃)热能加热脱硫塔排出的烟气(45-50％)，达到热量交换的目的，最终将脱硫后烟气加热到70-80℃以上。
综合多数电厂的运行情况，GGH加热器在实际运行中受热面易腐蚀损坏，结垢严重。
这种情况下原烟气侧和净烟气侧的阻力值已远远超出设计值，GGH的泄漏也有明显的上升，导致的整套FGD系统阻力增加，将直接影响到FGD系统的能耗。
GGH内流通的烟气温度通常在硫酸露点以下，净烟气中存在大量的水滴，设备承受的腐蚀程度是非常严重的。
同时，GGH烟气中从脱硫塔中或原烟气中带来了大量的石膏浆或烟尘，遇到湿态的转子在传热元件表面上大量沉积，产生的堵灰现象也是非常严重的。
尽管GGH在设计上配备气体和低压水双介质吹灰器用于日常吹扫，也可采用高压水作为转子严重堵灰时疏通。
但是，GGH的腐蚀和堵灰还是很容易发生的。
2、GGH受热面的腐蚀2.1.原烟气侧硫酸可能成因煤燃烧时除生成SO2以外，还生成少量的SO3，烟气中SO3的浓度为10~40ppm。
由于烟气中含有水（4%~12%），生成的SO3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。
2.2.净烟气侧硫酸可能成因经湿法脱硫后的烟气从吸收塔出来一般在45~50℃左右，含有饱和水汽、残余的SO2、SO3、HCl、HF、NOx，其携带的SO42-、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，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、GGH受热面的结垢3.1.结垢原因一GGH加热器设计缺陷：GGH的受热面设计高度不合理，由于受热面的高度太大（GGH受热面的高度设计一般应在660mm以下），使吹灰器吹不透，造成沉淀物的滞留，日积月累，形成结垢。
电厂脱硫系统GGH堵塞原因及应对措施作者：柯伟良来源：《广东科技》 2014年第2期柯伟良（广东省粤电集团有限公司，茂名臻能热电有限公司，广东茂名 525011）摘要：治理电厂脱硫系统GHH的堵塞是一项综合性的工作，包括设计、设备及运行的优化和设备的日常维护等。
针对部分发电厂脱硫系统GGH运行情况和设备进行探讨，总结并分析了GGH堵塞的原因，并根据其相关堵塞原因，提出相应的应对措施。
关键词：电厂脱硫系统；GGH堵塞；应对措施0 引言我国早期已投入运行的电厂烟气脱硫装置基本上都设置了烟气加热器（Gas Gas Heater，GGH）（回转式GGH），但从近年来实践GGH脱硫工程的情况来看，其设置还有较大争议。
GHH不仅大部分出现严重堵塞，而且还增加了系统的投资和运行电耗，从而降低了整个电厂系统的可靠性和可用率。
如今，GHH的堵塞问题已成为提高脱硫装置可用率的重大阻碍之一。
为解决这一问题，通过对部分发电厂GHH的运行情况和设备情况进行了探索研究，总结各厂在运行GHH装置方面的经验和教训，分析并总结了GHH装置堵塞的原因，并基于此，提出控制电厂脱硫系统GHH堵塞的措施。
1 电厂脱硫系统GHH1.1 电厂脱硫系统GHH的概念GGH是烟气脱硫系统中的主要装置之一，它的作用是利用原烟气加热脱硫后的净烟气，使排烟温度升高，并达到露点之上，减轻对烟囱和净烟道的腐蚀，提高污染物的扩散度；同时使吸收塔的烟气温度降低，使塔内对防腐的工艺技术要求变低，并减少对烟囱的酸性腐蚀，提高排烟温度以利于烟气抬升便于污染物的扩散。
因此，机组脱硫系统的机组安全运行和能耗指标尤为依赖于GGH能否正常运行，尤其是脱硫系统GGH的结垢堵塞后会减少烟气的通流面积，增压风机增大出力甚至抢风，导致开启脱硫旁路，不仅严重威胁机组安全，还增加机组能耗。
1.2 GHH种类按照传热方式，GGH可分为两大类，即蓄热式和传热式，蓄热式加热器是回转式GGH，传热式GGH是管式加热器。
利港电厂#3GGH积灰结垢严重的原因分析与处理措施倪迎春（江苏利港电力有限公司，江苏江阴 214444）摘要：分析了江苏利港电厂#3GGH一次严重积灰结垢的案例，阐述了导致GGH积灰结垢的主要原因在于相关运行工况的变化；从电除尘，除雾器及GGH吹扫装置运行情况入手，提出了具体的预防措施，很好的解决了GGH运行中发生积灰结垢的问题。
关键词：湿法脱硫；GGH ；积灰结垢0引言对于国内大多数湿法脱硫装置，均配置净烟气再热器，而90％以上采用的是回转再生式原烟气/净烟气换热器（GGH），GGH是高耗资产品，其运行状况是否正常直接关系整个脱硫系统（FGD）的正常运行【1】。
目前已投运的GGH在运行中都遇到过积灰结垢严重，导致整个风烟系统阻力异常增大的情况，严重时FGD被迫停运，这无疑给整个FGD的运行造成额外的负担，因此确保GGH运行稳定，不积灰结垢，对整个FGD运行至关重要。
1利港电厂GGH的配置和运行情况概述江苏利港电厂二期工程#3、#4机组为370MW亚临界燃煤机组，各采用一套石灰石/石膏湿法烟气脱硫装置，由锅炉引风机排出的原烟气经1台静叶可调轴流式增压风机增压后接入GGH降温，然后再进入吸收塔。
在吸收塔内由三层喷淋层脱硫净化，净化后的烟气由二级屋顶式除雾器除去水雾后，经GGH换热升温至80℃以上经烟囱排放。
所采用的GGH为豪顿华公司生产的垂直轴两分仓回转式烟气再热器，未处理烟气向上流动，处理后烟气向下流动，整个换热面积为16746m2，吹灰器配有低压水洗，高压水洗和压缩空气吹扫三种，设计原烟侧压降0.389kPa，净烟侧0.353kPa，具体技术参数见表1。
表1 #3炉GGH技术参数Table 1：GGH Technical parameters of #3 Unit型号30.5 GVN420换热面积16746m2（双面）换热元件0.75mm厚去碳钢，镀0.4mm搪瓷气流布置未处理烟气向上，处理烟气向下吹灰器吹灰器配有低压水洗，高压水洗和压缩空气吹灰位置未处理烟气出口数量一台正常吹扫介质压缩空气压力0.4～0.6MPa高压水洗介质冷水压力8～12MPa低压水洗介质冷水压力0.4～0.6MPa压降（kPa，BMCR）原烟侧0.389 净烟侧0.353脱硫装置正常运行过程中，GGH每班采用二次压缩空气吹扫，每月进行一次高压水冲洗，机组调停或检修期间采用外部移动式高压水（50～70MPa）冲洗枪人工冲净。
GGH堵灰原因分析及处理况延良【摘要】对GGH (烟气再热器)投产以来的运行情况和期间发生的典型事件进行综合分析,查找GGH堵灰的原因,探讨解决的途径和方法,并对脱硫装置的运行、维护、管理工作提出了几点建议.【期刊名称】《东北电力技术》【年(卷),期】2010(031)004【总页数】3页(P42-44)【关键词】GGH;FGD;综合分析;途径;方法【作者】况延良【作者单位】徐州发电有限公司,江苏,徐州,221166【正文语种】中文【中图分类】X701.3;TK224.9+3GGH是石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺（FGD）典型布置方式中最重要的设备之一。
其作用一是降低原烟气温度（从原烟气中吸收热量）。
原烟气经过GGH后温度降至95℃左右,可有效防止高温烟气进入吸收塔对设备及防腐层造成破坏;可使吸收塔内烟气达到利于吸收SO2的温度,提高脱硫效率;烟气与循环浆液换热量减少,耗水量降低。
二是提高净烟气温度（吸收GGH蓄热元件的热量）。
饱和的清洁烟气通过GGH加热后,温度达到80℃左右时可起到4个方面的作用：烟气的自拔能力提高,增强了烟气中污染物的扩散;烟气水雾量减少,降低了排烟的可见度;避免烟囱降落液滴;吸收塔下游的烟道和烟囱的腐蚀能力大大降低。
大量运行实践表明,GGH 运行中的主要故障是换热元件的堵灰和腐蚀问题。
特别是GGH形成的堵灰,运行中如果不能得到有效控制,不但影响FGD的安全、经济运行,而且限制锅炉负荷,影响发电机组的安全、经济运行。
因此,分析GGH的运行状况,研究GGH堵灰规律并采取措施予以处理,确保GGH安全、稳定运行十分必要。
1 GGH堵灰情况徐州电厂7号、8号炉烟气脱硫系统改造工程采用石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺、两炉一塔制,用来处理2台220 MW机组的锅炉100%烟气量,脱硫装置脱硫率高于95%,2006年10月21日系统整组启动,27日FGD 168 h试运行结束移交生产。
GGH原烟气侧、净烟气侧差压逐渐增大,投运后仅1个月,GGH单侧差压由500 Pa上升为800～900 Pa。
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。
