湿法脱硫除雾器除垢方法
石灰石-石膏湿法脱硫系统除雾器结垢技术分析
石灰石 - 石膏湿法脱硫系统除雾器结垢技术分析脱硫系统除雾器结垢是众多电力企业脱硫装置较为常见和突出的疑难问题。
首先了解其原理和运行工况。
石灰石 - 石膏湿法脱硫技术是世界范围内烟气脱硫的主流技术之一,具有脱硫效率较高 ,投资成本较低 ,运行可靠性较好 ,非常适合于大中型锅炉的烟气脱硫。
除雾器通常布置于吸收塔内顶部 ,含硫烟气经过反应区时与石灰石浆液进行中和反应后形成雾滴 ,雾滴随烟气上升至除雾器区域 ,被除雾器捕集除去 ,防止下游设备的结垢及腐蚀。
脱硫除雾器是烟气脱硫系统中非常重要的装置 ,除雾器除雾效率的高低和压降的大小直接影响到脱硫后烟气的“干净”程度和系统的运行效率 ,其性能直接影响到湿法洗涤烟气脱硫系统能否连续可靠运行。
除雾器故障不仅会造成脱硫系统的停运 ,甚至可能导致整个机组（系统）停机。
**电厂脱硫系统 2010 年正式投入运行。
采用常见的石灰石 -石膏法 ,设计脱硫效率 85%以上。
脱硫系统除雾器采用折板式除雾器 ,分两级布置 ,当含有雾滴的烟气流经除雾器通道时 ,雾滴的撞击作用、惯性作用、转向离心力及其与波形板的摩擦作用、吸附作用等使得雾滴被捕集 ,除雾器波形板的多折向结构增加了雾滴被捕集的机会 ,从而大大提高了除雾效率。
除雾器叶片为之字形叶片 ;除雾器冲洗水为脱硫系统工艺水 ,设计冲洗压力 0.4MPa , 冲洗水喷淋重叠率 140% 。
投产以来在多次停机检查时均发现有除雾器堵塞现象 ,除雾器前后差压由初通烟气时的 0Pa 增加至 400Pa 左右 ,对脱硫系统的安全、稳定运行构成了很大威胁。
一、除雾器堵塞情况脱硫系统一级、二级除雾器堵塞情况：除雾器表面及内部都有严重的结垢现象 ,结垢面遍布整个除雾器 ,西北侧结构较为严重，二级除雾器表面结垢厚度达 0.5cm 左右，颜色为褐色 , 一级除雾器表面之字形叶片北侧 30% 堵死，颜色为白色 ,除雾器冲洗水无法冲洗掉 ,严重影响了除雾器的正常运行 ,烟气带水量增加 ,严重时烟气带白浆，下游设备酸性腐蚀加重。
电厂脱硫除雾器结垢的处理技术分析
电厂脱硫除雾器结垢的处理技术分析【摘要】本文以某电厂为例，深入探讨造成脱硫除雾器结垢的原因，有针对性地提出预防处理措施，以期减少能耗、提高系统运行的可靠性。
【关键词】电厂；胶硫除雾器；结垢；处理技术随着社会生产生活用电需求的提高，电厂的生产效率也在大幅度提升，在目前现有电源中火电装机占总装机容量的比重较大，如何有效保障火电机组的安全运行，保障电能的绿色环保性，使火电机组烟气脱硫达到98%以上，具有重要的现实意义。
脱硫系统布置有一、二两级除雾器，除雾器的性能直接影响到石灰石-石膏湿法脱硫系统能否连续可靠地运行。
当带有液滴的烟气进入除雾器通道时，由于流线的偏折，在惯性力的作用下实现气液分离，部分液滴撞击在除雾器叶片上被捕集下来，叶片上的残余颗粒必须定期进行冲洗，否则极容易产生结垢现象，随着结垢量的逐渐增加，将会使叶片夹层内的颗粒牢固吸附在叶片上，造成冲洗困难直至除雾器坍塌。
冲洗频繁势必会造成净烟气出口含水量增加，冲洗周期过长则会造成除雾器夹层内积累过多固体颗粒，因此冲洗周期必须根据实际情况保持适中。
从某电厂近年来湿法脱硫装置的运行情况来看，火电机组脱硫除雾器结垢现象较为普遍，部分火电机组脱硫除雾器结垢尤为严重，如果不能定期拆卸并进行人工清除，那么将直接影响到除雾器的脱硫效果，影响到除雾器及整个机组的正常运行。
1 除雾器结垢后的特点在高温烟气的作用下，沉积层水分会快速蒸发，沉积层会逐渐形成类似水泥的硬垢。
对于含有石膏的浆液，当石膏终产物超出悬浮液的吸收值时，石膏会以晶体的形式沉积，然后根据异相成核作用生长在悬浮液中的晶体表面上。
当饱和度大于引起均相成核作用的饱和度时，则会在浆液中产生新的晶核并在塔内表面上逐渐结成坚硬的垢层，从而析出石膏结晶的垢。
电厂脱硫除雾器结垢后有以下几个特点：（1）脱硫效率急剧变化。
净烟气出口二氧化硫浓度忽高忽低，在煤质稳定、石灰石浆液供应量充足的情况下不能够长时间稳定；（2）净烟气出口温度高低起伏，呈现无规则变动现象。
湿法脱硫系统水平烟道除雾器结垢分析及预防措施
湿法脱硫系统水平烟道除雾器结垢分析及预防措施作者：李明俊来源：《中国化工贸易·下旬刊》2018年第07期摘要：上海某发电公司2X600MW机组烟气脱硫水平烟道除雾器结垢事故频发，严重影响机组的正常运行。
针对该问题，系统分析了影响除雾器运行的各种因素。
由于冲洗不及时，烟气携带的浆液在除雾器叶片间发生了沉积和结晶反应形成的混合垢是脱硫系统除雾器故障的原因，并提出了一系列预防措施。
关键词：水平烟道除雾器；结垢；冲洗效果；除雾器结构0 前言石灰石-石膏湿法脱硫技术是世界范围内烟气脱硫的主流技术，除雾器是石灰石-石膏湿法烟气脱硫塔中非常重要的核心装置，用于分离净烟气携带的液滴。
由于被分离的液滴中含有石膏等固态物，存在除雾器结垢的风险，需定期进行在线冲洗，保持除雾器叶片表面清洁。
同时火电厂已取消了脱硫旁路，因此除雾器故障不仅会造成脱硫系统的停运，还会导致整个机组停机。
已有案例表明，不同条件下的除雾器结垢原因不同，有些是飞灰含量过高形成的灰垢，有些是结晶垢，本文将对某发电公司600MW机组的水平烟道除雾器结垢原因进行分析，对此提出预防措施。
1 系统概述某发电公司2X600MW超临界燃煤空冷机组，配套建设有石灰石-石膏湿法脱硫装置。
每座吸收塔顶部安装管束式除雾器，水平烟道上安装两级烟道式除雾器。
该机组于2016年投运时，水平烟道除雾器进出口压差最高110pa，随着时间的推移，多次出现除雾器结垢和堵塞问题。
除雾器发生结垢或堵塞时，系统阻力过高，引起增压风机失速，锅炉负压维持困难，直接导致机组降负荷或停运。
另一方面，除雾器的垢物难以清理，必须进行人工高压水枪冲洗，每次由此导致的检修维护费用较高。
2017年10月，机组大修期间进行了除雾器清理，更换一部分水槽，大修结束后，增压风机喘振明显，除雾器差压从400Pa缓慢上升到500Pa，然后快速上升至800Pa，判断为除雾器结垢，随即运行人员加大冲洗力度，疏通差压计管路。
湿法脱硫系统除雾器结垢分析及预防措施
湿法脱硫 系统除雾器结垢分析及预 防措施
党 龙 ， 张晓玲 ， 王 智 ， 陈 军 ， 史成新
（ １ ． 陕西华电蒲城发 电有 限责任公司， 陕西 蒲城 ７ １ ５ ５ ０ １ ； ２ ． 华 电电力科学研究 院。 浙江 ｔ ｆ ｉ ： ） ＇ ｌ ＇ ｌ ３ １ ０ ０ ３ ０）
０ 引言
石灰 石 一 石膏 湿法 脱 硫 技 术是 世 界范 围 内烟气 脱 硫 的主流 技术 ， 除雾 器是 石灰 石一 石膏 湿法 烟气脱 硫塔 中非 常重要 的核心 装置 ， 用于 分离净 烟气 携带 的 液滴 。
Ａｎ ａ ｌ ｙ ｓ ｉ ｓ ａ ｎ ｄ Ｐｒ ｅ ｖ ｅ ｎ ｔ ｉ ｖ ｅ Ｍｅ ａ ｓ ｕ ｒ ｅ ｓ ｆ ｏ ｒ Ｓ ｃ ａ ｌ ｉ ｎ ｇ ｉ ｎ Ｍｉ ｓ ｔ Ｅｌ ｉ ｍｉ ｎ ａ ｔ ｏ ｒ ｏ ｆ Ｗ ＦＧＤ
Ｓ ｙ ｓ ｔ ｅ ｍ ．
ｄ ｅ ｓ ｕｌ ｆ ｕｒ ｉ ｚ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｓ ｙ ｓ ｔ ｅ ｍ． Ｔｈ ｅ ｐ ｒ ｏ ｂ ｌ ｅ ｍ ｈ ａ ｄ ｓ ｅ ｒ ｉ ｏ ｕ ｓ ｌ ｙ ａ ｆｅ ｃ ｔ ｅ ｄ ｔ ｈ ｅ ｎ ｏ ｒ ｍａ ｌ ｏ ｐ ｅ ｒ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ． Ｔｏ ｓ ｏ ｌ ｖ ｅ ｔ ｈ ｉ ｓ ｐ ｒ ｏ ｂ ｌ ｅ ｍ， ｔ ｈ ｉ ｓ ｐ ａ ｐ ｅ ｒ ａ ｎ ａ ｌ ｙ ｚ ｅ ｄ
措施。
关键 词 ： 脱硫 ； 除雾 器 ； 结垢 ； 堵塞 ； 预 防措 施
ＤＯｌ ：１ ０ ． ３ ９ ６ ９ ／ Ｊ ． Ｉ Ｓ Ｓ Ｎ． ２ ０ ９ ５ — ３ ４ ２ ９ ． ２ ０ １ ７ ． Ｏ１ ． ０ ０ ７
中图分类号 ： Ｘ ７ ０ １ ． ３
文献标识码 ３ ４ ２ ９ （ ２ ０ １ ７） ０ １ － ０ ０ ３ ０ － ０ ５
湿法脱硫塔的化学清洗工艺
湿法脱硫塔的化学清洗工艺
湿法脱硫塔的化学清洗工艺
湿法脱硫塔是烟气脱硫的重要设备，其内部结构复杂，容易积累污垢，影响脱硫效果。
因此，湿法脱硫塔的化学清洗工艺是必不可少的。
湿法脱硫塔的化学清洗工艺主要包括清洗前准备、清洗液配制、清洗
过程和清洗后处理四个步骤。
清洗前准备主要是检查湿法脱硫塔的内
部结构，确定清洗方案，并准备清洗设备。
清洗液配制是根据湿法脱
硫塔的污垢特性，选择合适的清洗剂，并配制成清洗液。
清洗过程是
将清洗液喷射到湿法脱硫塔内部，使污垢被溶解、悬浮或洗脱，从而
达到清洗的目的。
清洗后处理是将清洗液排出，并对湿法脱硫塔内部
进行清洗，以确保湿法脱硫塔的正常运行。
湿法脱硫塔的化学清洗工艺是一项复杂的工作，需要专业的技术人员
进行操作，以确保清洗质量。
此外，清洗前应进行全面的检查，以确
保清洗液的正确配制，以及清洗过程的安全性。
总之，湿法脱硫塔的化学清洗工艺是一项重要的工作，必须由专业的
技术人员进行操作，以确保清洗质量，保证湿法脱硫塔的正常运行。
脱硫塔干湿界面结垢原因分析及处理方法
池鼓入空气将亚硫酸钙强制氧化并结晶生成石膏
（CaSO4·2H2O）。吸收塔内的浆液经排浆泵送到石 膏旋流器进行一级脱水，浓度为 50% 的底流进入真
空皮带，进行再次脱水至含水量小于 10% 的石膏，
并输送至石膏库储存；部分石膏旋流器的溢流再经
废水旋流器处理，溢流通过废水泵送至废水处理系
统。脱硫后的烟气经过除雾器除去雾滴后，经烟囱
1.3 石膏垢在干湿界面的富集 石膏垢在干湿界面的富集是由于吸收区喷淋
下落的浆液被烟气卷吸至入口烟道干湿界面处，浆 液中的 CaSO3·1/2H2O 为软垢，具有一定的黏性， 比较容易在干湿界面富集，软垢会逐渐氧化成 CaSO4·2H2O，再加上此处烟气温度较高，堆积的 CaSO4·2H2O 很快被烘干结成硬垢块。这种硬垢非 常坚硬，一旦产生必须用机械方法进行清除。
1 干湿界面结垢的形成及危害 1.1 脱硫工艺简介
石灰石—石膏湿法脱硫工艺采用价廉易得的石 灰石粉料作脱硫剂，将石灰石粉与水混合搅拌制成 新鲜脱硫剂浆液，浆液经制浆泵输送至脱硫塔循环 泵吸口，与塔底浆液混合后进入脱硫塔。浆液通过 喷淋层的高效喷嘴雾化后与烟气充分接触，使烟气 中的二氧化硫（SO2）与浆液中的氧化钙（CaO）进 行反应生成亚硫酸钙（CaSO3）；从脱硫塔下部浆
烟道在进入脱硫塔前装有膨胀节，靠脱硫塔的 烟道接口直接焊在筒壁上，由于烟道与脱硫塔接口 尺寸较大，如果在接口烟道中间不安装支撑，烟道 刚度将达不到要求，烟道接口在运行中将产生振动 甚至是变形，导致防腐层被破坏产生腐蚀穿孔。因 此，脱硫塔入口烟道接口在竖直方向上安装一根工 字钢作为支撑，该支撑成为石膏墙的骨架为干湿界 面石膏垢的大面积富集提供有利条件。
2018 年 . 第 6 期
皮宇辉．脱硫塔干湿界面结垢原因分析及处理方法
湿法脱硫技术
湿法脱硫技术湿法脱硫技术是一种环保的烟气脱硫方法，它广泛应用于工业和电力行业，用于减少大气中的二氧化硫排放，降低空气污染。
本文将从湿法脱硫技术的原理、工艺和应用等方面进行详细介绍。
一、湿法脱硫技术的原理湿法脱硫技术是利用溶液中的碱性物质与二氧化硫发生化学反应，将二氧化硫转化为可溶于水中的硫酸盐。
主要的反应方程式为：SO2 + Ca（OH）2 → CaSO3 + H2O湿法脱硫技术有两种主要方式，分别是石灰石石膏法和海水脱硫法。
石灰石石膏法是将石灰石干燥研磨成粉末后与烟气中的二氧化硫反应，产生石膏，而海水脱硫法则是通过将海水喷洒到烟气中，利用海水中的碱性物质进行反应。
二、湿法脱硫技术的工艺湿法脱硫技术主要包括烟气净化系统和废水处理系统两部分。
烟气净化系统主要由除尘器、喷射塔和循环泵等设备组成。
烟气通过除尘器进行初步的净化，去除其中的颗粒物和粉尘。
之后，烟气进入喷射塔，喷洒石灰石水浆或海水，与二氧化硫发生反应，形成硫酸盐溶液。
最后，循环泵将硫酸盐溶液回收，净化后再次喷洒到烟气中，循环利用。
废水处理系统用于处理湿法脱硫过程中产生的废水。
废水中含有大量的硫酸盐和其他污染物，需要进行化学处理和沉淀处理，以降低污染物的浓度，使其达到排放标准。
三、湿法脱硫技术的应用湿法脱硫技术被广泛应用于工业和电力行业的烟气净化中，主要用于减少二氧化硫的排放量，保护环境。
以下是湿法脱硫技术在不同领域的应用举例：1. 电力行业：湿法脱硫技术被广泛应用于火电厂和燃煤发电厂中，用于减少烟气中的二氧化硫排放，降低大气污染。
2. 钢铁行业：湿法脱硫技术可以应用于钢铁生产中的高炉和转炉烟气脱硫，减少二氧化硫的排放，减轻对大气环境的污染。
3. 化工行业：湿法脱硫技术可以用于化工厂废气的治理，降低二氧化硫的排放，保护周边的环境质量。
4. 石油行业：湿法脱硫技术可以应用于炼油厂中，减少烟气中的硫化氢等有害气体的排放，改善工作环境。
总之，湿法脱硫技术是一种重要的烟气脱硫方法，具有广泛的应用前景。
脱硫系统吸收塔除雾器结垢原因及处理
１ 设备状况
漳泽发电分公司 ６ 号机组烟气脱硫改造采用石 灰石 一石膏湿法脱硫 工艺，一炉一塔，设计处理
烟 气量 ｌ ０ １ ６８０Ｎｍ ｈ， 气人 口Ｓ ， ０ ／ 烟 Ｏ 浓度 １８％ 。 ． ｏ
结垢后使增压风机出口阻力增大 ，造成 ６ 号增压风
机 频繁失 速 。
３ 原 因分析
顶部设置的 ２ 级雾沫分离器 ，除去其中夹带的雾滴
后进入烟道 ，排向 ２ 号烟囱。
６ 号吸收塔采用平板形除雾器 ，除雾器叶片为
正弦波形。每级除雾器有上、下 ２ 层冲洗水 ， 每层
有 ４个 冲洗 水 门 ，９ 冲 洗 水 喷 嘴 ，冲 洗 水 压 力 ６个
３３ 除雾器冲洗水喷嘴不全、冲洗角度不符合要求 ．
工 艺水对 管道 进行 冲洗 ，直到 冲洗干 净 。
对除雾器进行有效的冲洗 。只有在除雾器独立冲洗
时 ，才能 达到 ８ Ｉ ｈ以上 的冲洗 水 流量 ，才能 保 ０１ Ｔ／ 持冲洗 水压 力在 ０ ３ ａ以上 。 ． ＭＰ
（）６ ４ 号机脱硫系统改造时 ，没有专门为 除雾
器设 计冲洗 水泵 ， 造成 除雾 器冲 洗水量 小 、 力 低 。 压
６ 号脱硫系统除雾器冲洗水喷嘴的冲洗水角度 设计在 ７。 ０ 之间，由于水质差 ，在喷嘴中形 ５ ～９ 。 成结垢 ，影响了冲洗角度 ，大部分喷嘴的冲洗角度 实 际上达不到 ６。 ０ ，满足不了设计的除雾器冲洗覆
为 １５～２０ｋ ／ ｍ ，喷嘴流量 ２＂／ 。一般情 ． ． ｇｃ １ ｈ １ ／
３５ 除雾器的冲洗周期不合理 ． 脱硫系统投运 以来 ，除雾器的冲洗周期的程序 控制一直是一个冲洗水 门冲洗 ５ｒ ｎ ｉ ，然后 间隔 ５ ａ
火电厂湿法脱硫系统脱硫塔入口烟道积垢原因分析及对策
火电厂湿法脱硫系统脱硫塔入口烟道积垢原因分析及对策关键词：湿法脱硫脱硫塔脱硫系统以某660MW机组为例，对于石灰石-石膏湿法脱硫系统中脱硫塔入口干-湿交界而区域大量积垢的原因进行了研究，分析了该区域的垢样组成，初步总结了脱硫塔入口烟道积垢的发生过程，并针对该问题提出了解决对策。
合理加装导流板来改善入口烟道气流分布和优化系统运行方式可以有效解决该问题。
1概况由于我国火电厂大部分己取消了脱硫旁路，因此脱硫系统的运行情况将直接影响机组的正常运行。
脱硫塔入口烟道为典型的干-湿交界面，极易发生结垢，甚至造成堵塞。
该区域结垢的发生与原烟气含尘浓度、烟道的布置及气流均匀性都有直接的关系，同时入口烟气流速对吸收塔内部流场分布也具有明显的影响。
本文对某发电公司660MW机组出现的脱硫塔入口烟道干-湿交界面结垢堵塞原因进行深入研究，并提出了一系列解决对策，期望对于今后类似机组的类似问题起到指导和帮助作用。
某发电公司660MW超临界直流炉，配套建设石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统。
脱硫系统入口烟气量2206020m3/h，入口烟温120℃，入口烟气SO2浓度6400mg/m3，入口烟气粉尘浓度30mg/m3，脱硫系统主设备参数见表1。
表1FGD主要设备选型参数2存在的问题该发电公司660MW机组脱硫系统在历次停机检修中发现入口烟道干-湿交界面存在少量结垢现象，但是该系统在拆除GGH后，仅运行3个月后机组开始出现明显异常，增压风机入口压力由原来的-800～-400Pa增长为正压+400～700Pa，随后在系统高负荷运行时，增压风机出现明显喘。
为了减缓增压风机的喘振，该机组只能降负荷运行，但是增压风机电流与满负荷时相差不多。
机组停运检修时从人孔门处发现垢物大量堆积导致该区域烟气流通面积明显减少，系统阻力大幅提高。
同时检修了除雾器，发现其未发生结垢和堵塞，因此可以确定增压风机喘振的原因就是吸收塔入口烟道处大量积垢引发堵塞。
入口烟道内产生大量垢物不仅产生系统阻力，影响增压风机的正常运行，同时改变了烟气的停留时间和分布特性，对塔内氧化风管、搅拌器等设备的正常工作带来安全隐患。
湿法脱硫系统除雾器堵塞问题分析及处理
３ ２・
科 技论 ± ｊ
湿 法脱硫 系统 除雾器 堵塞 问题 分析及处理
张 波 Βιβλιοθήκη （ 华 能太 仓 电厂 ， 江 苏 太仓 ２ １ ５ ４ ２ ４ ）
摘 要： 电厂脱硫 系统采 用石灰石一 石 膏湿法脱硫工 艺， 在 脱硫 系统运行过程 中， 除雾器堵塞严 重 ， 有 时必 需停机或调峰进行 人工 洗 。本 文 对 除 雾 器 堵 塞 的原 因进 行 分析 和 处理 方 法 。 关键词 ： 湿法脱硫 ； 除雾器； Ｇ Ｇ Ｈ； 流速 ； 流场分布 ； 浆液喷嘴 查， 导流板情况正常 ， 未见损坏 目 前， 各燃煤电厂陆续普及脱硫系统。已有石灰石一石膏湿法、 旋 或磨损严重。 说明烟气进入吸收 转喷雾干燥法 、 常压循环流化床法 、 海水脱硫法 、 炉内喷钙尾部烟气增 塔后流场应分布均匀。 ２ ． ３ ． ８ 通过 湿活化法 、 电子束法 、 烟气循环流化床法等共十多种工艺的脱硫技术 ， 运行专业提供 的修前 Ｆ Ｇ Ｄ进 口 但主流的为石灰石一石膏湿法脱硫技术。 烟气流量和烟温数据校核计算 ， 为提高排烟温度， 避免低温腐蚀 ， 大部分的湿法脱硫系统种均装设 除雾器层烟气最大不均匀流速 了Ｇ Ｇ Ｈ （ 烟气换热器 ） 。为了减少吸收塔排 出的净烟气 中的石灰石 一石 为 ５ ． ９ １ ｍ ／ ｓ ， 尚在允许范围内， 但 膏雾滴含量 ， 改善 Ｇ Ｇ Ｈ堵塞现象， 吸收塔顶部均设有除雾器。 接近极限值（ ６ ｍ ／ ｓ ） ， 可排除脱硫 ２ 工程 实例 烟气系统的影响因素。 ２ ． ３ ． ９ 综上 ２ ． １ 华能太仓电厂脱硫吸收塔情况简介 。该 电厂一期工程 （ ２ Ｘ 所述 ， 吸收塔 除雾器堵塞 的主要 ３ ０ ０ Ｍ Ｗ） 机组脱硫系统采用山东三融环保工程有限公司（ 简称“ 山东三 原因为脱落的玻璃鳞片和衬 胶 融” ） 引进德国鲁奇・ 比晓夫能源环保公司的湿法脱硫技术。烟气脱硫系 碎片遭成的浆液喷嘴堵塞、次要原 因为吸收塔加入的石灰石干粉粒层 统（ 简称“ Ｆ Ｇ Ｄ ” ） 与燃煤发电机组的锅炉形成对应布置 。Ｆ Ｇ Ｄ由山东三 不符合要求， 浆液易发生沉积。 融设计并配套提供设备。 ３ 除雾器堵 塞 问题 的判 断 ２ ． ２吸收塔除雾器堵塞问题。２ ０ １ ０ 年５ 月 １ ０日～５ 月２ ０日， 华能 通过对以上实例的分析说明， 在发生吸收塔除雾器堵塞问题时， 太仓电厂 Ｆ Ｇ Ｄ １因吸收塔 １ 除雾器压差大（ 约３ ８ ０ ｐ ａ ） 及脱硫效率过低 从 以下几 方面着 手 ： 而停役检修。检修中， 对除雾器喷淋管道及喷嘴、 除雾器表面堵塞 隋况 ３ ． １ 判断除雾器喷淋系统是否正常工作 ： 系统压力是否正常、 喷淋咂 和浆液循环管喷嘴进行了重点检查。发现塔内浆液循环管喷嘴堵塞 ４ ４ 嘴是否损坏。 只（ 共计 ２ １ ２只） ， 因堵塞严重 ， 无法疏通 ， 故进行割管 ， 疏通后装复。除 ３ ＿ ２ 通过校核计算 ， 判断系统烟气流速是否超出除雾器工作的允 雾器堵塞严重， 且呈不均匀分布， 局部区域甚至有冲顶现象。吸收塔塔 范 围 。 壁 防腐层 只有局部磨 损。２ ０ １ １ 年 １月 １ ９日 ～１ 月２ ２ Ｅ ｔ ， Ｆ Ｇ Ｄ １因 ３ ． ３ 检查浆液循环管道喷嘴是否发生堵塞 ， 致使通过除雾器的烟 Ｇ Ｇ Ｈ１ 及吸收塔 １ 除雾器压差大而申请停役 ４ ８ 小时进行冲洗 ， 停役前 流速局部过决。此项检查工作可以通过对 日常运行中各循环泵出口归 吸收塔 １ 除雾器压差达到 ４ ８ ０ ｐ ａ 左右。 对除雾器进行了 １ ２小时左右的 力的长期趋势进行分析判断。 冲洗， 发现除雾器堵塞 晴况严重。２ ０ １ １ 年 ９月 ２ ３日， Ｆ Ｇ Ｄ１ Ｃ级检修 ， ３ ． ４设计或施工的问题 ， 塔内浆液喷淋布置和吸收塔入 口烟道导． ？ ｊ 检修前吸收塔 １ 除雾器压差达到 ３ ８ ０ ｐ ａ 左右。以上频发 的吸收塔除雾 不合理， 也将导致塔内烟气流速不均。 器堵塞 睛况已经严重影响到脱硫系统的正常投运。 ４ 除雾器堵 塞 问题 的危害 ２ ． ３问题分析。 ２ ． ３ ． １ 除雾器堵塞 晴况严重， 且呈不均匀分布 ， 但靠近 ４ ． １ 大量的石灰石 一石膏一灰的混合物体在 除雾器表面发生堆积 中间部位堵塞严重点更多 ， 明显可见堆积物呈 山峰状堆积 ， 说 明已存在 导致除雾器重量加大 ， 而除雾器为 Ｐ Ｐ材质， 承载能力有限， 堵塞严重日 ： 局部流速过Ｊ 决问题。也有部分除雾器表面清洁 ， 无浆液沉积物附着 ， 说 甚 至会发 生 除雾 器垮 塌事故 。 明冲洗水可以满足正常除雾器冲洗要求 。２ ． ３ ． ２ 重点检查除雾器冲洗喷 ４ ． ２ 除雾器表面堵塞后， 造成通流面积减小 ， 除雾器处通过的烟气 嘴， 发现喷嘴完好 。同一冲洗水管线 的除雾器并没有完全堵塞 ， 总有部 速加快 ， 而除雾器对烟气流速是有要求 的（ 一般烟气流速在 ６ ｍ ／ ｓ 下 分区域非常清洁， 通过检查运行记录发现 ， 三路除雾器冲洗水压力均在 可正常工作 ） ， 此时， 未堵塞处的除雾器除雾效果降低 ， 造成堵塞现象 正常范围（ ３ ． ５ Ｋ ｐ ． 左右 ） 。以上情况说 明， 除雾器冲洗水系统不存在问 延 ， 并恶性循环 ， 直至完全堵塞。 题。 ２ ． ３ ． ３ 浆液循环管道内存在沉积现象（ 以 Ａ、 Ｃ两层最为严重 ） ， 部分支 ４ ３ 除雾器堵塞后 ， 除雾器处烟气流速加快， 烟气携带能力加强， 管完全堵塞； 浆液喷嘴堵塞 腈况严重 ， 共计有 ６ ０个完全堵塞（ 吸收塔 １ 雾器除雾效果降低 ， 进入 Ｇ Ｇ Ｈ的烟气 中石灰石 一石膏一灰的混合物｛ ｛ 共有 ２ １ ２ 个喷嘴 ） ， 清理过程中， 发现堵塞物主要为浆液沉积， 并含有大 滴增多 ， 导致 Ｇ Ｇ Ｈ发生堵塞， 同样引起 Ｆ Ｇ Ｄ系统因阻力过大而停。 量玻璃鳞片碎片（ 其 中有少量尺寸较大） 和管道衬胶碎片。 （ 见图 １ ） ２ ． ３ ． ４ ５反事故措施 塔壁防腐层除局部磨损外 ， 未发生脱落现象 ； 塔底处防腐层脱落约 ４平 本着预防为主的原则 ，建议各同业人员在工作 中加强对此问题 自 米， 并有局部空鼓现象。２ ． ３ ． ５吸收塔底部发现有三处防腐层脱落， 最大 重视， 确保脱硫系统的长期安全 、 稳定运行。 处约 ３ ～ ４平方 ， 另两处均较小约 ８ ～１ ０ Ｃ Ｍ２和 １ ０ ０ Ｃ Ｍ２ ， 各损坏点均 ５ ． １ 在脱硫系统基建过程中， 把好吸收塔内部各设备的安装质量关 处于某一脉冲喷嘴的正下方，吸收塔底部防腐脱落处的底板均有不同 对于各浆液及冲洗喷嘴的安装位置应严格按图施工 ；抓住施工的内 程度的冲蚀现象 ， 其 中最小点处钢板 已穿透。 后又对脱落面积最大的部 质量 ， 避免因防腐层脱落给吸收塔设备造成严重损失。 分进行了水平度检查 ， 发现该处钢板存在少量的变形。 脱落面积最大处 ５ ． ２ 在脱硫系统运行中， 注意各项运行参数的收集 ， 定期进行各项 边缘的防腐层有部分空鼓 ， 后进行了扩大修复。 ２ ． ３ ． ６ 循环泵出口管道内 数变化趋势的分析 ， 根据实际情况 ， 做好运行方式的调整（ 如除雾器 部衬胶损坏， 进出 口管道还有部分衬胶起鼓即将爆破 ， 起鼓衬胶爆破后 浏 顷 序、 频率及时间） 。 将加剧大面积的衬胶损坏 。衬胶损坏后的碎片也是堵塞喷嘴的重要原 ５ Ｉ ３每隔两年利用检修机会对浆液循环管道进行彻底检查 ， 将损 因。（ １ ） 采用了非标准胶板（ 标准胶板宽 １ ． ２ 米） ， 胶板接缝多。喷砂除锈 衬胶的管道全部外围重新衬胶。 不彻底。 压贴胶板时未彻底去除局部残存气体 ， 贴板时进入空气多。 （ ２ ） ５ ． ４ 加强对吸收塔基础沉降的定期观测工作， 建立预警机制。 在喷砂 、 贴胶板时环境温度 、 湿度控制不严 。施工湿度过大或温度过 参 考文献 低， 粘贴橡胶板的胶浆混入水分或失效。以上两种因素导致衬胶做好后 ［ １ 】 湿 法烟 气脱硫 工艺技 术全 程控 制指 导手 册【 Ｍ 】 ． 北京 ： 中 国电力 出版禾 存在隐患 ， 当运行时多次启停管道的温度变化 ， 在衬胶夹缝中产生冷凝 Ｉ Ｓ Ｂ Ｎ９ ７ ８ － ７ － ５ ０ ８ ３ － ４ １ ２ ５ － ５ ． 水， 导致衬胶产生气泡。２ ． ３ ． ７对 Ｇ Ｇ Ｈ进入吸收塔处烟道导流板进行检 ｆ ２ ］ 吴 忠标 ． 大 气污染控 制技 术『 Ｍ１ ． 北京： 化 工 出版社 ．
湿法脱硫系统除雾器结垢分析及预防措施
湿法脱硫系统除雾器结垢分析及预防措施摘要：某发电公司660Mw机组烟气脱硫除雾器结垢事故频发，严重影响机组的正常运行。
针对该问题，进行了垢物化验，系统分析了影响除雾器运行的各种因素。
由于冲洗不及时，烟气携带的浆液在除雾器叶片间发生了沉积和结晶反应形成的混合垢是脱硫系统除雾器故障的原因，并提出了一系列预防措施。
关键词：脱硫；除雾器；结垢；堵塞；预防措施石灰石-石膏湿法脱硫技术是世界范围内烟气脱硫的主流技术，除雾器是石灰石-石膏湿法烟气脱硫塔中非常重要的核心装置，用于分离净烟气携带的液滴。
由于被分离的液滴中含有石膏等固态物，存在除雾器结垢的风险，需定期进行在线冲洗，保持除雾器叶片表面清洁。
同时火电厂已取消了脱硫旁路，因此除雾器故障不仅会造成脱硫系统的停运，还会导致整个机组停机。
一、除雾器工作原理、系统组成及特点通常使用的除雾器有双波除雾器和单波除雾器（如图1），均是利用水膜分离的原理实现气水分离，原理如图2。
当带有液滴的烟气进入人字形板片构成的狭窄、曲折的通道时，由于流线偏析产生离心力，将液滴分离出来，液滴撞击板片，部分黏附在板片壁面上形成水膜，缓慢下流，汇集成较大的液滴落下，从而实现气水分离。
冲洗系统则由冲洗喷嘴、冲洗管道、冲洗水泵、冲洗水自动开关阀、压力仪表、冲洗水流量计以及程控器等组成。
除雾器冲洗系统的作用是定期冲洗掉除雾器板片上捕集的浆体、固体沉淀物，保持板片清洁、湿润，防止叶片结垢和堵塞流道。
另外，除雾器冲洗水还是吸收塔的主要补加水，是系统水平衡中的重要部分。
由于析流板除雾器是利用烟气中液滴的惯性力撞击板片来分离气水，因而除雾器捕获液滴的效率随烟气流速的增加而增加，流速高作用于液滴的惯性大，有利气水分离。
但当流速超过一定限值时，烟气会剥离板片的液膜，造成二次带水，反而降低除雾器效率。
另外，流速的增加使除雾器的压损增大，增大了脱硫风机的能耗。
二、系统概述某发电公司2X600MW超临界燃煤空冷机组，配套建设有石灰石-石膏湿法脱硫装置。
脱硫除雾器
除雾器堵塞原因
• 1.由折流板式除雾器利用液滴的惯性分离的原理可知，除雾器 除雾效果与烟气流速相关。在一定烟速范围内，除雾器对液滴 分离能力随烟气流速增大而提高。但流速过高烟气的携带能力 增强，容易产生雾沫的二次夹带，同时流速过大提高了系统阻 力和能耗。流速过低不利于气液惯性分离效果和降低除雾效率 ，流经除雾器的烟气流速应具有一个合理的范围，通常设计烟 气流速在3.5 m/s～5.5 m/s 之间。在系统安装完成后，运行 中保证除雾器截面流速均匀分布的主要任务为保证除雾器各流 道的畅通，不可发生结垢引起的局部流道堵塞导致其他流道内 的烟气流速升高，引起烟气携带量增加而影响整台除雾器的除 雾效果；因为结垢层的存在，减小了通道面积,导致该处的烟气 流速增大,加大了二次携带的风险，除雾器叶片一旦开始结垢, 发展将十分迅速。
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3.安装质量方面 安装质量较差。表现在扣件松动, 除雾器间隙不均匀 等; 喷嘴位置未进行调整, 喷嘴分布不均匀, 有的直接 对着大梁和塔壁, 根本起不到冲洗作用等。 4.运行原因 长期低负荷运行或部分烟气脱硫, 烟气流速低, 系统 积灰, 引起除雾器和GGH 堵塞, 系统阻力增大; 冲洗水系 统阀门内漏严重, 没有及时发现和处理, 致使系统水平衡 出现问题, 吸收塔液位一直维持在高位, 除雾器冲洗减少, 甚至长时间不冲洗; 由于除雾器冲洗阀门反复动作, 电动 头故障率比较高,防水措施不太好, 阀门接线处经常进水, 阀门内漏比较严重, 使得阀门行程和严密性发生变化, 冲 洗水压力降低, 影响冲洗效果; 冲洗水含尘量大。没有及 时发现和处理上述缺陷, 也没有定期对除雾器进行检查。 这些运行方面的问题导致了除雾器冲洗不干净, 浆液积累、 结垢, 使除雾器超载而塌陷。
除雾器堵塞的预防
• 1.除雾器检查 在每次机组大小修或脱硫系统停运时都应对除雾器 进行检查，保证除雾器芯体无杂物堵塞，表面光洁 ，无变形、损坏，连接紧固件完好、牢固，喷嘴及 管道畅通。发现堵塞时要对除雾器进行彻底清理， 保证除雾器运行正常。 2.除雾器差压报警 除雾器差压报警必须在DCS组态，并在显示器上有 报警提示。运行人员每班监视压降的变化，有效地 撑握系统的运行状态，做到及时发现问脱硫除雾器 堵塞的原因分析及预防题，及时处理。
脱硫系统的结垢、堵塞与解决办法
石灰石－石膏湿法脱硫技术问题及脱硫效率探讨田斌摘要：阐述了石灰石－石膏湿法脱硫工艺原理及存在的技术问题和处理方法，并对影响脱硫效率的主要因素进行了探讨。
关键词：湿法脱硫；技术问题；脱硫效率当前脱硫技术在新建、扩建、或改建的大型燃煤工矿企业，特别是燃煤电厂正得到广泛的推广应用，而石灰石－石膏湿法脱硫是技术最成熟、适合我国国情且国内应用最多的高效脱硫工艺，但在实际应用中如果不能针对具体情况正确处理结垢、堵塞、腐蚀等的技术问题，将达不到预期的脱硫效果。
本文就该法的工艺原理、实践中存在的技术问题、处理方法及影响脱硫效率的主要因素做如下简要探讨。
1. 石灰石－石膏湿法脱硫工艺及脱硫原理从电除尘器出来的烟气通过增压风机BUF进入换热器GGH，烟气被冷却后进入吸收塔Abs，并与石灰石浆液相混合。
浆液中的部分水份蒸发掉，烟气进一步冷却。
烟气经循环石灰石稀浆的洗涤，可将烟气中95%以上的硫脱除。
同时还能将烟气中近100%的氯化氢除去。
在吸收器的顶部，烟道气穿过除雾器Me，除去悬浮水滴。
离开吸收塔以后，在进入烟囱之前，烟气再次穿过换热器，进行升温。
吸收塔出口温度一般为50-70℃，这主要取决于燃烧的燃料类型。
烟囱的最低气体温度常常按国家排放标准规定下来。
在我国，有GGH 的脱硫，烟囱的最低气温一般是80℃，无GGH 的脱硫，其温度在50℃左右。
大部分脱硫烟道都配备有旁路挡板（正常情况下处于关闭状态）。
在紧急情况下或启动时，旁路挡板打开，以使烟道气绕过二氧化硫脱除装置，直接排入烟囱。
石灰石—石膏稀浆从吸收塔沉淀槽中泵入安装在塔顶部的喷嘴集管中。
在石灰石—石膏稀浆沿喷雾塔下落过程中它与上升的烟气接触。
烟气中的SO溶入水2溶液中，并被其中的碱性物质中和，从而使烟气中的硫脱除。
石灰石中的碳酸钙与二氧化硫和氧（空气中的氧）发生反应，并最终生成石膏，这些石膏在沉淀槽中从溶液中析出。
石膏稀浆由吸收塔沉淀槽中抽出，经浓缩、脱水和洗涤后先储存起来，然后再从当地运走。
石灰石-石膏湿法脱硫除雾器堵塞分析与对策
第 １卷 （ １ 年第 ８ ） ３ ２ １ ０ 期
很厚的垢层 ，并很快 造成设备堵塞而停运。此外，
液滴将不断碰撞、长大、坠落，最终造成 除雾器堵 塞更 为 严重 。
３ 预 防除雾器堵塞的措施和对策
３ １ 严格控制吸收塔浆液 ｐ 值 ． Ｈ 将吸收塔浆液 ｐ Ｈ值控制在 ５２～５ ８ ． ．，最好 控制在 ５４～ ５６ ．的加入量 ， 防止浆液 ｐ Ｈ值超标运行 ，尤其是超上 限运行。因 为当 ｐ Ｈ值大于 ５ ８ ． 后，脱硫系统的脱硫率不但不 会继续升高 ，反而会降低； 而当 ｐ Ｈ值等于 ５９ ． 时， 浆液中的碳酸钙含量会由于其 自身的包裹作用而达 到 ２ ９ ％，造成石灰石浆液的浪费 ，而且亚硫酸 ．８ 钙的含量也将超 出控制标准。 尤其 当ｐ Ｈ值大于 ６ ２ ．
亚 硫酸 盐 ，氧化 风机 出力 正常 。但 由于 吸收塔 石膏 浆 液液 位 长期控 制在 ７０ｉ 右 ， 比设计 值 ８ ３ｍ ． ｎ左 ．
在脱硫系统的实际运行 中，该厂要求每个班组 作业期间冲洗 ２ 次除雾器 。但有的班组要么忘记了 冲洗 ，要么 与上 个班 组 的冲洗 时 间相 隔很 长 ，要么 未根据 吸收塔浆液浓度和除雾器压差的实际情况调 整冲洗频率 。随着除雾器结垢量 的增长 ，冲洗除雾 器 的效果大大减弱，最终造成 除雾器的严重堵塞。 ２４ 烟气 流速 不 时变 化 ，影 响除雾 效果 ． 该厂所处区域 的电源结构 中水电占较大 比重 ，
流速 超 出 除雾 器 的设计 值 ，使 聚集 到 除雾器 表面 的 液滴 又被 高速 烟气 带走 ，导 致烟 气含 固量增 加 。而 穿 过除 雾器后 ，这 部分 烟气 的流速 将 降低 ，其 中的
的吸收极限时 ，亚硫酸钙、硫酸钙就会以晶体的形
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湿法脱硫除雾器除垢方法
我国85%以上烟气脱硫采用湿法脱硫技术。
在湿法脱硫装置长期运行中，除雾器结垢问题普遍存在。
除雾器结垢会使除雾器叶片间通道变窄，叶片表面不光滑，造成流场不均匀，除雾器效率降低，引起“石膏雨”。
结垢严重时，会局部堵塞除雾器通道，一定程度时造成整体塌陷，有的甚至将除雾器底部冲洗水管和支撑梁压断。
除雾器掉落若发现不及时，还可能堵住循环浆液泵入口滤网，造成循环泵振动过大。
除雾器结垢给脱硫系统的安全运行带来隐患。
因此研究解决除雾器结垢问题可提高脱硫系统运行稳定性。
1除雾器结垢原因分析
除雾器结垢根据垢淀质地及其清理程度可分为软垢和硬垢。
1.1软垢
软垢呈叶状，柔软，相对来说较易处理。
究其成分，为CCS垢和碳酸钙垢。
CCS垢即CaSO3˙1/2H2O和CaSO4˙2H2O2种物质的混合结晶物。
CaSO3˙1/2H2O在水中溶解度小，脱硫系统在较高pH下运行时，浆液中的硫多以SO2－3形式存在，易使亚硫酸钙达到饱和并超过临界饱和值，当烟气夹带浆液通过除雾器时，在其表面结晶沉积，形成软垢。
此外，碳酸钙是一种难溶物质，但碳酸钙垢易清理，属于软垢。
由石灰石－石膏法脱硫中未参与反应的碳酸钙或石灰－石膏法脱硫中Ca(OH)2在较高pH下与烟气中CO2反应生成的碳酸钙在除雾器表面沉积生成。
美国EPA和TV A中试结果表明，当浆液pH大于6.2时，易发生软垢堵塞［1］。
1.2硬垢
硬垢为坚硬的结晶垢，无法通过降低pH或高压冲洗的方法清除，必须使用机械方法。
究其成分，为石膏垢和灰垢。
当吸收塔浆液石膏过饱和度大于1.4时，溶液中石膏会析出结晶，沉积形成硬垢。
亚硫酸钙软垢在除雾器表面若不及时清理会逐渐氧化，在较高温度烟气作用下，干湿交界面处易形成硬垢。
烟气中携带的飞灰、浆液中含有硅、铝、铁等物质，在除雾器表面沉积形成的硅酸盐垢极其坚硬，且飞灰中金属氧化物黏性较强，所形成的垢难以清理。
2除雾器减缓垢方法
2.1控制脱硫运行参数
脱硫运行条件不仅影响脱硫效率，还会影响脱硫系统稳定性。
不良的运行条件会造成系统内结垢。
为防止结垢，宜控制主要参数:浆液pH不高于6，氧化风量充足，浆液密度宜运行在1080～1180kg/m3。
苏大雄等［2］对石灰湿法脱硫过程中pH变化对结垢的影响做了研究，通过饱和指数法判断结垢趋势。
研究表明，pH7～8时，结垢严重;pH4～6时，不易结垢。
强制氧化可促使CaSO3溶液向CaSO4溶液转化，消除CaSO3的过饱和度，有效降低其结垢风险，而CaSO4的过饱和度可通过控制停留时间和浆液固体含量得到有效控制。
在一定浆液停留时间条件下，适当增加浆液中固体石膏含量可增大CaSO4结晶表面，提高结晶速率，从而将石膏过饱和度降低在不易发生结垢的程度［3］。
监控浆液密度，合理运行石膏脱水系统，将浆液密度控制在合理范围内，可保障浆液良性运行。
2.2除雾器冲洗控制
为防止除雾器结垢，需在除雾器上下布置冲洗喷嘴对除雾器进行冲洗。
适当的冲洗水压力、水量、冲洗频次、覆盖率及冲洗水品质对减缓结垢有很大作用。
冲洗水压力宜0.15～0.30MPa，下层除雾器冲洗水量及频次宜较大，冲洗水覆盖率300%，冲洗水不溶物含量及硬度应控制在低值。
冲洗水压力、水量过小则不足以将软垢冲洗完全，若冲洗水压力、水量过大则会造成二次夹带。
冲洗频率方面，第一级下多为30min冲洗1次，每次持续45～60s，一级上30～60min冲洗1次，持续时间45～60s，第二级下每小时冲洗1次，每次持续冲洗时间为45～60s。
冲洗水覆盖率300%，保障除雾器叶片表面湿润，如果冲洗覆盖率不足，会使除雾器板片出现干区，导致结垢和堵塞。
此外冲洗水不溶固体物含量及硬度需控制在较低值。
若不溶物含量高会在除雾器上形成新的晶核，Ca2+硬度高促使亚硫酸钙、硫酸钙过饱和度增加，引起结垢。
2.3使用添加剂
向以石灰/石灰石为脱硫剂的浆液中加入阻垢添加剂，可有效防止结垢，从而提高系统运行可靠性和稳定性。
肖辰畅等［5］研究表明，腐植酸钠可促进石灰石溶解的共轭酸碱体系，阻止石灰石沉淀结垢，同时腐植酸钠与溶液中金属离子发生吸附、络合、离子交换作用，起到阻止硬垢的作用。
杨震等［6］复配的除垢剂:EDTA－4Na为18.00%，LAS为0.75%，EDTMPS为5.00%，NaH2PO4为0.75%，对CaSO4垢的阻垢率可达80%以上，同时亦可降低CaCO3垢生成。
目前脱硫系统阻垢剂品种较多，但专门在运行过程中消除除雾器结垢的添加剂有待开发。
2.4降低杂质含量
飞灰、石灰石中杂质均会对除雾器结垢带来影响，并使结垢硬化，难以清理。
因此，需通过控制除尘效率使进入脱硫塔的灰尘含量低于设计值，保障石灰石纯度不低于设计值，达到减缓结垢的目的。
正常情况进入吸收塔前飞灰含量已被除尘器降至30mg/m3以下，吸收塔浆液可以洗涤50%左右的飞灰，到达除雾器处的烟气飞灰含量一般较低，正常冲洗可以保证除雾器洁净。
但实际中很多电厂煤种与设计值偏差较大，灰分高出设计值，或者除尘器运行达不到设计要求，致使脱硫系统进口烟气飞灰含量远高于设计值，大量飞灰在除雾器表面沉积，由于飞灰中的金属氧化物黏性较强，而且飞灰颗粒细小，一旦结垢很难去除［7］。
苏伟［8］研究表明，飞灰可导致硫酸钙晶体发生晶格畸变。
经EDS分析表明，飞灰与硫酸钙晶粒结合过程中，含有Fe元素的物质起到了比较大的作用。
飞灰中活性物质及其反应生成物存在于飞灰颗粒、硫酸钙晶粒间，增强了结合程度，使垢淀致密性增加。
石灰石中的杂质对脱硫系统的性能将产生重要的影响，常见的杂质包括MgCO3、SiO2、Al2O3和Fe2O3。
其中MgCO3中的镁离子在结晶过程中会显著地降低副产物的结晶性能。
与MgCO3类似，Al2O3和Fe2O3可能导致高含量可溶性盐在塔内浆液中的浓度富集，会影响石灰石的溶解速率。
如果石灰石中杂质含量过多，而脱硫塔在运行过程中冲洗水量不够，也会引起脱硫系统结垢。
2.5提高烟气分布均匀性
烟气流速及分布均匀性在很大程度上影响除雾器效率，同时对除雾器结垢产生影响。
进行流场模并通过前端导流、整流等作用确保烟气分布均匀性，对防止除雾器结垢有重要意义。
通过除雾器的烟气流速宜控制在4～7m/s。
采用可调节型除雾器适应负荷及烟气量变化，保障除雾器通流气速，可减免除雾器结垢及二次夹带现象。
通过除雾器的烟气流速在特定范围内有较高除雾效率，若烟气分布不均匀，使得部分除雾器叶片间烟气流速过高，会撕裂板片上形成的液膜，造成二次夹带，且板片变干，板片上附着的稀浆液会因失水使过饱和度大于1.4的临界结晶值，引起结垢。
另一部分除雾器叶片间烟气流速过低，气流弯曲流动时产生的离心力不足以使细小的液滴从烟气中分离出来，除雾效果差，易造成浆液在除雾器表面沉积，引起结垢，且携带走的浆液会引起下游设备结垢［9］。
此外，除雾器叶片结构形式及表面光滑性影响到局部流场均匀性，且表面不平整处会成为局部结垢诱发点。
3结论
除雾器结垢给脱硫系统稳定运行带来隐患，可采用如下方法减免除雾器结垢现象发生。
(1)控制脱硫运行参数，将浆液pH控制在6以下，保证足够的氧化风量及石膏晶种，防止亚硫酸钙、硫酸钙过饱和度超过临界值，宜控制浆液密度为1080～1180kg/m3。
(2)冲洗水压力宜0.15～0.30MPa，下层除雾器冲洗水量及频次宜较大，冲洗水覆盖率300%，冲洗水不溶物含量及硬度应控制在低值，及时除去除雾器表面软垢，防止软垢恶化成难清理的硬垢。
(3)适当向浆液中添加阻垢剂，降低石膏垢、石灰石垢生成可能性。
(4)严格控制除尘效率和石灰石品质不低于设计值，降低杂质含量，减少飞灰杂质垢的生成。
(5)优化烟气流场，使流场均匀，保障除雾器通流气速在4～7m/s，提高除雾器效率，阻止除雾器局部结垢。