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
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。
石灰石-石膏湿法脱硫技术常见问题及应对措施
石灰石-石膏湿法脱硫技术常见问题及应对措施发布时间：2021-07-23T03:29:18.706Z 来源：《中国电业》（发电）》2021年第7期作者：付强[导读] 浆液循环泵在运行中会对吸收塔内的浆液进大幅扰动，产生起泡现象，如果烟气中含有大量油污，杂质等会加剧起泡，浆液起泡会形成虚假液位，导致我们对吸收塔液位的误判，无法进行有效的调整，轻则造成吸收塔溢流，重则造成浆液品质恶化，直接影响脱硫效率，浆液起泡的原因可能有以下几种：四川中电福溪电力开发有限公司四川省宜宾市 645152摘要：石灰石-石膏湿法脱硫是一种非常成熟的烟气脱硫技术，具有脱硫效率高，吸收剂易获取，副产物可以再利用等众多优点被各大电厂广泛采用，其脱硫效率可达95%以上，且工艺相对简单。
但在我们实际运行中可能会遇到一些异常情况，本文针对某发电公司石灰石-石膏湿法脱硫工艺中所常见的一些问题，以及可采用的应对措施进行探讨。
关键词：石灰石-石膏湿法脱硫；浆液起泡；浆液恶化；应对措施常见问题一：吸收塔浆液起泡浆液循环泵在运行中会对吸收塔内的浆液进大幅扰动，产生起泡现象，如果烟气中含有大量油污，杂质等会加剧起泡，浆液起泡会形成虚假液位，导致我们对吸收塔液位的误判，无法进行有效的调整，轻则造成吸收塔溢流，重则造成浆液品质恶化，直接影响脱硫效率，浆液起泡的原因可能有以下几种：机组启动时，因为锅炉投油和燃烧不完全，电除尘电场也投入较少，烟气中带有大量的油和飞灰等杂质进入吸收塔，导致浆液品质变差，在浆液循环泵大量扰动下液面产生大量气泡，形成虚假液位，此时如果按照DCS系统显示的液位运行，极有可能造成吸收塔溢流。
减少吸收塔浆液气泡的措施：1.尽量减少锅炉投油时间，油枪投入时间越长，对电除尘器和吸收塔内浆液造成直接影响越大。
2.脱硫系统启动前向吸收塔注入一定液位的清水，不要将事故浆液箱储存的浆液全部入吸收塔，使用原浆会加剧浆液起泡现象，为加快吸收塔内浆液结晶速度，可以倒入少量原浆，吸收塔上水液位不宜过高。
湿法脱硫吸收塔结垢原因分析与防治
湿法脱硫吸收塔结垢原因分析与防治马双忱;徐昉;徐东升;李德峰;于燕飞;樊帅军;庞蔚莹【摘要】某热电厂2×330 MW燃煤亚临界发电机组采用石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺,脱硫系统在长期运行过程中,吸收塔内烟气入口、除雾器、浆液循环泵滤网和氧化空气管道等位置出现明显结垢情况.在对不同垢样分别取样后,借助于X射线衍射(XRD)、扫描电子显微镜(SEM)、X射线能谱分析(EDS)、热重分析(TG)等检测方法对其元素组成、微观形貌及重要离子含量等进行表征,经分析后得出垢样形成原因与垢样在吸收塔内生成位置有较强相关性,因为生成垢样的环境是垢形成的根本原因.垢样根据结垢机理的不同大致可以分为3类:“湿-干”区域垢、结晶结垢和沉积结垢.针对不同类型结垢提出相应解决方案,指出实现脱硫过程氧化反应与pH耦合控制是解决脱硫系统运行问题的关键.【期刊名称】《电力科学与工程》【年(卷),期】2019(035)004【总页数】8页(P51-58)【关键词】湿法脱硫;硫酸钙;结垢原因;结垢防治【作者】马双忱;徐昉;徐东升;李德峰;于燕飞;樊帅军;庞蔚莹【作者单位】华北电力大学环境科学与工程学院,河北保定071003;华北电力大学环境科学与工程学院,河北保定071003;华电渠东发电有限公司,河南新乡453000;华电渠东发电有限公司,河南新乡453000;华北电力大学环境科学与工程学院,河北保定071003;华北电力大学环境科学与工程学院,河北保定071003;华北电力大学环境科学与工程学院,河北保定071003【正文语种】中文【中图分类】X701.30 引言某热电厂为2×330 MW燃煤供热亚临界发电机组，脱硫系统采用石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺、采用1炉2塔脱硫装置。
吸收塔形式为比晓夫结构，即烟气自下而上经吸收塔浆液洗涤脱硫后进入烟囱排出，脱硫浆液由浆液循环泵做功后自上而下喷淋与烟气接触混合，去除其中以SO2为主要污染物的酸性气体和颗粒物，吸收塔浆液扰动方式是通过脉冲悬浮泵做功后向下运动的浆液。
石灰石—石膏湿法脱硫故障分析之“石膏雨”分析
石灰石—石膏湿法脱硫失效分析“石膏雨”分析目前，大部分火电厂烟气脱硫系统采用石灰石—石膏湿法脱硫工艺，烟气中夹带的石膏浆液随烟气排放落到地面，对周边环境带来污染，这种现象就称为“石膏雨”。
特别是在如今取消气—气换热器（GGH）装置情况下，“石膏雨”现象尤为明显。
因此，充分的分析“石膏雨”提前预防和改进设计是非常必要的。
1、“石膏雨”现象原因分析1.1、脱硫后烟气温度低进入吸收塔的烟气通过脱硫后，温度降低，在无烟气再热措施下，排烟温度较低，烟气从烟囱排放后不能有效提升、扩散到大气中，很快凝结成小液滴落下，形成“石膏雨”。
特别是当地气温较低、气压较低或在阴霾天气的时间段，“石膏雨”更易形成。
1.2、烟气通过除雾器时流速过高烟气流速过高，其夹带石膏浆液能力增强，除雾器除雾效果降低，随烟气排出烟囱的石膏浆液量增多，更易形成“石膏雨”。
因此，将烟气流速控制在最佳范围内尤为重要。
1.3、除雾器入口烟气分布不均匀烟气经脱硫后，通过除雾器时分布不均，导致局部除雾器堵塞，烟气流动的通道变小，流速加快，夹带石膏浆液能力进一步加强，更易形成“石膏雨”现象。
除以上成因以外，除雾器的除雾效果，原烟气中的烟尘颗粒物含量，吸收塔的设计，设备的运行将影响烟气中的浆液夹带，从而影响到“石膏雨”的形成。
2、“石膏雨”对策2.1、在设计过程中选择合适的烟气流速吸收塔设计烟气流速一般为3.5~4.0m/s左右，除雾器中的烟气流速略高于塔中的烟气流速。
塔内烟气流速应该综合多方面因素，设计合适的流速，才能避免“石膏雨”。
2.2、设计时选择合适的液气比液气比（L/G）是指单位时间内循环浆液量与烟气的体积比，是保证脱硫效率的关键指标之一。
吸收塔的液气比一般控制在10~15L/m3，足够的液气比是保证脱硫效率的前提，但液气比不能设计过高，过高的液气比会增加烟气中夹带的石膏浆液量，同时会增加除雾器的负荷，更易形成“石膏雨”。
因此，选择合适的液气比非常重要。
石灰石-石膏湿法脱硫技术存在的主要问题与解决办法
石灰石-石膏湿法脱硫技术存在的主要问题与解决办法1 石灰石-石膏湿法脱硫技术工艺流程石灰石－石膏湿法脱硫工艺采用石灰石作为SO2吸收剂，用球磨机将石灰石磨制成粉与水混合制成石灰石浆液。
烟气经除尘器后，从引风机出口排出进入吸收塔，烟气中的SO2被石灰石浆液所吸收，被净化后的烟气经除雾器除雾后离开吸收塔，由烟道进入烟囱排入大气中，同时生成可以利用的副产物石膏。
燃煤烟气湿法脱硫系统包括吸收剂制备系统、烟气系统、吸收及氧化系统、副产品脱水系统、脱硫废水处理系统、工艺水系统、压缩空气系统等子系统。
吸收塔中涉及到复杂的化学反应，具体反应方程式如下所述：SO2的吸收：SO2+H2O→H2SO3H2SO3→H++HSO3-（低pH时）H2SO3→2H++SO32-（高pH时）石灰石的溶解与中和：CaCO3（固）→CaCO3（液）CaCO3（液）→Ca2++ CO32-CO32-+ H+→HCO3-HCO3-+ H+→CO2（液）+H2OCO2（液）→CO2（气）亚硫酸盐的氧化：SO32-+H+→HSO3-HSO3-+1/2 O2→H++SO42-SO42-+H+→ HSO4-Ca2++HSO3-→Ca（HSO3）2Ca2++ SO42-→CaSO4（固）石膏结晶：Ca2++SO42-+2H2O→CaSO4·2H2O（固）总反应式：SO2（气）+CaCO3（固）+1/2 O2（气）+2H2O→CaSO4·2H2O （固）+CO2（气）2 脱硫系统常见问题2.1 脱硫效率低脱硫系统效率低下主要有石灰石活性不足，石灰石杂质过高，吸收浆液pH过低，Ca/S低，有效液气比低，石灰石浆液在吸收塔中的停留时间短，脱硫塔入口烟气温度过高，脱硫塔入口烟气含尘量大等原因[3]。
本文主要介绍各种离子浓度对脱硫效率的影响。
2.1.1 Cl-的影响CaCO3的分解式是：CaCO3+H++HSO3-→Ca2++ SO32-+H2O+CO2↑，若浆液中含有大量的氯离子，会形成氯化钙，氯化钙会电离生成Ca2+，由于同离子效应导致液相的离子强度增大，抑制H+的扩散，会造成上述反应向左移动，使CaCO3分解速率下降，降低系统脱硫效率；浆液中含氯离子的量过高，会增大石膏脱水的难以程度，改变石膏晶型，使石膏晶格发生畸形改变；另外，氯离子可与多种金属离子，如Fe3+、Al、Zn形成络合物，这些络合物会包裹在CaCO3颗粒表面，使参与反应的CaCO3减少，进而影响系统脱硫效率。
石灰石湿法脱硫结垢的原因分析与防治
石灰石湿法脱硫结垢的原因分析与防治摘要：结垢是影响石灰石/石灰湿法烟气脱硫系统运行安全性的主要问题之一。
分析了湿法烟气脱系统中各类垢体的形成机理,并阐述了系统结垢的主要防治方法。
关键词：石灰石脱硫；脱硫结垢；结垢原因；结垢防治1.湿法烟气脱硫系统概述石灰石-石膏法烟气脱硫工艺是目前火电行业应用最为广泛、技术最成熟的烟气脱硫技术之一，以石灰石为脱硫吸收剂，副产品为石膏。
但在实际运行中脱硫塔塔壁会出现结垢现象，脱落后的垢层分布在脱硫塔底部，会堵塞石膏排出泵入口滤网、循环浆液泵入口滤网、吸收塔底部排放口、石膏压滤的水力旋流器入口等。
而未脱落的垢层则仍依附在脱硫塔塔壁，会对检修工作带来安全隐患，通风不佳造成风压上升，影响脱硫乳化单元的脱硫效果。
1.湿式石灰石烟气脱硫系统的运行条件在湿式石灰石烟气脱硫系统中，从经济角度考虑，最重要的两个因素是脱硫截留率)和石灰石残留量(FGD-石膏) 。
虽然影响湿式石灰石烟气脱硫系效率(SO2统设计和运行的最相关的参数是物理参数，如液气比、吸收塔气速和氧化率、石浓度、反应池 pH 值、洗涤器温度、 HCl、 HF 和添灰石的反应性、烟气中 SO2加剂的使用等湿式石灰石烟气脱硫系统的化学因素，以及烟气脱硫系统效率的运行条件，如颗粒控制装置效率、烟气脱硫系统的停留时间、水处理或循环以及氧化过程，也可能影响湿式石灰石烟气脱硫系统的运行。
2.1. 石灰石的活性石灰石的粒径分布、孔隙率和石灰石中的杂质等性质对脱硫效率有重要影响。
这些参数可以作为影响石灰石活性的关键因素。
石灰石的活性被定义为提供碱性并与二氧化硫溶解到水中所产生的酸反应的能力。
常规湿式石灰石烟气脱硫系统中，石灰石经粉碎至平均粒径为5-20μm （大约为500目）后使用，但能耗大，一般以250目即可。
2.2. 酸碱度和温度H +浓度对石灰石的溶解速率和 SO2去除率有较大的影响。
烟气脱硫系统的设计是在5.0-6.0的最佳 pH 值范围内运行。
石灰-石膏湿法烟气脱硫塔体结垢的原因及装置的技术改造
石灰石膏湿法烟气脱硫主要设备、设施的技术参数
石灰石膏湿法烟气脱硫的主要设备、设施的技术参数1、脱硫塔脱硫塔塔体形式：FGD脱硫塔塔体数量：二炉一塔，共1套。
脱硫塔材质：8-22mmQ235A（内外加强）碳钢加内防腐烟气进塔方式：烟气由下进入，通过导流分布板均匀分布上升。
烟气处理量：600000m3∕ho脱硫塔入口二氧化硫排放浓度：≤1500mg∕m3脱硫塔出口二氧化硫排放浓度：≤100mg∕m3脱硫效率：297%液气比：16.5L∕m3除雾器出口烟气中雾滴浓度W75mg∕m3双层除雾耗石灰石量：纯度按90%计，湿法脱硫效率97%,钙硫比：1.03,则计算碳酸钙消耗量：炉外消耗：2.5T∕H0石灰石浆液浓度为30%,比重2.7g∕cm3o则每小时浆液消耗量：9.5m3∕ho 制浆工艺水需要6∙75ι113∕h°循环浆液PH值：5.2-6.2脱硫主塔直径：Φ5500∕7600mm o脱硫塔高度：32m。
安装3层喷淋，2层除雾器。
脱硫塔内部采用玻璃鳞片处理。
喷淋布水装置：喷淋系统能使浆液在吸收塔内均匀分布，流经每个喷淋层的流量相等。
对喷嘴进行优化布置，以使吸收塔断面上几乎完全均匀地进行喷淋。
吸收塔喷淋系统采用三层喷淋层，每层喷淋层由一根母管、若干支管和规则分布在支管上的喷嘴组成，分别对应1台吸收塔再循环泵。
各部分材料选择如下：喷淋系统管道：FRP喷嘴：SiC（碳化硅），特别耐磨，且抗化学腐蚀性极佳。
除雾器：除雾器用来在吸收塔所有运行状态下收集夹带的水滴，由安装在下部的一级除雾器和安装在上部的二级除雾器组成。
彼此平行的除雾器为波状外形挡板，烟气流经除雾器时，液滴由于惯性作用留在挡板上，从而起到除雾的作用。
由于被滞留的液滴也含有固态物，主要是石膏，因此就有在挡板上结垢的危险，所以设置了定期运行的清洗设备，包括除雾器冲洗母管及喷嘴系统。
冲洗介质是工艺水，工艺水还用于调节吸收塔中的液位。
除雾器形式：平板式除雾器各部分材料选择如下：除雾器：聚丙烯管道：PP管喷嘴：PP吸收塔搅拌器：在吸收塔收集池的下部径向布置了侧入式搅拌器，其作用是使浆液成悬浮物状态并使其进行扩散，即将固体维持在悬浮状态下，同时均匀分布氧化空气。
石灰石-石膏湿法脱硫工艺的基本原理
石灰石-石膏湿法脱硫工艺的基本原理一、石灰石-石膏湿法脱硫工艺的基本原理石灰石——石膏湿法烟气脱硫工艺的原理是采用石灰石粉制成浆液作为脱硫吸收剂，与经降温后进入吸收塔的烟气接触混合，烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙，以及加入的氧化空气进行化学反应，最后生成二水石膏。
脱硫后的净烟气依次经过除雾器除去水滴、再经过烟气换热器加热升温后，经烟囱排入大气。
由于在吸收塔内吸收剂经浆液再循环泵反复循环与烟气接触，吸收剂利用率很高，钙硫比较低(一般不超过1.1)，脱硫效率不低于95%，适用于任何煤种的烟气脱硫。
石灰石——石膏湿法烟气脱硫工艺的化学原理:烟气中的SO2溶解于水中生成亚硫酸并离解成氢离子和HSO 离子;烟气中的氧(由氧化风机送入的空气)溶解在水中，将 HSO 氧化成SO ; ? 吸收剂中的碳酸钙在一定条件下于水中生成Ca2+;在吸收塔内，溶解的二氧化硫、碳酸钙及氧发生化学反应生成石膏(CaSO4?2H2O)。
由于吸收剂循环量大和氧化空气的送入，吸收塔下部浆池中的HSO或亚硫酸盐几乎全部被氧化为硫酸根或硫酸盐，最后在CaSO4达到一定过饱和度后结晶形成石膏—CaSO4?2H2O，石膏可根据需要进行综合利用或抛弃处理。
二、工艺流程及系统湿法脱硫工艺系统整套装置一般布置在锅炉引风机之后，主要的设备是吸收塔、烟气换热器、升压风机和浆液循环泵我公司采用高效脱除SO2的川崎湿法石灰石,石膏工艺。
该套烟气脱硫系统(FGD)处理烟气量为定洲发电厂,1和,2机组(2×600MW)100,的烟气量，定洲电厂的FGD系统由以下子系统组成:(1)吸收塔系统(2)烟气系统(包括烟气再热系统和增压风机)(3)石膏脱水系统(包括真空皮带脱水系统和石膏储仓系统)(4)石灰石制备系统(包括石灰石接收和储存系统、石灰石磨制系统、石灰石供浆系统) (5)公用系统(6)排放系统(7)废水处理系统1、吸收塔系统吸收塔采用川崎公司先进的逆流喷雾塔，烟气由侧面进气口进入吸收塔，并在上升区与雾状浆液逆流接触，处理后的烟气在吸收塔顶部翻转向下，从与吸收塔烟气入口同一水平位置的烟气出口排至烟气再热系统。
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
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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 ．
石灰石及石膏湿法脱硫吸收塔内结垢分析及预防
石灰石及石膏湿法脱硫吸收塔内结垢分析及预防在石灰石及石膏湿法脱硫系统应用过程中，结垢是导致其稳定性下降的一个重要问题.。
本文以某发电厂所应用的330兆瓦机组烟气脱硫一级塔和除雾器出现的严重结垢的问题为基础，阐述结垢对脱硫工作产生的较大影响，并且对该问题进行深入分析，阐述相应的处理措施，以供参考.。
关键词：吸收塔；结垢；脱硫；预防措施1 石灰石-石膏湿法脱硫收塔结垢的影响当前石灰石-石膏湿法脱硫技术应用较为广泛，是烟气脱硫的主要技术，具有适用煤种范围广、吸收剂来源广泛、技术较为成熟而且脱硫效率高等诸多优点，但是在实际应用过程中会产生一系列问题，比如说，因为工艺均采用浆状物料、脱硫系统尤其是吸收塔容易结垢，最终造成系统的运行受到影响.。
吸收塔内部结垢不但会造成系统出现阻力增加、脱硫效果下降、塔内烟气流速不均等问题.。
2 吸收塔结垢的主要原因通过综合分析发现吸收塔结垢主要有三大原因，首先是湿干结垢.。
因为烟气的蒸发作用导致大量的浆液在塔壁上沉积.。
这种结垢方式主要出现在吸收塔烟机入口位置到底层喷嘴之间.。
另外强制氧化系统的氧化风管出口位置也会出现这种结垢.。
其次为结晶结垢.。
在浆液饱和浓度超过引起晶相成核作用的凝结饱和度时，石膏就会形成一些微小晶核.。
在塔内表面逐步出现坚硬的垢，在硫酸钙的饱和度超过沉积作用，凝结饱和度时就会逐步在塔壁上形成软垢.。
第三为沉积结垢.。
这种结垢主要是因为系统不合理、搅拌不充分所导致的，主要是浆液的流速逐步减慢，无法将浆液当中的颗粒夹带出来，最终导致固体颗粒在容器和管道底部逐步沉积下来.。
3 案例分析3.1 垢样分析某公司的330兆瓦机组脱硫系统主要使用的是石灰石-石膏湿法双塔双循环工艺路线.。
2016年9月该机组在投入运行之后较为稳定，在17年9月停机检查过程中，出现了一级吸收塔浆液区大量石灰沉积物堆积等情况，而且这种沉积的情况分布严重不均，少则一两米，高则六七米，沉积物将A---C浆液循环泵以及脉冲悬浮喷嘴等堵塞，吸收塔干湿交接位置以及下部的支架、塔臂等位置都出现了严重的结垢现象，对这些结垢物进行分析发现主要是松软的石膏.。
石灰石-石膏湿法脱硫吸收塔结垢分析及预防措施
CHENGSHIZHOUKAN 2019/39城市周刊96石灰石-石膏湿法脱硫吸收塔结垢分析及预防措施吴亚朝 阳煤集团昔阳化工有限责任公司摘要：石灰石-石膏湿法脱硫是一种有效的脱硫方法，但是由于操作不当，或是受到其他客观因素影响容易出现结垢的问题，进而影响到脱硫系统稳定运行。
结合石灰石-石膏湿法脱硫系统参数，发现导致结垢问题出现的原因多是由于除雾器喷嘴堵塞，浆液参数变化较大，以及脉冲悬浮系统故障等问题导致，进而影响到整体的脱硫效果。
故此，本文就石灰石-石膏湿法脱硫系统运行中，分析吸收塔结垢产生原因，制定合理的预防措施，有效改善吸收塔结垢问题。
关键词：石灰石-石膏湿法脱硫；吸收塔结构；预防措施石灰石-石膏湿法脱硫作为一项前沿技术，技术经过长期发展和完善，技术愈加成熟，具有脱硫效率高、适应范围广和吸收剂来源广的优势，石灰石-石膏湿法脱硫系统运行较为稳定，可以更好的满足实际需要。
但是，具体应用中仍然存在一定的问题，是由于物料为浆状的物料，实际应用中会产生吸收塔结垢的问题，进而威胁到石灰石-石膏湿法脱硫系统稳定运行。
如果处理不当，会导致脱硫系统的运行阻力增加，内部烟气流速不均匀，在一定程度上导致脱硫效率下降，严重情况下还会损坏设备，机组停机，影响到设备的使用性能和使用寿命。
一、吸收塔结垢的形成机理就石灰石-石膏湿法脱硫系统运行中，吸收塔结垢的因素多样，形成机理主要表现在以下几点：①湿干结垢。
是由于内部烟气温度较高，蒸发后黏附在内壁，导致浆液沉积，通常是在烟气入口与第一层喷嘴中间以及氧化风管出口的干湿交界处。
②结晶成垢。
此种问题的出现，通常是由于石膏在浆液饱和浓度高于均相成核作用的临界饱和度，将会导致浆液中形成众多微小的晶核，附着在吸收塔中，逐渐形成质地坚硬的垢[1]。
如果CaSO 31/2H 2O 饱和度超过均相成核作用临界饱和度，吸收塔的内壁会有垢沉积，形状不一、质地柔软。
③沉积结垢。
通常是由于石灰石-石膏湿法脱硫系统的结构设计不合理导致，加之搅拌不充分，致使浆液的流速缓慢，无法带走浆液中的颗粒，进而在管道沉积。
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。
600MW机组烟气脱硫系统的结垢问题分析
条件将导致不 同的垢体产生 。在介绍 国华宁海 Ａ
厂 石 灰 石 一 膏 脱 硫 装 置 工 艺 系 统 的基 础 上 ，结 石 合 系 统 内部 垢 物 形 成 情 况 进 行 理论 分 析 ．并 有 针 对 性 地 提 出 了系 统 结垢 防 治 方 法 。
２ Ｇ ｏ ｕ ｉ ｈｉ ｏ ｅ ｅｅａ ｏ ｏ， ｔ ， ｉ ｈｉ ｈ ｊ ｎ ６ ２ Ｃ ｉａ ． ｕ ｈ ａ ｎ ａ Ｐ ｗ ｒ ｎｒｔｎＣ ． Ｌｄ Ｎ ｎ ａ Ｚ ｅ ａｇ３ １ ， ｈｎ ） Ｎ ｇ Ｇ ｉ ｇ ｉ １ ５
Ａｂ ｔａ ｔ Ｔ ｉ ｐ ｐ ｒｉｔ ｄ ｃ ｓｔｅｔｃ ｎｃｌｓ ｕ ｔ ｎｏ ｅ ｌｅＧ ｓＤ ｓ ｌ ｒ ａｉｎ（ Ｇ ｓｒ ｃ： ｈｓ ａ ｅ ｒ ｕ ｅ ｈ ｅ ｈ ｉａ ｉ ａｉ ｆ ｔ ｕ ａ ｅ ｕｆ ｉ ｔ ｎｏ ｔ ｏ ｗ Ｆ ｕ ｚ ｏ Ｆ Ｄ）ｓｓｅ ｆｒ６ ０ ｙｔｍ ｏ ０
内部 结 垢 是 影 响 石 灰 石 一 膏 湿 法 烟 气 脱 硫 石 系 统 （ＧＤ） 全 稳 定 运 行 的主 要 因素 之 一 。 在 不 Ｆ 安 设 置 烟 气 换 热 器 （ Ｇ 的 脱 硫 系统 中 ， 垢 主 要 Ｇ Ｈ） 结 发 生 在 脱 硫 塔 内部 塔 内件 及 除 雾 器 表 面 。这 些 垢
ＭＷ ｎｔ ｎ Ｇｕ ｈｕ ｎ ｈ ｉＰ ｗｅ ｌ ｎ ｕ ｉ ｉ ｏ ａ Ｎｉ ｇ ａ ｏ ｒ Ｐ ａ ｔＡ．Ｔｈ ｏ ｇ ｈ ｎ ｌｓｓ ｏ ｈ ｏ ｍａｉ ｎ ｍｅ ｈ ｎ ｓ ｏ ａ ｏ ｓ ｓ ｒｕ ｈ ｔ ｅ ａ ａｙ ｉ ｎ ｔ ｅ ｆ ｒ ｔ ｃ ａ ｉｍ ｆｖ ｒ ｕ ｏ ｉ
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660MW火力发电厂石灰石灰石—石膏法脱硫技术分析
660MW火力发电厂石灰/石灰石—石膏法脱硫技术分析引言近年来，环保成了当今社会最热门的话题，身边的空气受到污染就会通过呼吸系统进入人的身体，使人的呼吸系统以及整体的健康状况受到影响。
因此，在环境治理方面，相关的学者和专家投入了大量精力在大气污染的防治工作中。
1 石灰石-石膏法脱硫的工作原理采用石灰石或石灰作为脱硫吸收剂，石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌成吸收浆液，当石灰为吸收剂时，石灰粉经消化处理后加水制成吸收剂浆液。
在吸收塔内，吸收浆液与烟气混合，烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应被脱除，最终反应产物为石膏。
在脱硫过程中，主要起作用的是石灰石，其与废气中的二氧化硫反应，最终生成亚硫酸氢钙；然后亚硫酸钙和亚硫酸氢钙与氧气反应最终生成石膏（CaSO4·2H2O）。
当完成脱硫和氧化过程后，吸收塔会将石膏浆液排出，排出的浆液再经过浓缩、脱水，从而达到含水量小于10%的标准，再送运至储存库，而具体的处理手段因每个火电厂的实际情况而不同，经过脱硫处理的烟气仍然不能直接排放，还要经过除雾器进行除雾，通过火电厂的烟囱排出。
2 脱硫石膏技术中出现的问题2.1石膏浆液质量石膏质量直接取决于石膏浆液质量。
石膏浆液质量的首要指标为石膏纯度，主要由石膏浆液中硫酸盐含量决定。
石灰石利用率反映了石灰石与二氧化硫反应生成硫酸盐的效率，衡量指标为石膏浆液中碳酸盐含量。
脱硫系统运行时，应控制碳酸盐含量低于3%，保证脱硫系统安全运行。
2.2 石灰石化学成分石灰石化学成分影响脱硫石膏品质。
天然石灰石一般都含有少量的硅、铝、镁、铁等杂质，湿法脱硫工艺在设计时，除要求石灰石品质满足表1所示指标外，还要求石灰石中SiO2含量不高于4%，铁铝氧化物含量不高于1.5%。
2.3 粒径石灰石颗粒大小和表面积既影响脱硫性能，又影响脱硫石膏质量。
石灰石粒径过大，不易溶解，在接触反应过程中，需要的pH值低，但低pH值既降低脱硫效率，又影响石膏浆液质量。
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
石灰石-石膏法脱硫系统除雾器结垢原因分析及预防
石灰石-石膏法脱硫系统除雾器结垢原因分析及预防曾渊奇;王凯;周福生;汪怡佳;丁奕;陈辉;李飞;文雅【摘要】对青海桥头某电厂除雾器发生结垢原因进行了深入研究分析,认为主要是由于除雾器冲洗不当、pH值控制不当、氧化风量不足等;提出了相应预防措施,可为脱硫系统烟尘长期稳定到达"近零排放"提供技术支持.【期刊名称】《能源工程》【年(卷),期】2018(000)001【总页数】3页(P55-57)【关键词】石灰石-石膏湿法;近零排放;除雾器结垢【作者】曾渊奇;王凯;周福生;汪怡佳;丁奕;陈辉;李飞;文雅【作者单位】重庆页岩气勘探开发有限责任公司,重庆401121;重庆页岩气勘探开发有限责任公司,重庆401121;重庆页岩气勘探开发有限责任公司,重庆401121;重庆页岩气勘探开发有限责任公司,重庆401121;重庆页岩气勘探开发有限责任公司,重庆401121;国投晋城热电有限公司,山西晋城048099;江苏辰午节能科技股份有限公司,江苏靖江214500;江苏辰午节能科技股份有限公司,江苏靖江214500【正文语种】中文【中图分类】X5110 引言随着环保标准的日益严格，全国燃煤电厂对脱硫系统都在进行“近零排放”改造，改造后要求烟尘排放浓度不高于5 mg/m3[1]。
由于吸收塔的烟尘排放主要取决于除雾器除雾效果，因此，除雾器性能将直接影响到石灰石-石膏湿法脱硫系统烟尘能否长期稳定达到“近零排放”要求。
由于吸收塔浆液中含有CaSO4、CaSO3、CaCO3及飞灰中含有硅、铁、铝等物质，这些物质具有较大的粘度，当浆液碰撞到除雾器表面及塔壁时，它们中的部分物质便会粘附于除雾器及塔壁而沉降下来[2]。
随着沉降结垢量的逐渐增加，除雾器有效除雾面积会逐渐减小，除雾效果下降，从而影响脱硫系统烟尘达标排放，甚至还会造成除雾器坍塌现象。
因此，本文中针对青海桥头某电厂脱硫系统经常出现除雾器结垢、堵塞问题，进行深入研究分析，从而提出相应的预防措施，为脱硫系统烟尘能够长期稳定达到“近零排放”要求提供技术支持。
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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。
采取多种冲洗手段无效后,最终由运行人员对除雾器进行了彻底清理（每20天冲洗一次）,冲洗水压力6MPa。
虽然冲洗后除雾器前后压差恢复正常,但经常采用上述处理方式,一方面冲洗费用大幅增加,另一方面冲洗加大了运行人员的劳动强度，且有较大的安全隐患，也会对除雾器本身造成损坏,影响除雾效果。
因此,找出除雾器结垢堵塞地原因,并通过运行调整来维持除雾器洁净是解决问题的根本所在。
二、除雾器堵塞原因分析
除雾器位于吸收塔顶部烟气出口处,由于吸收塔浆液中含有CaSO4、CaSO3、CaCO3及飞灰中含有硅、铁、铝等物质,这些物质具有较大的粘度,当浆液碰撞到除雾器表面及塔壁时,它们中的部分便会粘附于除雾器及塔壁而沉降下来。
同时,由于烟气具有较高的温度,加快沉积层水分的蒸发,使沉积层逐渐形成结构致密,类似于水泥的硬垢。
具体引起除雾器结垢堵塞的原因归纳如下:
1、除雾器冲洗周期长。
正常的除雾器冲洗,是保证除雾器洁净的有效措施,特别是除雾器较为洁净时,除雾器运行中附着的少量石膏颗粒、飞灰都能被冲洗水冲刷掉。
因此,从除雾器投入运行伊始,必须按照设计要求对除雾器进行正常冲洗。
冲洗周期是有效冲洗的重要保证,如果冲洗周期太长,石膏颗粒和烟气不断附着,除雾器表面结垢加重,并经高温烟气冲刷不断硬化,直至形成厚实致密的硬垢,此时冲洗已无法冲刷掉垢物。
通常除雾器冲洗周期为40分钟一次,发现除雾器前后压差有增大趋势,应适当缩短冲洗周期。
调整依据为:
(1) 缩短冲洗周期后,经过几个冲洗周期后,除雾器前后压差有下降趋势;
(2) 缩短冲洗周期后,要保证能够维持吸收塔液位,防止溢流现象发生,因此,除雾器冲洗应尽量安排在吸收塔液位降低较多时(如出石膏时)进行。
为了保证除雾器冲洗正常进行,建议设置除雾器冲洗程序,自动完成整个冲洗过程,减少人为因素的干扰。
2、除雾器冲洗水压力不够。
除雾器投入时间较短时,表面光滑洁净,运行中形成的垢物多分散、疏散,一定压力的冲洗水就可以冲刷掉。
但实际中由于管路设计不合理,或者除雾器工艺水泵压力偏小,都有可能造成除雾器冲洗水压力无法达到设计要求,冲洗效果不理想,致使除雾器表面形成的结垢晶核不断长大,形成硬垢。
为了保证冲洗压力,一方面要求管路设计合理,另一方面要提高冲洗水压力，还要避免多个冲洗门同时进行冲洗。
3、除雾器冲洗水喷嘴不合理。
脱硫系统停运后检查发现,冲洗水喷嘴安装有死角,冲洗水无法完全覆盖除雾器,造成局部迅速结垢,并不断扩展。
应充分考虑上述问题。
4、除雾器门损坏,不能正常冲洗。
除雾器冲洗门的正常是冲洗进行的先决条件。
运行中经常发生进水、内漏等问题致使冲洗门无法正常投运,因此要求冲洗门必须达到相关防护等级并有一定的防护措施（防水）,提高耐压等级，并加强日常维护。
冬季寒冷还必须考虑防冻问题,由于除雾器冲洗为间歇运行,保温措施不当滞留在冲洗管路内的水很容易结冻。
5、吸收塔浆液过饱和,烟气含固量增加。
对于固体溶解度较低的浆液,当固体含量超过悬浮液的吸收极限,固体就会以晶体的形式开始沉积。
当溶液相对饱和浓度达到一定值时,固体将按异相成核作用在悬浮液中已有的晶体表面上生长。
当饱和度达到更高值,即大于引起均相成核作用的临界饱和度时,就会在浆液中形成新的晶核,此时,微小晶核也会在容器表面上生成并逐步成长结成
坚硬垢淀,从而析出作为固体结晶的垢。
脱硫系统实际运行中,运行人员为了达到规定的脱硫效率,加入到吸收塔内的石灰浆液过多,致使硫酸盐浓度增加,从而使得硫酸钙垢晶离子的水平大于临界饱和度,浆液中石膏晶粒的异相成核作用将不能全部消耗掉所产生的硫酸钙,从而使得硫酸盐浓度超过临界饱和度,烟气与浆液接触后携带固体颗粒量大大增加,与除雾器碰撞后部分附着在除雾器表面,逐渐形成垢物。
6、原烟气粉尘浓度超过设计。
在除雾器表面沉积的垢物除了吸收塔浆液中的固体颗粒,还有随烟气带入的飞灰,正常情况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偏差较大,灰分高出设计50%,甚至100% ,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粘性较强,而且飞灰颗粒细小,一旦结垢很难去除。
三、除雾器堵塞预防对策
为了预防除雾器堵塞,须从设备管理到运行方式都采取适当的措施。
具体措施如下:
1、保证除雾器冲洗系统的正常运行。
(1) 根据除雾器前后压差设定合理的冲洗周期,维持除雾器压差在初通烟气的1.5倍左右;
(2)检查冲洗效果,保证冲洗能够覆盖整个除雾器,并达到冲洗压力;
(3) 加强冲洗门维护,完善防护措施。
2、加强除尘器的运行维护,保证除尘器的正常投运。
如果煤质长期与设计煤种偏离较大,致使烟气飞灰浓度超标较多,可以考虑在征得环保部门同意的条件下,适当开启部分烟气旁路挡板(如有) ,条件容许,应在大修期间对除尘器进行改造。
3、保证氧化风量。
目前多数湿法脱硫系统采用强制氧化来氧化脱硫过程中生成的亚硫酸盐,氧化风充足,可以使系统得到适当的氧总传质系数,有足够氧化亚硫酸钙的能力,从而保证系统浆液的固含物一定时,氧化比例能大于强制氧化临界值,为石膏结晶提供足够的晶种,石膏正常析出,维持浆液饱和度。
氧化风不足时,石膏析出变慢,浆液过饱和,烟气携带固体颗粒增多,加重除雾器堵塞。
4、维持适当的运行pH值。
适当的浆液pH既可以保证正常的脱硫效率,又能使石灰石浆液充分利用。
实践表明吸收塔浆液维持在5.2～5.5 之间,脱硫效率最高。
投入过多的石灰石浆液,不但提高脱硫效率十分有限,而且由于反应中SO2水合反应后生成的H+ 、HSO3- 不能完全中和石灰石,使得浆液中Ca2 +与SO42 -及SO32 -的溶度积不断增大,浆液过饱和度不断上升,会加重除雾器堵塞,同时浪费石灰增多,也增加了运行成本。
5、加强吸收塔浆液搅拌,提高反应液气比。
如果系统搅拌不均匀,会造成局部反应传质过程变慢,亚硫酸盐饱和度过大。
在工况发生强烈扰动时,会出现吸收塔浆液局部石膏过饱和的现象,此时应通过增加浆液循环泵投运数量,提高反应液气比来解决。
6、遇停机机会,应彻底清理除雾器。
即使采取了适当的措施,除雾器长期运行后,仍会结垢堵塞,特别是形成硬垢后,晶核不断长大,单靠冲洗难以去除,就要在脱硫系统大小修期间进行彻底地清理,保证除雾器正常投运。