脱硫系统吸收塔除雾器结垢原因及处理
防止除雾器结垢堵塞的措施
防止除雾器结垢堵塞的措施
为了可靠保证脱硫除雾器运行稳定，防止除雾器结垢堵塞，降低阻力，控制厂用电的消耗，保证脱硫投运率，制定防止除雾结垢堵塞的措施：
1 吸收塔除雾器一、二级除雾器差压在300Pa以下，在吸收塔液位允许的情况下，尽可能加强除雾器冲洗，保证除雾器差压在正常范围内，发现压差表计坏，及时联系检修处理。
2 控制吸收塔其他水源进水量，减少系统内漏，避免除雾器差压超限与吸收塔液位超限同时发生。
3 每班应投入除雾器冲洗三次，按照顺控进行冲洗，保证能够全面冲洗除雾器。
4 吸收塔液位控制12--14米范围。
5 石灰石浆液密度控制在1220-1260kg/m3范围。
6 巡检时检查吸收塔进出口三路烟道疏水管道畅通，正常排出的是水滴，若发现排出的是浆液滴，进行汇报。
7 电除尘各电场要全部投运，监视FGD入口烟尘浓度不超过150mg/m3。
8 吸收塔浆液密度控制在1100-1140kg/m3范围。
9 吸收塔浆液PH值控制在5.0-6.0范围，避免PH大幅波动。
脱硫系统典型故障分析及处理
2.1 FGD系统的设计是关键。 根据具体工程来选定合适的设计和运行参数是每个FGD系 统供应商在工程系统设计初期所必须面对的重要课题。特 别是设计煤种的问题。太高造价大，低了风险大。 特别是目前国内煤炭品质不一，供需矛盾突出，造成很多 电厂燃烧煤种严重超出设计值，脱硫系统无法长期稳定运 行，同时对脱硫系统造成严重的危害。
1.2 影响泵磨损的因素 磨损速度主要取决于材质和泵的转速、输送介质的密度。 泵与系统的合理设计、选用耐磨材料、减少进人泵内的空 气量、调整好吸人侧护板与叶轮之间的间隙是减少汽蚀、 磨损，提高寿命的关键措施。针对石膏系统的生产流程， 改变设备的运行工况，即降低浆液泵输送介质的密度，可 大大地延长设备的寿命。
脱硫系统典型故障
分析及处理
江苏峰峰鸿运环保科技发展有限公司
脱硫系统典型故障分析及处理
主内容： 一、脱硫效率低； 二、除雾器结垢堵塞； 三、石膏品质差； 四、浆液泵的腐蚀与磨损； 五、机械密封损坏； 六、吸收塔浆液起泡； 七、吸收塔“中毒”；
脱硫系统典型故障分析及处理 一、脱硫效率低
一、脱硫效率低
三、石膏品质差
（6）保证吸收塔浆液的充分氧化，定期化验，使塔内浆液 的成分在设计范围内。
（7）对石膏浆液旋流器应定期进行清洗维护，定期检验底 流密度，发现偏离正常值时及时查明原因并作相应处理。
（8）对石膏皮带脱水机、真空泵等设备应定期进行清洗维 护，保证设备的效率，滤布和真空系统是重点检查维护对 象。加强对石膏滤饼的冲洗。
五、机械密封损坏
3、机械密封泄露原因分析 离心泵在运转中突然泄漏，少数是因正常磨损或己达到使 用寿命，而大多数是由于工况变化较大或操作、维护不当 引起的。主要原因有
火电厂脱硫吸收塔结垢原因分析及防治措施
火电厂脱硫吸收塔结垢原因分析及防治措施发布时间：2021-12-22T04:02:42.323Z 来源：《中国电业》（发电）》2021年第15期作者：胡云龙周志忠[导读] 石灰石-石膏湿法脱硫是目前我国火电厂常用的一种脱硫方式，华能沁北电厂#3机组脱硫超净改造后采用双塔湿法脱硫。
华能沁北发电有限责任公司河南济源 459012摘要:石灰石-石膏湿法脱硫是目前我国火电厂常用的一种脱硫方式，华能沁北电厂#3机组脱硫超净改造后采用双塔湿法脱硫。
吸收塔结垢为湿法脱硫中常见的问题之一，吸收塔结垢不仅影响脱硫吸收塔的运行效率，还会加速吸收塔相关设备的磨损，危机脱硫系统的安全稳定运行。
本文以华能沁北电厂#3机组脱硫系统为例，对吸收塔结垢成分进行化验分析，并采集#3机组脱硫系统运行参数，结合数据分析归纳总结吸收塔结垢原因，并提出防治措施。
希望能够对脱硫系统的运行调整起到一定的参考作用。
关键词:燃煤发电；湿法脱硫；吸收塔结垢1 华能沁北电厂#3脱硫系统简介我厂超净改造后，#3脱硫吸收塔采用湿法脱硫，双塔运行方式。
吸收塔布置如图所示。
从锅炉排出的烟气通过引风机先后进入一级吸收塔、二级吸收塔，烟气经过吸收塔时，烟气中的SO2、SO3、HCl、HF等酸性成分被吸收，经过除雾器时，除去烟气中携带的雾滴，防止因雾滴沉降造成设备腐蚀，每层喷淋装置对应1台浆液循环泵，经洗涤和净化的烟气流出二级吸收塔，经烟道除雾器后进经烟囱排放。
吸收塔浆液池中的石灰石/石膏浆液由循环泵送至浆液喷雾系统的喷嘴，产生细小的液滴沿吸收塔横截面均匀向下喷淋。
SO2、SO3与浆液中石灰石反应，生成亚硫酸钙和硫酸钙。
在吸收塔浆池中鼓入空气将生成的亚硫酸钙氧化成硫酸钙，硫酸钙结晶生成石膏。
经过脱水机脱水得到副产品石膏。
2 吸收塔结垢原因分析2.1脱硫吸收塔结垢成分分析在#3脱硫系统检修期间，发现#3脱硫一级塔内部烟气进出口处以及氧化风出口处有严重的结垢现象，对垢样化验，成分占比如下：氢氧化钙亚硫酸钙硫酸钙碳酸钙氧化镁二氧化硅三氧化二铝三氧化二铁1.22% 2.05% 47.59% 21.28% 8.08% 10.38 6.76 0.38对半年内#3脱硫一级塔吸收塔浆液分析报告汇总归纳，其成分如下：pH值密度碳酸钙亚硫酸钙酸性不溶物5.8 1180Kg/m3 1.88% 1.12% 18.25%2.2结垢原因分析：通过日常运行情况得知，我厂#3脱硫一级塔pH值波动范围较大，在4.5值6.0之间，而当pH值较低时，亚硫酸钙溶解度明显提高，随着吸收塔浆液pH值的上升，亚硫酸钙溶解度下降，在吸收塔内部烟气进出口处以及氧化风出口处等干湿交界处极易形成亚硫酸钙软垢，随着烟气和氧化风的作用最终形成硫酸钙硬垢。
脱硫系统一般日常故障原因及处理
word 专业资料-可复制编辑-欢迎下载吸收塔系统1) SO2 浓度和 PH 值测量不许。
2) 烟气流量增大或者烟气中 SO2 浓度增 大。
3) 吸收塔浆液的 PH 值太低。
4) 循环浆液流量低。
5) 石灰石浆液品质低。
6) 粉尘含量太大，引起石灰石活性降 低。
7) 氯化物浓度过高。
1、测量值不许。
2、机组负荷高，烟气流量太大。
3、烟气中的 SO 浓度太高。
24、石膏排出泵管道阻塞。
5、石膏排出泵出力太小。
6、脱水石膏旋流器旋流子运行数目太 少。
7、石膏旋流器进口压力太低。
8、石膏旋流器阻塞。
1、原烟气温度高。
2、吸收塔入口烟气自动喷淋装置坏。
1、吸收塔液位计失灵或者表计误差。
2、吸收塔本体或者与之相连的管道泄漏。
3、与吸收塔连接的冲洗阀关闭不严。
4、吸收塔底部排空阀未关。
1) 密度计测量不许确。
2) 烟气流量过大。
3) SO2 入口浓度过高。
4) 石膏排出泵出力不足。
5) 石膏旋流器运行的旋流子数量太 少。
6) 石膏旋流器结垢阻塞。
7) 脱水系统出力不足。
1) 液位计异常。
2) 浆液循环管泄漏。
3) 各冲洗阀泄漏。
4) 吸收塔泄漏。
5) 吸收塔液位控制模块故障。
1) 管线阻塞。
2) 喷嘴阻塞。
1) 校准 SO 浓度和 PH 值的测量。
22) 增大石灰石浆液量的供给。
3) 增加石灰石浆液供入量。
4) 检查浆液循环泵的运行数量及 出力。
5) 化验石灰石的品质， 调整湿磨机 运行参数， 确保石灰石浆液品质 合格。
6) 确认电除尘工作正常。
7) 化验浆液氯化物浓度， 加强废水排放。
1、检查、校准密度计，正确操作。
2、汇报值长， 要求调整负荷或者煤质。
3、当密度持续上升到 1180kg/m 3 再进 行浆液置换。
4、停泵后对泵入口滤网及管道进行 冲洗。
5、检查出口压力和流量，调大泵出力。
6、增加旋流子运行数目，不少于 5根。
7、检查泵的压力并提高。
8、冲洗、疏通。
1、联系锅炉进行调整。
火电厂脱硫吸收塔运行中产生结垢的原因和解决办法
火电厂脱硫吸收塔运行中产生结垢的原因和解决办法摘要：介绍了火电厂烟气脱硫鼓泡塔系统结垢的问题，分析了运行中发生结垢原因及其产生的机理，提出了脱硫运行中解决结垢的办法。
关键词：结垢；冲洗水管；溶解度；解决办法引言：国家发展改革委和国家环保总局联合会下发了《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法（试行）》以来，有力的加快了燃煤机组烟气脱硫设施的投运率，极大的减少了二氧化硫排放量。
随着脱硫设施的投运，脱硫系统均出现了系统结垢问题，吸收塔系统结垢已成为影响脱硫系统安全稳定运行的关键因素之一，系统内部结垢会严重影响脱硫系统的运行稳定性，必要时需停机处理。
本文以台山电厂4号机组鼓泡式吸收塔(以下简称鼓泡塔）为例，讲解鼓泡塔系统结垢产生的原因和解决办法。
1. 脱硫系统垢的形成机理1.1 “湿-干”界面结垢的形成“湿-干”界面结垢主要是吸收塔浆液在高温烟气的作用下，浆液中的水分蒸发导致浆液迅速的固化，这些含有硅、铁、铝以及钙等物质，且有一定粘性的固化后的浆液在遇到塔里部件后会粘附沉降下来，随着高温继续作用，致使沉降后的层面浆液逐渐成为结垢类似水泥的硬垢。
在鼓泡式吸收塔中烟气冷却器入口烟道、烟气冷却器喷嘴、吸收塔升气管外壁、吸收塔鼓泡管内部、氧化风喷嘴喷口位置均易形成此类结垢。
如图1所示：图1：鼓泡管内壁结垢1.2 结晶结垢的形成物质从液态到固态的转变过程统称为凝固，如果通过凝固能形成晶体结构，即为结晶。
（1）结晶硬垢在鼓泡式吸收塔内，当塔内石膏浆液过饱和度大于或等于140%时，浆液中的CaSO4将会在塔内各部件表面析出而形成结晶石膏垢，此类石膏垢以吸收塔内壁面和烟气冷却泵、石膏排出泵入口滤网侧居多，以硬垢为主。
（2）结晶软垢当脱硫系统自然氧量和强制氧量不能满足CaSO3●1/2H2O的氧化成CaSO4●2H2O时，CaSO3●1/2H2O的浓度就会上升而同硫酸钙一同结晶析出形成结晶石膏软垢。
软垢在塔内各部件表面逐渐长大形成片状垢层，但当氧化风量足够时软垢很少发生。
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。
无GGH湿法脱硫系统除雾器堵塞原因及防堵建议
的堵 塞停运 和烟 道 腐蚀 事 件 ， 有 甚 者将 可能 造 成 更
除雾 器 的坍塌 。
２ 原 因 分 析
２ １ 除 雾 器 冲 洗 周 期 不 足 ．
１ 脱 硫 装 置 存 在 的 问题
河南 某 ２ ０Ｍ 发 电机组 配 套 脱硫 装 置 采用 石 １ Ｗ
灰 石一 石 膏 湿 法 脱 硫 工 艺 ， 炉 一 塔 ， Ｇ Ｈ。 两 无 Ｇ ２１ ０ ０年脱 硫装 置 因除雾 器大 面 积堵 塞 而 被 迫停 运 ，
ａｎｄ ａｆｅｃ ｓ ｔ ＦＧ Ｄ ｙｓｅｍ ｆ ｔ ｈｅ Ｗ ｓ ｔ ｏｐｅｒ ｉ ａｔｏｎ．ｔｎ Ｉ ｅｅｄ ｓ ｒ ｔｍ ａｉｔ ｔｉ ｃ ｎ ｅｎａｎ ｏ ｅｎｓ ｈｅ ｎｏｒ ａｌ ｃｅ ｔ ｕｒ ｔ ｅ ｍ ｏｐｅｒ ｔｏｎ ｏｆｔ ｅ Ｗ ＦＧ Ｄ ａ ｉ ｈ ｓｙ ｔ ．Ｃｏｍ ｂｉｅｄ ｗ ｉ ０Ｍ Ｗ ｕｎｉ ｍ ｉｔｅｌ ｉａｔ ｃａｌ ｏｃ ａｇｅ．ｈｅ ｃｏｎ ｅｎ ｓ ｏｆｍ ｉｔｅｌ ｉ ｏｒ ｓ ａｌ ｓ ｅｍ ｎ ｔ ａ ２ｌ ｈ ｔ ｓ ｓ ｉ ｎ ｏｒ ｓ ｍ ｓ ｉ ｂｌ ｋ ｎｇ ｔ ｔ ｔ ｓ ｉ ｎａｔ ｓ ｃ ｅ ｍ ａｒ ｅ ａｎａｌ ｅｄ． ｙｚ Ｔｈｅ ｅｓｕｔ ｎｄｉ ｅ ｔ ａｔｔ ｅｒ ｅ ｔ ｅ ｒ ａｓｏｎ ａｕｓ ｈｅ ｉｔｅｌ ｉ ｏｒ ｂｌ ｅｉｇ， ｒ ｌｓ ｉ ｃａｔ ｈ ｈ ｅ ａｒ ｈｅｒ ｅ ｓｃ ｅｄ ｔ ｍ ｓ ｉ ｎａｔ ｓ ｏｃｋ ｎ ｗｈｉｈ ａｒ ｍ ｃ ｅ ｌ ｏｎｇ ｆ ｈｉ ｃ ｃｌ ，ｈ ｎｓ ｆｃｅｎｔｗ ａ ｅｒｐｒ ｌ ｕｓ ｎｇ ｙ ｅ ｔ ｅ ｉ ｕｆｉｉ ｔ ｅｓｓ ｐｏｏｒｓｕｒｙ ｑｕａｌｙ． ｈｅ ａｍ ｅ ｔｍ ｅ，ｈｅ ｍ ｉｔｅｌ ｉ ｔ ｓ ｄｉ－ ｕｒ ｅ， ｌ ｒ ｉ Ａｔｔ ｓ ｔ ｉ ｔ ｓ ｉ ｎａ ｏｒ ｆ ｍ ｆ ｅｎ ｉ ｐｒ ｓｕｒ ｍ ｅ ｅｒｉ ｎ ｅｒ ｔ ａｌ ｅｓ ｅ ｔ ｓ ｏｔａｃｃ ａ ｅ， ｈｉｈ ａｌｏ ｉｆｕｅｎ ｕｒ ｔ ｗ ｃ ｓ ｎ ｌ ｃｅｓ ｔ ｈｅ ｎｏｒ ａｌｏｐ ａｔ ＦＧ Ｄ ｓ ｅｍ ． ｔ ｈｅ ｍ ｅｒ ｉ ｏｆＷ ｏｎ ｓｙ ｔ Ａｆ ｅｒｔ ｏｐ ａｔ ｔｍ ｉａｔ ｅｒ ｉ ｏｐ ｉ ｚ ｉ ｔ ｉｔｅｌ ｉａｔ ｏｎ ｏｎ．ｈｅ ｍ ｓ ｉ ｎ ｏｒｏｐｅｒ ｔｏｎ ｓ ｓ ａｂｌ Ｉ ｐｒ ｉ ｓ ｒ ｅｒ ｃｅ ｆ ｈｅ ｓｉ ｉ ｍ ａ ｉ ｉ ｔ ｅ．ｔ ｏｖｄｅ ｅｆ ｅｎ ｏｒｔ ｍ ｌ ｄｅｓ ｆ ｚ ｉ ａｒ ｕＩ ｒ ａｔ ｕ ｉ ｏｎ
国华宁海电厂脱硫系统除雾器堵塞原因分析及防范措施
国华宁海电厂脱硫系统除雾器堵塞原因分析及防范措施自宁电A厂4台机组脱硫装置投运以来，在正常运行期间曾多次出现脱硫系统除雾器堵塞，烟气通道阻力大大增加，最严重的分别是2号和3号机组脱硫除雾器在2007年6月出现堵塞情况，根据当时的记录数据，机组负荷在520WM 时，除雾器前后差压已经达到621Pa，大大超过了规程规定的高高报警值450 Pa，继续运行极有肯能造成烟道结构坍塌，整个系统瘫痪，或者增压风机失速、锅炉跳闸，影响机组运行的安全性、经济性和环保效益。
标签：除雾器、冲洗水、FGD、石膏雨浆液浓度1.脱硫系统除雾器堵塞原因分析：除雾器差压高是一个早期缓慢爬升、后期快速加剧的过程，具体原因可从以下几个方面分析：1 .1除雾器冲洗水压力的影响首先对于除雾器本身而言，如果冲洗不及时，容易造成除雾器本体叶片的结垢。
结垢严重时，会形成除雾器的堵塞和结构坍塌，发生FGD系统整体瘫痪。
除雾效果差不但对后烟道的低温腐蚀，而且由于其排烟温度较低，烟气扩散能力较弱，将直接导致烟气携带的石膏浆液液滴在烟囱附近落地，即形成所谓的“石膏雨”现象，所以说冲洗水是否正常工作对除雾器的安全运行起着至关重要的作用。
除雾器冲洗水主要性能参数包括：1）冲洗水压力；2）冲洗水量；3）冲洗覆盖率。
由于我厂除雾器冲洗水阀门在设计时未考虑耐腐蚀，我厂四台机组的除雾器冲洗水阀门经常内漏，或者冲洗气动阀反复开关以后执行机构松动、变形造成阀门关闭不严，直接使得除雾器冲洗水的母管压力不足，导致其它除雾器冲洗喷嘴的冲洗效果也变差。
且在除雾器冲洗水阀门检修时，由于需做隔离措施，一般为几个小时除雾器冲洗水无法投入，此时会有一些石膏堆积在除雾器内部，如冲洗不及时，势必造成除雾器堵塞。
另一个造成除雾器冲洗水压力重要原因是运行人员调节不当，由于当初A 厂脱硫设计的偏差，在实际中脱硫系统工艺水管网压力远远不够满足运行条件，为了防止脱硫公用系统真空皮带脱水机密封水流量低跳闸，当吸收塔液位需要补水时，大家拒绝采用吸收塔工艺水补水阀，而是采用进水量较少的除雾器冲洗阀补水，且长时间的连续补水，就算在除雾器顺控冲洗过程中仍在补水，个别人员为了吸收塔及时补水，甚至中断除雾器顺控冲洗，长期使用此种运行方式，除雾器冲洗水压力严重不足，叶片的结垢堵塞在所难免。
脱硫案例分析
一、吸收塔结垢原因及防治吸收塔内结垢可分为沉积结垢、干湿结垢及结晶结垢，其中，沉积结垢和干湿结垢占大部分。
（一）沉积结垢1.沉积结垢现象：主要发生在脉冲悬浮泵出口底层区域、吸收塔底部直角圆周区域、检修人孔门区域。
垢块呈黑色，棱角较光滑，密度较结晶晶块低，杂物多，有时呈暗红，垢块纹理混乱，分层混乱，水分含量大，硬度低，易变形。
2.沉积结垢形成原因：吸收塔浆液是含有碳酸钙、硫酸钙、亚硫酸钙等物质的悬浊液，如果搅拌器设置不合理，出现搅拌死角；停用设备没有及时疏放冲洗；泵的选型不合理等都会引起固体颗粒沉积而堆积在容器底部或管道上。
3.沉积结垢防治：沉积结垢主要是控制浆液流速，吸收塔内部搭件尽量简单，注意管件、弯头处的畅通，避免出现浆液扰动出现死角。
（二）干湿结垢1.干湿结垢现象：主要发生在吸收塔原烟气入口处、除雾器内部、后一层除雾器与烟气出口间的塔壁面、氧化空气管内部于“干湿”交界区。
垢块较松散，易变形，密度、硬度低晶块棱角尖锐，晶块颗粒透明发亮，具有晶体的共性，各视角面上都有光亮，石膏晶块呈菱形块状，整体颜色呈暗褐色，晶块层次分明、规则，易碎。
2.干湿结垢形成原因：吸收塔浆液中含有多种物质，如硫酸钙、亚硫酸氢钙、亚硫酸钙、碳酸钙及锅炉燃灰中包含的 Si、Fe 等重金属离子，这些都是粘稠度较大的物质。
当浆液碰撞到塔壁时，它们中的部分便会粘附于塔壁而沉降下来；运行时由于各种原因，会把浆液循环泵喷淋下的浆液带入吸收体入处内，在高温烟气的作用下，使干湿垢慢慢形成。
3.干湿结垢的防治：及时冲洗是防治干湿结垢的有效办法，如除雾器的冲洗。
控制冲洗时间，一般控制在 60-90min 范围内冲洗一次。
对于氧化空气管道内的结垢，采用在氧化空气管内加装喷水减温喷嘴，通过调节减温水的流量来控制氧化风的温度，一般控制在 50℃左右。
（三）结晶垢1.结晶垢现象：主要发生在吸收塔内部运行液位控制以下的壁面，包括吸收塔内部构件，如分离器大梁、各氧化风管、脉冲悬浮泵上吸入口滤网，石膏排出泵上吸入口滤网等处。
湿法脱硫除雾器堵塞原因分析及预防措施
湿法脱硫除雾器堵塞原因分析及预防措施摘要：针对脱硫添加剂在长春二热5、6号机组（2台200MW机组，脱硫系统两炉一塔布置）湿法脱硫系统除雾器压差高的现象,分析其产生堵塞的原因，并采取相应的措施，使除雾器压差在正常范围内，保证了脱硫系统的稳定安全运行。
关键词：湿法脱硫；除雾器堵塞；措施1 前言随着国家环保要求的提高，发电企业脱硫系统的同步投运率也逐步提高，特别是近两年脱硫旁路挡板封堵后，对脱硫系统运行的可靠性提出了更高的要求。
很多电厂的湿法脱硫系统在运行中经常出现因除雾器压差升高，堵塞，严重时导致整个系统无法运行，必须停运脱硫系统或机组，进行人工除雾器冲洗，解决除雾器堵塞的问题，有脱硫旁路的会影响脱硫同步投运率，无旁路或旁路封堵的会影响机组的长周期运行。
下面就长春二热5、6号吸收塔除雾器堵塞的原因及运行中采取的措施进行简要分析。
2 除雾器堵塞及原因分析2.1堵塞及处理过程长春二热5、6号机组烟气脱硫系统（2×200MW机组）设计为两炉一塔湿法脱硫，采用二级屋脊式除雾器，布置三层冲洗水，除雾器冲洗水由工艺水泵提供，没有设置单独的除雾器冲洗水泵。
2012年2月24日5号机组启动并网后，脱硫系统投入运行，进入两炉一塔运行方式。
随着机组负荷的逐渐增大，除雾器压差居然达到了280Pa，超过了设计值200Pa，压差报警，尽管加强了冲洗，但除雾器压差居高不下，经过就地检查除雾器冲洗水压力，发现冲洗水压力普遍偏低，除雾器冲洗水自励式调节阀进行压力调整，调整后经过多次冲洗，除雾器压差下降较多，已控制在200 Pa以内。
2.2原因分析2月17日5号机组停运，18日-23日吸收塔为一炉一塔运行方式，除雾器压差较低，22、23、24日三天由于6号机组有缺陷，机组负荷较低，再加上工艺水各处阀门有内漏现象，水平衡遭到破坏，导致吸收塔水位不降反涨，连续三天除雾器没有冲洗，24日5号机组启动后，烟气量增加一倍，除雾器压差瞬间超过报警值。
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 ．
脱硫吸收塔入口烟道积垢的原因分析及处理措施
ｄ ｆｅ ｔ ｅ ｌ ｃｏｒ
运 检修期 问 ， 均发 现 在 吸收 塔 与 原 烟道 交 接 处有 石
ｉ Ｓ Ｉ ｒｚ ｔＯ ｓ ｐ ｉ ｗ ｅ ｎ Ｄｅ ｕ ｆ ｉａ ｉ ｎ Ａｂ ｏｒ ｔ ｕ ｏｎ Ｔｏ ｒ
刘 文 涛
（ 大唐 河北发 电有 限公 司马头 热 电分 公 司， 河北 邯 郸
摘 要 ： 对 大 唐 河 北 发 电有 限 公 司 马 头 热 电 分 公 司 ９ １ 针 、 ０号
９１ 、 ０号机 组 １ ０ 烟气 量 ， 理后 烟 气 中二 氧化 硫 ０ 处 的质量浓 度小 于 ４ ０ｍｇ Ｎｍ。 ０ ／ 。 吸 收塔 内配有 ４层 喷 淋层 ， 气 进气 口布置 在 烟 喷淋 层 与浆液 池 之 间 。吸 收 塔采 用 逆 流 喷淋 塔 ， 烟
气 由水泥 烟道 经弯 段 烟 道 变 向后 ， 由侧 面进 气 口进
入吸 收塔 ， 在上 升 区与雾 状浆液 逆 流接触 ， 处理后 的
图 １ 吸 收 塔 入 Ｅ烟 道 积 垢情 况 ｌ
烟气 经 除雾器 除水 后 ， 吸收 塔顶 部 侧 面 排 出至 烟 从
囱。吸收塔 出 、 口烟道 分别 布置有 净烟 气挡板 、 入 原
３ 原 因分 析
利 用脱硫 系统 停运 检修 的机会 ， 进入 吸 收塔 ， 发 现吸 收塔人 口每 次结 垢 均 由 弯 段 内弧 开 始 堆 积 生
１ 设 备 概 况
大唐 河北 发 电有 限 公 司 马头 热 电分 公 司 （ 称 简 “ 马头发 电公 司” ９ １ ） 、０号机 组为 ２台 ３ ０Ｍｗ 热 电 ０ 联产 机组 ， 、 ０号脱硫 设施 为 石灰 石 一石 膏 湿法 脱 ９１
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。
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。
脱硫除雾器频繁堵塞原因分析及对策
图 ２所示
气进 、 口在 吸收塔 同一侧 ， 收塔塔体 为钢结构 ， 出 吸 采
用玻 璃鳞片树脂 内衬 ， 吸收塔直径 为 １． ３１ ｍ。
除雾器 分 两级 ， 直布 置于水 平净 烟道 内 ， 雾 垂 除
器 由聚丙烯 材 料制作 ， 为波 纹板形 式 ， 级 除雾器 均 两
由脱 硫工 艺水 冲洗 ， 一级 除雾 器正 面 、 面和二 级 分 背 除雾 器正 面 、 背面 。冲洗水 系统 布置 如 图 １所示 。
不 能正 常投 运 ， 导致 该 区域 除雾器 得不 到有 效 冲洗 ， 造成 浆液 沉积 而引 起堵 塞 。 （） ５ 冲洗水 管 喷嘴 脱 落或 堵 塞 。系 统 长 时 间运
— —
卜 ＝
行 后 ， 胶管 道 的防腐层 脱落 ， 液随 冲洗水 进入 喷 衬 浆 嘴 内 ， 而堵塞 ， 嘴对应 区域 的除雾器 波纹 板无 法 进 喷
洗 水 来
图 ２ 除雾器堵塞情况
３ 除 雾器 堵 塞 原 因分 析
（） １ 除雾 器 喷 嘴 布 置 不 合 理 ， 冲洗 死 角 。实 有
级 除 雾器 前
一 一
一 级 除 雾器后
二 级 除 雾器前
二 级 除 雾器后
地观察 发现 ， 部分 喷 嘴 正对 除雾 器 支撑 梁 且 大量 喷 嘴并 未沿 除雾器 波形 板 平 行 的方 向 冲洗 ， 雾器 表 除
图 ４ 除 雾 器 冲 洗 水 改 造 后 系统 布 置
吸收塔除雾器堵塞原因分析及对策
吸收塔除雾器堵塞原因分析及对策摘要：本文重点介绍了目前火电厂石灰石湿法烟气脱硫吸收塔除雾器堵塞的主要原因，并通过分析国华定洲电厂除雾器堵塞主要原因，提出了避免堵塞的方法和措施。
关键词：除雾器，堵塞，冲洗，结垢除雾器是吸收塔系统中的关键设备，其性能的好坏直接影响到湿法fgd系统的可靠运行。
一旦除雾器出现故障，就会造成净烟气带浆液严重，大量带出的浆液对烟囱造成腐蚀，堵塞净烟道，烟囱排气中也会伴随着大量液滴给周围环境带来严重危害，除雾器故障不仅影响fgd系统，甚至可能导致整个电厂机组的停运。
1.吸收塔除雾器结垢的成因经过脱硫后的净烟气中含有大量的固体物质，在经过除雾器时多数以浆液的形式被捕捉下来，粘结在除雾器表面上，如果得不到及时的冲洗，会迅速沉积下来，逐渐失去水分而成为石膏垢。
由于除雾器材料多数为pp，强度一般较小，在粘结的石膏垢达到其承受极限的时候，就会造成除雾器坍塌事故。
沉积在除雾器表面的浆液中所含的物质是引起结垢的原因。
如果这些污垢不能得到及时的冲洗，就会在除雾器叶片上沉积，进而造成除雾器堵塞[1]。
（见图1）结垢主要分为两种类型：湿-干垢：多数除雾器结垢都是这种类型。
因烟气携带浆液的雾滴被除雾器折板捕捉后，在环境温度、粘性力和重力的作用下，固体物质与水分逐渐分离，堆积形成结垢。
这类垢较为松软，通过简单的机械清理以及水冲洗方式即可得到清除【2】。
结晶垢：少数情况下，由于雾滴中含有少量亚硫酸钙和未反应完全的石灰石，会继续进行与塔内类似的各种化学反应，反应物也会粘结在除雾器表面造成结垢，这些垢较为坚硬，形成后不易冲洗。
2.吸收塔除雾器堵塞的原因分析.由于除雾器的主要功能就是捕捉烟气携带的雾滴，因此形成湿-干类型的垢属于正常现象，脱硫系统都设计有冲洗装置将沉积的石膏垢定期及时冲洗掉【3】，防止其堆积。
因此除雾器设计有冲洗水管，需要经常冲洗，按除雾器的设计要求，冲洗水要由一定的水压和水量来保证冲洗效果。
火电厂湿法脱硫中除雾器常见故障及防范措施
火电厂湿法脱硫中除雾器常见故障及防范措施摘要：除雾器是保障火力发电厂湿法脱硫正常运行的重要设备，是FGD系统中的关键设备，其性能直接影响到湿法FGD系统能否安全连续可靠运行，除雾器故障不仅会造成脱硫系统的停运，甚至会导致机组被迫停运；但从机组安全稳定运行中发现，除雾器容易出现故障，就如何处理除雾器常见故障，始终是我厂研究及突破的重点课题。
本文分析了除雾器常见故障，继而提出防范措施。
关键词：发电厂；除雾器故障；因素；防范措施；随着近年来电力工业飞速发展，环境受到不同程度影响，国家层面高度重视并提高对于大气排放指标和大气污染整治力度，火电厂机组运行大气排放指标进一步要求控制再控制。
我厂除雾器运行工况及环境标准较高，由于脱硫系统水质状况、脱硝、空预器、除尘器相关设备运行可靠性存在偏差，导致除雾器在机组运行中差压较高；多次发生因除雾器压差高，导致风机运行工况中引风机接近失速区，造成我厂机组的不能满发电量，甚至需非计划降负荷、异常停机处理缺陷。
因此，查找并收集除雾器常见故障，采取科学的防范措施，降低故障率，对于火力发电厂意义重大。
1、湿法脱硫中工艺及除雾器概述：1.1除雾器简介我厂#1-#6脱硫一级塔和#5脱硫二级塔采用的是屋脊式除雾器，#3、#4脱硫二级塔采用平板式除雾器和屋脊式除雾器组合形成，#1、#2脱硫二级塔采用平板式除雾器、屋脊式除雾器、凝并除雾器组合形式，#6脱硫二级塔采用的是两级平板式除雾器，安装在吸收塔上部，主要用于吸收脱硫后的净烟气中含有的大量固体物质和净烟气夹带的雾滴，在进过除雾器时多数被捕捉下来，粘接在除雾器百叶窗表面，经过除雾器净化后的出口烟气携带的水滴含量低于75mg/Nm³。
除雾器材料采用带加强的聚丙烯，能承受高速水流冲刷，特别是人工冲洗带来的高速水流冲刷。
2、除雾器的常见故障及原因分析：2.1除雾器堵塞：（1）除雾器内部结构设计不合理或操作不当，导致液滴和颗粒堆积在除雾器内部。
湿法烟气脱硫系统GGH堵塞的原因分析及对策
严 重威 胁到脱 硫系统 的稳定 运行 。
率高， 会加剧 Ｇ ＧＨ的堵塞 ； ＧＧＨ的高压； 中洗水管设 置在吹灰 器 外管 内， 汽吹灰 时 ， 蒸 因高温 、 高压 造成 吹灰 器进 气段 的外
抢管鼓泡 变形 ， 挤压 内抢管摩擦 损坏 ， 造成 吹灰 器密 封经常 失
３ Ｇ ＧＨ结垢 、 塞及 腐 蚀 的危 害 堵
保持 吸收塔 水位在正 常范围 内。通过调 整石灰 石浆液供 给量
（） ５ＧＧＨ 吹 灰 器 压 力 低 时 （ 灰 介 质 为 压 缩 空 气 使吸 收塔 浆液 的 ｐ 吹 Ｈ值应 保持在 ５ ～ ５ ． ０ ． ５范围 内 ， 整吸 收 调
Ｏ６ ａ ， ．ＭＰ ） 吹灰 效 果 差 ， ＧＧＨ积 灰 结 垢会 越来 越严 重 。Ｇ 塔 液位 在 ７５ ～８ 之 间 ， 收塔 密 度 达 １ ０ ｇ ｍ。 可 ＧＨ ． ｍ 吸 １ ０ｋ ／ 时 吹灰 器压 力 及温 度 高 时 （ 吹灰 介 质 为锅炉 吹灰 蒸 汽 ， 力 ＞ 压
量 差 ， 备 的跑、 滴 、 设 冒、 漏现象时 有发生 ， ＧＧＨ换 热 元件就容 次 ／ 每班 ， 必要 时增 加 吹扫 的频 率、 延长 吹扫 时间和增 ／ ） ｊ ￣洗 ｎ 易发生结 垢、 堵塞 ， 重 时会威胁 到设备 的安全运行 。 严 次数 。）注 】金 湾 电厂 ２ ０ 【 ： ０ ７年 投产 至今 都 不投 用高压 冲 洗 （） 硫 系统 长期 不 能正 常 出废 水 ， ９脱 造成 ＣＬ 含 量 超标 ， 水 在线 冲洗 ＧＧ 一 Ｈ换热 元件 ， 因为在线冲 洗会 造成 ＧＧ Ｈ含水
（） ＧＨ结 垢 、 １Ｇ 堵塞 会 引起 烟 气流 通 阻力增 大 ， 压风 机 效 漏汽 ， 已申请取消 Ｇ 增 现 ＧＨ高压 冲洗水 系统 。
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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
３ １ 入炉煤 煤质 差 灰分 高 。
主要工艺流程为 ： 烟气从 ６ 号锅炉引风机出口，经 新增烟道及 电动烟道挡板门进入 ６ 号增压风机 ，经
６号 增压 风机 升压 后 进入 ６号 吸收 塔 ，烟气在 塔 内 上升 的过 程 中 ，３层 循环 浆液 向下 喷淋 逆 向洗 涤 烟
６ 号机组除灰系统未进行除尘改造，除尘效果
取 水地 点改 为 ６ 凝 汽器退 水方 沟处 ，并在 取 水的 号
３４ 冲洗水量和冲洗压力不足 ． 漳泽发电分公司的烟气脱硫系统 ，没有设计专 门的除雾器冲洗水泵 ，工艺水既要用于石灰石浆液 制浆，还要用于除雾器冲洗和补水 ，在设备启停时
对设 备进 行冲洗 。当这 些工 作 同时进行 时 ，除 雾器 冲洗 水压 力和 流量 就不 能满 足要 求 ，除雾器 冲洗 水 量 只有 ３ ／ ，冲洗 水压 力只 有 ０ １ＭＰ ，不 能 ０ｍ ｈ ． ａ
但 自 ２０ ０７年 １ 以来 ，６号增压 风机 频繁 失速 。 月 ２０ ０７年 ｌ ，６号 机 组 Ｃ级 检 修 时 ，发 现 ６ ０月 号吸 收塔二 级 除雾器大 面积结 垢堵 塞 ，经人工 清理 后 投入运 行 。 ２０ ０９年 ｌ ，６号 机组 检 修 时 又 发 现二 级 除 ０月 雾器 结垢 严重 。６号 吸收塔 除雾器 结垢 堵塞 后 ，造
２ 故障情况
２０ ０７年 ｌ ，６号 脱硫 系统 吸 收 塔 除 雾器 前 Ｏ月 后压 差 大 于 ３０Ｐ 。２０ 年 ｌ ，６号机 组 Ｃ级 ０ ａ ０ ８ ０月
检修时发现一级除雾器 ７ Ｏ％以上结垢 ，并且有不
同程 度 的损 坏和坍 塌 ，一级 除雾器 冲洗水 向上 的喷
嘴有 ５ ％堵塞 ，向下的喷嘴有 ７ ％堵塞，被堵塞 ０ ０
系统的运行状况进行 了详细的分析，从设备结构本身和人 为操作过程 ２ 方面找 出了故障的原 因，并 根ຫໍສະໝຸດ 实际情况制订 了防范措 施 。
［ 关键 词］ 除 雾 器 ；结 垢原 因；防 范措 施
漳泽发 电分公司 ６ 号机组 自２０ 年 ９ ０６ 月进行 烟气脱硫改造 以来，６ 号脱硫系统一直运行正常 ，
况下，脱硫系统运行时不对二级除雾器出 口 层进行 冲洗 ，只有当脱硫系统停运后才冲洗 。
一 一
第 １卷 （０１ ３ ２１ 年第 ７ ） 期
盖 率 １３ 的要 求 ，出现 了冲洗 盲 区 。 ８％
电 力 安 全 技 术
Ｓ ｎ ｈｙｉ ｈ ｇ ａ ｉｎ ｅ 生产一线 ｃ ｎｘ ａ
的 喷嘴大部 分处 在冲洗 水末 端 。检 修 时 ，对 除雾器
成６ 号增压风机频繁失速，严重影响了 ６ 号脱硫系 统的安全、经济运行 。
喷嘴进行清理 ，并通知厂家对损坏部分进行修复和
更 换 ，修 复 后 投 入 运 行 。２０ ０９年 ｌ ，６号 机 组 Ｏ月
检修时又发现一级除雾器 ５ ０％以上结垢。除雾器
工艺泵人 口处加装滤 网，以满足整个脱硫系统的工
艺要求 。
（ ３ ）利用 ６ 号脱硫系统停运期间，对 ６ 号脱硫 吸收塔除雾器进行系统检查 ，对损坏的喷嘴进行更 换， 对冲洗角度达不到 ７。 ５的喷嘴进行清理和维修 ， 对 缺失 的喷 嘴进行 补 充 ，保 证每 个喷 嘴 的冲洗 角度 都能保持在 ７。 ５以上 ， 确保冲洗覆盖率在 １３ ８ ％以上 。 在检修时 ，卸下每根冲洗水管末端的喷嘴，用
差 ，致使进 入脱硫 系统 的烟气 灰分高 ，这 些灰分 进
入除雾器 ，得不到及时冲洗在除雾器上结垢。
气中的 Ｓ ： Ｏ ，烟气被洗涤后继续上升，通过吸收塔
３２ 除雾器冲洗水不足 ． ３ 号、４ 号脱硫系统 的脱硫 ，工艺水平远远不
能满足脱硫系统的要求，除雾器冲洗水不足，使除 雾器得不到正常冲洗 。
竺
＝
ｈ ｅｎｇｃ ｙｉ ｌ ｈａｎ ｘ ａｎ
电 力 安 全 技 术
第 １卷 （ １ 年第 ７ ） ３ ２ １ ０ 期
脱硫 系统吸收塔除雾器结垢原 因及处理
崔鹏 飞
（ 西漳 泽 电力漳 泽 发 电分公 司 ，山西 漳 泽 山 ０ ００ ） ３０１
［ 摘
要］针对漳泽发 电分公司６ 号脱硫 系 统吸收塔除雾器频繁结垢堵塞的现象，分析 了 脱硫