濕法脫硫系統結垢分析及防治措施

王樹東，劉 娟，徐 鴻，胡三高

(華北電力大學 電站設備狀態監測與控制教育部重點實驗室，北京 102206)

0 引言

濕法脫硫技術是目前火電廠采用最廣的脫硫技術，具有脫硫劑原料廉價，效率非常高等優點，但濕法脫硫工藝缺點就是結垢問題，脫硫塔結垢的問題已經嚴重影響了系統的安全運行。

通過調查發現，無論從設備上還是應用上，脫硫水平與國家環保要求仍有差距，結垢、堵塞等問題依然沒有得到解決，實際運行效率達不到要求，脫硫系統還需要更進一步的完善、改進。

1 垢的形貌分析

圖1 脫硫管道結垢圖Fig.1 Scale in desulphurization pipelines

圖1，2，3是脫硫系統中部分結垢的現場圖片，脫硫系統中的吸收塔、管道、換熱器、除霧器等都存在非常嚴重的結垢問題，結垢會引起壓損增大、設備堵塞等問題，目前脫硫設備的停用很多是因結垢引起的。

本文對定州、岱海發電廠2×600 MW機組的GGH垢進行采樣分析，定州電廠結垢物呈白色，略微發黃，結垢物分布差異明顯，質地相對疏松，如圖4所示。岱海電廠結垢物呈灰白色，質地堅硬致密，成塊狀物，如圖5所示。

圖6 岱海電廠結垢物的SEM圖Fig.6 SEM results of scale in Daihai Power Plant

圖7 定州電廠結垢物SEM圖Fig.7 SEM results of scale in Dingzhou

兩個電廠換熱單元上的結垢物，如圖8所示。其中的主要成分是石膏和硬石膏，同時還有一定量的硅酸鋁成分。但是物相組成具有明顯的差異:岱海電廠結垢物樣品中的礦物相主要是莫來石(Al6Si2O13)和二水石膏 (CaSO4·2H2O);定州電廠垢中缺少莫來石，硫酸鈣是以無水石膏(CaSO4)和燒石膏 (CaSO4·1/2H2O)兩種物相存在[2]。

圖8 定州電廠(DZ)和岱海電廠(DH)GGH垢的XRD譜圖Fig.8 XRD results in Dingzhou and Daihai Power Plant

2 結垢原因

2.1 煤質的影響

煤質環境多種多樣，但是普遍灰分較高，一般在15%～25%之間。當機組配套除塵器的效率較低時，會導致FGD系統中飛灰濃度升高，進而影響GGH換熱器等表面積灰嚴重。進入脫硫系統的煙氣飛灰濃度較大時，就會引發脫硫設備的堵塞結垢問題。

2.2 工藝參數控制、控制條件的影響

采用自然氧化工藝時，較高pH值下，容易生成CaSO3·1/2H2O軟垢，進而生成CaSO4·2H2O硬垢;在石灰系統中，較高pH值下，進入脫硫系統煙氣中的CO2易再碳酸化，生成CaCO3沉積，而石灰石系統則沒有CO2再碳酸化的問題存在。系統采用強制氧化工藝時，在吸收區內，漿液的Ca2+，濃度變化與單位體積內吸收SO2的濃度成正比，所以當氣液比太小、密度太低時，石膏飽和度就會超過臨界值，導致結垢發生。

在正常運行中，要注意控制溫度和露點這些運行參數，因為在脫硫系統中，反應溫度越接近露點，脫硫效率就越高;但是，為了保證出口煙氣的干燥，避免結垢，要盡可能使整個脫硫系統的溫度高于露點。

鍋爐負荷也會影響脫硫系統結垢情況，當鍋爐工況發生變化時，也會引起脫硫塔內煙速的變化。當鍋爐負荷下降，脫硫塔內煙速也會下降，這樣就會使煙氣在脫硫塔內與脫硫漿液接觸時間延長，有利于脫硫充分反應。但煙速的降低，也會使煙氣中攜帶的灰塵、固體顆粒物的懸浮條件惡化，易引發結垢現象。

2.3 除霧器除霧效果的影響

定州、岱海兩電廠的數據表明，除霧器出口水霧小于設計值時，運行情況是正常的，但現場運行中，實際情況往往偏離設計值，過高的煙溫與石灰石漿液接觸，產生大量蒸汽，導致煙氣流速加大，對除霧效果有較大影響。煙氣攜帶大量漿液滴會粘附在脫硫元件的表面，使表面的垢越積越厚，易堵塞元件的通道。

2.4 流場、溫度場的影響

脫硫系統結垢與吸收塔內的流場、溫度場有關，通過對吸收塔內的垢分析，可以發現這些垢形狀都很有規律，有層次感，鋸齒狀，這就說明吸收塔內的垢的形成與吸收塔內的流場、溫度場有關。

我國交通事業的良好發展離不開施工管理工作中的目標管理，目標管理作為施工管理的重要內容，必須要全面做好方案預設，讓施工技術人員按照目標內容進行施工，而目標管理需要管理人員結合工程建設的實際情況進行安排，做好目標分解和合理的崗位分工，使工程有條不紊的按目標設定進行。工程完工后，在企業實現其既定經濟利益的同時，管理人員和施工技術人員也得到了相應的回報。

日本NFK公司[1]對于半干半濕FGD系統做過實驗，煙氣在進入脫硫系統吸收塔后，上升過程中在一側形成渦流“滯流區”，由于熱損失特別是霧化水滴粒子的蒸發吸熱，使得沿氣流上升的方向，塔內的平均溫度、濕度分布，分別呈遞減、遞增趨勢，因此滯流區內的含水量越來越高，而溫度則越來越低，直到在塔上方甚至整個滯流區內接近或達到飽和，于是由于蒸發驅動力降低，越來越多來不及蒸干的微小水滴粒子，在渦流的攜帶下，碰撞于塔壁而濕壁。吸收塔徑向溫度是中心偏高、壁面側偏低的分布方式，這樣，煙氣中攜帶的固體顆粒物質容易碰撞黏附于吸收塔的壁面，發生結垢現象。

對于大型脫硫裝置，吸收塔直徑增大，溫度場的不均勻性也會增加，當溫度低于露點時，在吸收塔壁面低溫處都極易結垢。

2.5 除塵、吹掃的影響

在電廠實際運行中，雖然除塵效果明顯，可達到99%，但還是有部分顆粒從除塵器中逃逸，給脫硫系統帶來結垢堵塞問題。GGH在運行過程中，沒有進行定期吹掃，或者是吹掃不到位;吹掃周期長，吹掃時間短;積累的初期垢沒有及時處理，導致結垢反復加熱，形成硬垢，不易處理。

3 濕法脫硫系統結垢的危害

濕法脫硫系統中，結垢已經嚴重影響了脫硫系統的安全運行，脫硫系統的結垢現象像滾雪球一樣，一旦產生了垢，就會迅速發展擴大，導致脫硫元件通道堵塞，嚴重時常常導致系統停運。

濕法脫硫系統中，GGH結垢后會使煙氣達不到設計的排煙溫度，會對下游的設備造成低溫腐蝕。GGH表面結垢后，隨著垢層厚度增加，表面傳熱系數降低，傳熱效率下降，使得GGH換熱惡化，嚴重影響煙氣換熱，導致煙氣出口溫度達不到設計值，不利于系統的安全運行。

GGH結垢會增加系統的能耗，當GGH結垢現象嚴重時，使系統阻力增加，會造成風機喘振，影響主機的安全運行。

在脫硫系統中，當結垢現象嚴重時，會導致系統GGH換熱效率降低，使得原煙氣在進入脫硫塔時未得到有效降溫，必然會在脫硫塔內蒸發攜帶水量，最終導致吸收塔耗水量增加，結垢情況更嚴重。對于600 MW的機組，進入吸收塔的煙溫每升高10℃，水耗約增加10 t/h[3]。

除霧器葉片的結垢情況嚴重時，會導致塔內氣流流場不均勻，進而導致除霧器性能惡化使凈煙氣攜帶水滴，結垢現象更加嚴重，除霧器的結垢常常會使脫硫塔停運。

當結垢情況嚴重時，結垢惡化，垢層不斷變厚，可能會發生脫落現象。在垢層脫落時，會對元件表面撕裂，造成腐蝕，大塊的垢層也可能會砸傷塔內的元件，如陶瓷噴嘴、除霧器底部沖洗水管和支撐梁。

4 防治措施

4.1 設計條件的防治對策

對于燃用高硫煤的脫硫系統，要注意氧化裝置、氧化風機的選型，要選取裕度較小的甚至偏低的設計參數，防止留下隱患。

對于系統中易磨損、損耗或出現故障并導致系統運行的設備，如吸收塔、噴嘴、泵等，最好設計為易于更換和檢修的類型。脫硫主要部件一般選擇進口設備，保證系統穩定高效運行，延長使用壽命。

正確進行系統設計，使流經除霧器的煙氣盡可能均勻分布，避免煙氣流速不均，除霧器盡可能在塔內的水平布置，減少除霧器的結垢幾率。

4.2 設備選擇的防治對策

因為流場的特殊性，是氣液兩相流流場，所以應根據環境條件，選擇合適的防腐材料。實際中，常選擇耐高溫的FRP材料。合理選擇除霧器，保證除霧器高效運行，選擇合理材料防治結垢堵塞。定期對設備進行檢查，保證及時處理故障。盡量選擇封閉型傳熱元件，開放型元件隨傳熱效率高，但不封閉會造成壓力過早衰退，吹掃效果差，無法將元件表面的灰塵結垢顆粒徹底吹掃干凈。

4.3 運行中的防治對策

在脫硫系統運行中，應加強煙氣排放在線監測系統的可靠性和穩定性。加強吸收塔液位監測，實際運行中可適當降低液位，防止吸收塔內的泡沫倒流入GGH，并記錄重要部件的運行數據，總結結垢規律，合理計算分析系統吹掃和沖洗的周期、時間。在漿液里加入適當的消泡劑，防治虛假液位。大修時要對系統中的垢進行徹底清理，避免存有隱患。

將脫硫漿液pH值和濃度控制在合理范圍內，應綜合考慮脫硫效率與結垢情況等，盡可能提高效率，還要防止結垢的發生。

提高亞硫酸鈣的氧化程度，長期在亞硫酸鹽的環境下，pH值不穩定，容易發生結垢。合理控制除霧器沖洗的水量和頻率。在實際運行中，運行人員往往對第一級除霧器的沖洗量不夠，應對兩級除霧器采用不同的沖洗水量，避免對第一級除霧器沖洗水量過大或過小，對于第二級除霧器應將沖洗水量和次數越低越好，并要防止沖洗噴嘴結垢堵塞影響沖洗效果。

在脫硫漿液中可以添加Mg2+，Na+離子等陽離子，他們的存在可以減少SO32-，SO42-，Ca2+結合生成的鹽結垢的機會。

[1]Zhang Wei，Zhang Fan et al.An analysis of wall wetting phenomenon of DSI FGD reactor[J].Research of environmental sciences，2000，13(2)

[2]安康.電站濕法脫硫系統GGH結垢問題的研究[D].北京:華北電力大學，2011.

[3]楊杰.濕法脫硫系統GGH結垢原因分析及對策[J].電力環境保護，2009，25(1):13-15.

[4]劉娟.濕法脫硫噴淋塔流場模擬與結垢研究[D].北京:華北電力大學，2011.