GSA煙氣脫硫脫酸工藝反應塔結垢和濕壁問題分析

高傳峰，壽恩廣，朱佳斌

GSA煙氣脫硫脫酸工藝反應塔結垢和濕壁問題分析

高傳峰，壽恩廣，朱佳斌

（中國聯合工程有限公司，浙江 杭州 310052）

針對脫硫反應塔結垢和濕壁問題進行了深入分析和研究。結垢和濕壁較為嚴重區域在喉口上部突擴段至反應塔圓筒下部高約4 m，認為產生的原因有噴漿量與飛灰循環量嚴重偏離設計條件、煙氣流場不均勻和漿液停留時間短。

GSA工藝；脫酸反應塔；飛灰循環；流場分析

GSA煙氣脫硫脫酸技術是具有代表性的半干法脫硫脫酸技術[1]，主要應用于垃圾焚燒發電廠煙氣脫硫脫酸及火力發電廠煙氣脫硫。其中，在垃圾焚燒發電廠煙氣脫硫脫酸上有幾十例成功的案例，備受關注。該技術相對其他脫硫技術，有煙氣流速快、流場不均勻性明顯、紊流度大、飛灰循環量大且循環倍率高等特點，在實際運行中也容易出現脫酸反應塔內結垢和濕壁嚴重、分離器設備磨損程度大等問題[2]。本文針對某垃圾焚燒發電廠GSA煙氣脫酸反應塔結垢和濕壁的具體情況，借助計算機，通過流場模擬對結垢和濕壁問題進行了研究和探討，給出了該問題產生的主要原因，為該工藝設備的正常運行提供指導。

1 GSA工藝介紹

GSA煙氣脫硫脫酸凈化工藝流程為煙氣經水平煙道進入脫酸塔底部后，向上運動，在喉口處與壓縮空氣霧化后的漿液混合，經突擴段后進入反應塔塔體內，并與循環灰充分混合，以達到脫硫脫酸的目的，脫硫脫酸后的煙氣進入旋風分離器后，分離后的煙氣通過加入活性炭去除二噁英等污染物，然后進入除塵器除塵，通過引風機將處理后的煙氣經煙囪排入大氣。95%以上的旋風分離器分離后的飛灰通過下部灰倉經螺旋輸送機，返回至脫硫脫酸塔內，以供循環利用，部分飛灰的循環倍率高達100次以上，少量分離灰通過螺旋輸送機與除塵器的灰塵通過輸送設備運至灰場存放。該工藝系統的飛灰高循環倍率使脫硫劑的使用率高達95%以上，能夠較大程度上減少運行費用。

2 脫硫脫酸塔結垢和濕壁現象

某垃圾焚燒發電廠采用GSA煙氣脫硫脫酸工藝對煙氣進行凈化處理，反應塔高約13 m，喉口和突擴段高約1.8 m，喉口段煙氣平均流速約40 m/s，塔內平均流速約7 m/s。自開始投運以來，反應塔內一直存在結垢和濕壁現象，而且隨著運行年限的增加，結垢和濕壁問題越來越嚴重，運行期1個月左右的時間塔內回流區溜灰管對側以上4 m范圍內，結垢厚度達200～300 mm，且整個區域的結構不均勻，溜灰管一側的壁面結垢相對弱一些，而且該區域也出現了濕壁問題，現場查看，用手可觸摸到的液態物質為石灰漿液。

3 結垢和濕壁問題原因分析

GSA煙氣脫硫脫酸凈化工藝屬于傳統的噴霧干燥技術，該工藝中塔內的結垢和濕壁現象與噴霧干燥塔有相似的原因，通過資料查閱和相關研究，認為產生該問題的原因有以下3個方面。

3.1 運行工況偏離設計條件

通過對比該垃圾發電廠GSA煙氣脫硫脫酸工藝的設計工況與運行工況我們可以知道，脫硫脫酸裝置沒有達到設計工況，實際運行煙氣量約為42 000 Nm3/h，明顯高于設計值36 178 Nm3/h。而運行溫度、飛灰含量和循環倍率等也明顯偏離設計工況。根據GSA煙氣脫硫脫酸的設計技術要求，飛灰在脫硫塔內的濃度要控制在500～2 000 g/Nm3，這也是吸收噴射漿液，避免大量漿液噴到壁面上的主要措施，該項目的飛灰設計值為750 g/Nm3，而實際運行值僅為60 g/Nm3，與設計相差很大，這就導致了漿液在進入塔內，沒有被足夠的飛灰混合、吸收，塔內濕壁，沿壁面出現水膜；同時由于飛灰濃度過低，混合后的濕灰在氣流的影響下更容易在塔內積聚、結垢。

3.2 塔內流場分布不均勻

根據脫硫脫酸塔的設計，在煙氣由一個水平煙道，分別經過一個90°的彎頭和文丘里結構的引入管進入到主塔內。90°彎頭處設置導流板，以減小煙氣偏流和阻力損失，煙氣在進入文丘里結構時，流速由15 m/s增加到35 m/s，該文丘里結構能夠保證飛灰基本不會下落至彎頭處，是懸浮吸收的必要條件，該結構與主塔的連接擴張段形成了強烈的煙氣、飛灰和漿液的回流，能夠有效促進該區段及以上塔內的氣、液、固的三相傳熱傳質，增大脫硫劑的利用率，降低煙氣的排放濃度。然而，數值模擬發現水平煙氣在帶有導流板的彎頭處轉向后仍有偏流發生，致使回流區不均衡，模擬結果如圖1和圖2所示。

圖1 脫硫脫酸塔內煙氣速度云圖

圖2 脫硫脫酸塔喉口處煙氣速度矢量圖

根據圖1脫硫脫酸塔內煙氣速度云圖可以看出在下部彎頭處有明顯的速度梯度，喉口處煙氣平均流速約為35 m/s，擴張段至主塔底部4 m以下部分形成了低速回流區，并且彎頭內側的低速回流區域大于彎頭外側；從圖2脫硫脫酸塔喉口處煙氣速度矢量圖可以發現，煙氣中心區煙氣速度較大，向壁面處速度逐漸降低，并在壁面附近區域形成由上而下的煙氣流向，即煙氣的回流。煙氣回流的同時卷吸了大量的漿液和飛灰，促進了氣、固、液三相的混合，但同時由于飛灰量較少，使大量的含灰漿液在回流的影響下，引向壁面，導致發生了結垢現象，漿液的含水率較高，沿壁面形成水膜，向下流動。

3.3 漿液霧化干燥時間不充足

GSA煙氣脫硫脫酸技術塔內煙氣流速為6～7 m/s，煙氣在塔內的停留時間約為2.5 s，對噴霧的要求較高。

本項目塔內噴嘴采用美國SPRAY公司FM10A兩相流噴頭，噴頭性能：壓縮空氣壓力3.45 kg/cm2，最大噴霧（水）粒徑max在160～250 um之間，0.9在140～200 um之間，平均粒徑32在90～120 um之間。噴霧的液相介質為“8%的石灰漿液+冷卻水”，混合石灰漿液濃度低于1%.噴霧（1%濃度漿液）的粒徑分布特性及噴霧干燥時間應與噴水非常相似。根據顆粒干燥理論分析，在不考慮煙氣濕度和煙氣流場的影響下，項目現場噴霧量在1.3～1.9 t/h（5～7 gpm），32為100 um，0.9為150 um，max為180 um。在260 ℃空氣環境中，如霧滴沒有與飛灰混合，約1/2霧滴完全干燥需要2 s以上時間，較大霧滴完全干燥需要的時間可達5 s以上。而噴槍安裝高度在距離喉管段（直徑813 mm）出口0.8 m處，反應器擴管段（錐角60°）高約1 m，直管段（直徑為1 926 mm）高約13 m，直管段平均流速約為7.0 m/s，停留時間約為1.86 s，噴霧液滴在反應器內完全干燥的可能性幾乎為0.因此，分析可知霧化漿液顆粒在脫酸塔內的干燥時間不充足。

4 結論

依據相關資料和垃圾焚燒項目脫酸塔運行分析，總結出引起濕壁和結垢的主要原因有以下幾點：①焚燒爐鍋爐煙氣飛灰濃度低，反應器循環灰量及飛灰循環倍率過小，煙氣中顆粒物濃度太低，偏離了GSA的工藝原理基礎。②脫酸塔內煙氣流速不均勻，存在嚴重的煙氣貼壁回流現象，引起漿液顆粒撞擊塔壁，引起塔內濕壁結垢。③漿液霧滴在脫酸塔內停留時間較短，干燥時間不充足，引起塔內上部凝結的漿液向下流動，加重了塔內中部結垢程度。

［1］潘永康，王喜忠，劉相東.現代干燥技術［M］.北京：化學工業出版社，2007.

［2］曹恒武，田振山.干燥技術及其工業應用［M］.北京：中國石化出版社，2003.

［3］陳明功，支友剛.半干法煙道氣脫硫影響因素的理論分析［J］.江蘇環境科技，2000（1）.

［4］周敏.電廠煙氣噴霧干燥法脫硫的理論研究［J］.煤礦環境保護，1994，8（3）：28-30.

〔編輯：嚴麗琴〕

2095－6835（2018）19－0074－02

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10.15913/j.cnki.kjycx.2018.19.074