湿法脱硫系统结垢分析及防治措施

王树东，刘 娟，徐 鸿，胡三高

(华北电力大学 电站设备状态监测与控制教育部重点实验室，北京 102206)

0 引言

湿法脱硫技术是目前火电厂采用最广的脱硫技术，具有脱硫剂原料廉价，效率非常高等优点，但湿法脱硫工艺缺点就是结垢问题，脱硫塔结垢的问题已经严重影响了系统的安全运行。

通过调查发现，无论从设备上还是应用上，脱硫水平与国家环保要求仍有差距，结垢、堵塞等问题依然没有得到解决，实际运行效率达不到要求，脱硫系统还需要更进一步的完善、改进。

1 垢的形貌分析

图1 脱硫管道结垢图Fig.1 Scale in desulphurization pipelines

图1，2，3是脱硫系统中部分结垢的现场图片，脱硫系统中的吸收塔、管道、换热器、除雾器等都存在非常严重的结垢问题，结垢会引起压损增大、设备堵塞等问题，目前脱硫设备的停用很多是因结垢引起的。

本文对定州、岱海发电厂2×600 MW机组的GGH垢进行采样分析，定州电厂结垢物呈白色，略微发黄，结垢物分布差异明显，质地相对疏松，如图4所示。岱海电厂结垢物呈灰白色，质地坚硬致密，成块状物，如图5所示。

图6 岱海电厂结垢物的SEM图Fig.6 SEM results of scale in Daihai Power Plant

图7 定州电厂结垢物SEM图Fig.7 SEM results of scale in Dingzhou

两个电厂换热单元上的结垢物，如图8所示。其中的主要成分是石膏和硬石膏，同时还有一定量的硅酸铝成分。但是物相组成具有明显的差异:岱海电厂结垢物样品中的矿物相主要是莫来石(Al6Si2O13)和二水石膏 (CaSO4·2H2O);定州电厂垢中缺少莫来石，硫酸钙是以无水石膏(CaSO4)和烧石膏 (CaSO4·1/2H2O)两种物相存在[2]。

图8 定州电厂(DZ)和岱海电厂(DH)GGH垢的XRD谱图Fig.8 XRD results in Dingzhou and Daihai Power Plant

2 结垢原因

2.1 煤质的影响

煤质环境多种多样，但是普遍灰分较高，一般在15%～25%之间。当机组配套除尘器的效率较低时，会导致FGD系统中飞灰浓度升高，进而影响GGH换热器等表面积灰严重。进入脱硫系统的烟气飞灰浓度较大时，就会引发脱硫设备的堵塞结垢问题。

2.2 工艺参数控制、控制条件的影响

采用自然氧化工艺时，较高pH值下，容易生成CaSO3·1/2H2O软垢，进而生成CaSO4·2H2O硬垢;在石灰系统中，较高pH值下，进入脱硫系统烟气中的CO2易再碳酸化，生成CaCO3沉积，而石灰石系统则没有CO2再碳酸化的问题存在。系统采用强制氧化工艺时，在吸收区内，浆液的Ca2+，浓度变化与单位体积内吸收SO2的浓度成正比，所以当气液比太小、密度太低时，石膏饱和度就会超过临界值，导致结垢发生。

在正常运行中，要注意控制温度和露点这些运行参数，因为在脱硫系统中，反应温度越接近露点，脱硫效率就越高;但是，为了保证出口烟气的干燥，避免结垢，要尽可能使整个脱硫系统的温度高于露点。

锅炉负荷也会影响脱硫系统结垢情况，当锅炉工况发生变化时，也会引起脱硫塔内烟速的变化。当锅炉负荷下降，脱硫塔内烟速也会下降，这样就会使烟气在脱硫塔内与脱硫浆液接触时间延长，有利于脱硫充分反应。但烟速的降低，也会使烟气中携带的灰尘、固体颗粒物的悬浮条件恶化，易引发结垢现象。

2.3 除雾器除雾效果的影响

定州、岱海两电厂的数据表明，除雾器出口水雾小于设计值时，运行情况是正常的，但现场运行中，实际情况往往偏离设计值，过高的烟温与石灰石浆液接触，产生大量蒸汽，导致烟气流速加大，对除雾效果有较大影响。烟气携带大量浆液滴会粘附在脱硫元件的表面，使表面的垢越积越厚，易堵塞元件的通道。

2.4 流场、温度场的影响

脱硫系统结垢与吸收塔内的流场、温度场有关，通过对吸收塔内的垢分析，可以发现这些垢形状都很有规律，有层次感，锯齿状，这就说明吸收塔内的垢的形成与吸收塔内的流场、温度场有关。

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日本NFK公司[1]对于半干半湿FGD系统做过实验，烟气在进入脱硫系统吸收塔后，上升过程中在一侧形成涡流“滞流区”，由于热损失特别是雾化水滴粒子的蒸发吸热，使得沿气流上升的方向，塔内的平均温度、湿度分布，分别呈递减、递增趋势，因此滞流区内的含水量越来越高，而温度则越来越低，直到在塔上方甚至整个滞流区内接近或达到饱和，于是由于蒸发驱动力降低，越来越多来不及蒸干的微小水滴粒子，在涡流的携带下，碰撞于塔壁而湿壁。吸收塔径向温度是中心偏高、壁面侧偏低的分布方式，这样，烟气中携带的固体颗粒物质容易碰撞黏附于吸收塔的壁面，发生结垢现象。

对于大型脱硫装置，吸收塔直径增大，温度场的不均匀性也会增加，当温度低于露点时，在吸收塔壁面低温处都极易结垢。

2.5 除尘、吹扫的影响

在电厂实际运行中，虽然除尘效果明显，可达到99%，但还是有部分颗粒从除尘器中逃逸，给脱硫系统带来结垢堵塞问题。GGH在运行过程中，没有进行定期吹扫，或者是吹扫不到位;吹扫周期长，吹扫时间短;积累的初期垢没有及时处理，导致结垢反复加热，形成硬垢，不易处理。

3 湿法脱硫系统结垢的危害

湿法脱硫系统中，结垢已经严重影响了脱硫系统的安全运行，脱硫系统的结垢现象像滚雪球一样，一旦产生了垢，就会迅速发展扩大，导致脱硫元件通道堵塞，严重时常常导致系统停运。

湿法脱硫系统中，GGH结垢后会使烟气达不到设计的排烟温度，会对下游的设备造成低温腐蚀。GGH表面结垢后，随着垢层厚度增加，表面传热系数降低，传热效率下降，使得GGH换热恶化，严重影响烟气换热，导致烟气出口温度达不到设计值，不利于系统的安全运行。

GGH结垢会增加系统的能耗，当GGH结垢现象严重时，使系统阻力增加，会造成风机喘振，影响主机的安全运行。

在脱硫系统中，当结垢现象严重时，会导致系统GGH换热效率降低，使得原烟气在进入脱硫塔时未得到有效降温，必然会在脱硫塔内蒸发携带水量，最终导致吸收塔耗水量增加，结垢情况更严重。对于600 MW的机组，进入吸收塔的烟温每升高10℃，水耗约增加10 t/h[3]。

除雾器叶片的结垢情况严重时，会导致塔内气流流场不均匀，进而导致除雾器性能恶化使净烟气携带水滴，结垢现象更加严重，除雾器的结垢常常会使脱硫塔停运。

当结垢情况严重时，结垢恶化，垢层不断变厚，可能会发生脱落现象。在垢层脱落时，会对元件表面撕裂，造成腐蚀，大块的垢层也可能会砸伤塔内的元件，如陶瓷喷嘴、除雾器底部冲洗水管和支撑梁。

4 防治措施

4.1 设计条件的防治对策

对于燃用高硫煤的脱硫系统，要注意氧化装置、氧化风机的选型，要选取裕度较小的甚至偏低的设计参数，防止留下隐患。

对于系统中易磨损、损耗或出现故障并导致系统运行的设备，如吸收塔、喷嘴、泵等，最好设计为易于更换和检修的类型。脱硫主要部件一般选择进口设备，保证系统稳定高效运行，延长使用寿命。

正确进行系统设计，使流经除雾器的烟气尽可能均匀分布，避免烟气流速不均，除雾器尽可能在塔内的水平布置，减少除雾器的结垢几率。

4.2 设备选择的防治对策

因为流场的特殊性，是气液两相流流场，所以应根据环境条件，选择合适的防腐材料。实际中，常选择耐高温的FRP材料。合理选择除雾器，保证除雾器高效运行，选择合理材料防治结垢堵塞。定期对设备进行检查，保证及时处理故障。尽量选择封闭型传热元件，开放型元件随传热效率高，但不封闭会造成压力过早衰退，吹扫效果差，无法将元件表面的灰尘结垢颗粒彻底吹扫干净。

4.3 运行中的防治对策

在脱硫系统运行中，应加强烟气排放在线监测系统的可靠性和稳定性。加强吸收塔液位监测，实际运行中可适当降低液位，防止吸收塔内的泡沫倒流入GGH，并记录重要部件的运行数据，总结结垢规律，合理计算分析系统吹扫和冲洗的周期、时间。在浆液里加入适当的消泡剂，防治虚假液位。大修时要对系统中的垢进行彻底清理，避免存有隐患。

将脱硫浆液pH值和浓度控制在合理范围内，应综合考虑脱硫效率与结垢情况等，尽可能提高效率，还要防止结垢的发生。

提高亚硫酸钙的氧化程度，长期在亚硫酸盐的环境下，pH值不稳定，容易发生结垢。合理控制除雾器冲洗的水量和频率。在实际运行中，运行人员往往对第一级除雾器的冲洗量不够，应对两级除雾器采用不同的冲洗水量，避免对第一级除雾器冲洗水量过大或过小，对于第二级除雾器应将冲洗水量和次数越低越好，并要防止冲洗喷嘴结垢堵塞影响冲洗效果。

在脱硫浆液中可以添加Mg2+，Na+离子等阳离子，他们的存在可以减少SO32-，SO42-，Ca2+结合生成的盐结垢的机会。

[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.电站湿法脱硫系统GGH结垢问题的研究[D].北京:华北电力大学，2011.

[3]杨杰.湿法脱硫系统GGH结垢原因分析及对策[J].电力环境保护，2009，25(1):13-15.

[4]刘娟.湿法脱硫喷淋塔流场模拟与结垢研究[D].北京:华北电力大学，2011.