湿法脱硫烟气带水问题的成因分析及对策

2017-11-01王德鑫齐晓辉

资源节约与环保 2017年10期

关键词：石灰石吸收塔湿法

王德鑫梁策李超齐晓辉

（1华电电力科学研究院辽宁沈阳 110000 2华电电力科学研究院东北分院辽宁沈阳 110000）

湿法脱硫烟气带水问题的成因分析及对策

王德鑫1*梁策1李超2齐晓辉2

（1华电电力科学研究院辽宁沈阳 110000 2华电电力科学研究院东北分院辽宁沈阳 110000）

石灰石-石膏湿法烟气脱硫是目前火电厂最常用的烟气脱硫技术，运行时常会产生烟囱带水问题。本文以某电厂烟气脱硫工程为研究对象，围绕其4号脱硫塔出口及烟囱带水问题，结合实际重点研究引起烟囱带水现象的原因，并明确上述现象的有效解决方法和防治措施。

石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术；烟囱带水；除雾器堵塞

引言

石灰石-石膏湿法烟气脱硫（Wet Flue Gas Desulphurization，WFGD）是目前燃煤火电厂最主要使用的脱硫技术，具有系统稳定性好，反应速率快，脱硫效率高的优点[1]。其脱硫的基本原理是：钙基吸收剂（CaCO3、CaO等）以浆液状态进入吸收塔，与烟气中的SO2、SO3气体混合接触发生化学反应，结晶生成副产品石膏，以达到脱硫的目的[2-4]。但实际运行中，经过气液两相传质后净烟气中会携带大量微小液滴，使水汽含量增加，加之吸收塔顶部位置除雾器效率不佳，易出现烟囱带水情况。严重时会导致“石膏雨”现象，腐蚀电厂设备，影响系统运行，从而制约WFGD方法的发展[5,6]。因此，有效解决烟囱带水问题对实现WFGD技术更广泛应用具有重要的经济效益和社会效益。

某电厂2013年进行烟气脱硫改造工程，采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术，设计脱硫效率90%以上。烟气脱硫装置1号锅炉、6号锅炉采用一炉一塔，2-5号锅炉采用两炉一塔，不设烟气旁路烟道，没有气-气换热器（GGH）。改造后，4号脱硫塔出口及烟囱陆续出现带水严重的情况，锅炉多次被迫停车以便检修受损设备。本文主要针对该电厂烟囱带水现象的原因进行深入研究，系统总结不设GGH换热器湿法烟气脱硫烟囱带水的机理，并且明确提出相应的解决方法和防治措施。

1 电厂4号脱硫塔烟囱带水现象简介

某电厂4号脱硫塔于2013年正式投入运行，2014年首次出现烟囱带水情况，水量微小。2015年，4号吸收塔除雾器边缘发生塌陷，经检修后更换除雾器，但烟囱带水情况加重。2016年9月，4号脱硫塔净烟气烟道疏水管道疏水量增大，同时水分中含有石灰石浆液，在净烟气烟道及烟囱下部不严密处有浆液外渗，为此运行人员设置引流板进行引流。与之对应的设计及运行条件基本相同的1号脱硫塔，未发现烟囱带水情况。

2 烟囱带水现象原因分析

烟囱带水指的是脱硫反应后净烟气携带有细小水雾滴和饱和状态水蒸气的现象。在电厂湿法脱硫装置运行过程中，吸收塔最上层的除雾器作为关键的设备之一，主要作用是将脱硫后湿烟气中的细小液滴去除，含量降低到50 mg/Nm3以下，以保护下游设备免遭腐蚀和结垢。除雾器除雾效率的好坏与烟囱带水现象紧密相关[7-10]。其次，脱硫塔出入口烟气温度相差较大，通过烟囱过程中温度逐渐下降，加之没有GGH换热器加热，净烟气遇到烟囱冷壁面会不断凝结成水滴，不可避免地被烟气带出造成烟囱带水问题[11,12]。

因此，根据无GGH湿法烟气脱硫工艺的结构特点，造成烟囱带水现象的原因很多，主要有除雾器除雾效率不佳、烟气出入口温差大、入口烟气量过大、液气比过高和多种环境因素变化等。

2.1 烟囱带水现象现场分析

2.1.1 脱硫系统运行数值诊断

电厂采用分布式脱硫设备控制系统，实现对锅炉负荷、运行压力、浆液pH值、烟气温度、脱硫效率等系统参数进行实时监测，运行参数实时画面如图1所示。

图1 4号脱硫系统运行实时画面

从图1中可以看出，除雾器上层压力表显示为409.8 Pa，除雾器下层压力表显示为974.7 Pa，除雾器压差显示值为564.9 Pa，由此得出脱硫系统运行除雾器压差超过除雾器设计值（240 Pa）。其次，吸收塔浆液pH值分别为2.948和3.061，电厂运行人员通过控制净烟气中SO2浓度确保其达标排放，来调整石灰石供浆量。目前，pH计已经失真，不能为运行提供指导。同时，4号吸收塔入口烟气温度为126.6℃，吸收塔出口烟气温度是56.3℃，出入口烟气温度温差正常。此外，通过对比1号吸收塔和4号吸收塔运行情况，运行工况基本相同，烟气量差别不大。

2.1.2 脱硫系统压差测试

本文通过分析石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统中烟囱带水现象的原理，结合实际选取除雾器上下层压力作为关键参数，借助HM便携式电子微压计9550S压差计进行检测，测试数据如表1所示。

表1 除雾器压力测试结果

由表1可以看出，除雾器上层压力平均值为260 Pa，除雾器下层压力平均值为1280 Pa，除雾器压差为1020 Pa。通过数据分析得出如下结论：（1）除雾器上下层压力表与测试结果存在较大偏差，脱硫系统除雾器压差计不准确；（2）现场测试除雾器上下层压差为1020 Pa，除雾器设计压差为一层120 Pa，二层压差为240 Pa，测试结果远超过除雾器设计压差，判断除雾器已经发生堵塞。（3）对净烟气进行压力测试，平均值为-20 Pa，测试结果正常。

2.2 烟囱带水现象现场分析结论

通过脱硫系统运行数值判断和压差测试，分析了造成烟囱带水现象的原因。基于1号脱硫塔与4号脱硫塔对比，两个塔工程设计方面基本相同，运行工况及其他基础条件相同，因此烟气量差别不大，吸收塔浆液循环泵运行情况基本相同。而且，4号脱硫塔出入口烟气温度基本正常，大气压、环境温度变化不大，环境因素影响较小。由此判断造成该电厂4号脱硫塔及烟囱带水现象的根本原因是除雾器效率下降，除雾器有极大可能发生堵塞。

2.3 除雾器堵塞原因分析

在石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置中，安装在吸收塔顶部的除雾器被认为是重要设备，运行要点是首先通过烟气的惯性碰撞作用分离捕集湿烟气中的细小液滴，其次借助重力作用液滴回收至塔底部池中，以保护下游设备免遭腐蚀和结垢[13,14]。除雾器主要有平板形和屋脊形两种结构，本文采用普遍使用的屋脊形除雾器为研究要点。当屋脊式除雾器上下压差远超过设计压差时，说明除雾器堵塞严重，致使除雾器烟气过流面积减少，局部烟气流速过大，烟气带水加速通过除雾器，导致除雾器除雾效率下降，液滴无法有效地去除。这些未被去除的液滴是造成烟囱带水现象的根本原因[15]。尤其是开启除雾器冲洗系统时，烟囱周围的含水量将大大增加。影响除雾器堵塞的原因主要有除雾器冲洗运行不当、表计故障等。

2.3.1 除雾器冲洗运行不当

除雾器冲洗水系统是基于以一定水量每隔固定周期及时地反冲洗而实现去除除雾器表面液滴和粉尘的工艺，从而防止除雾器堵塞，维持系统的正常运行[16-20]。本文中的某电厂除雾器采用自动控制冲洗水系统，冲洗周期2 h，冲洗水流量控制在15 t/h-60 t/h。除雾器冲洗效果的优劣与除雾器效率高低、除雾器堵塞情况密切相关。由于除雾器堵塞，没有进行及时有效地清洗。堵塞严重后不能及时发现，冲洗水量增大，脱硫系统补充水量增大，使得烟气带浆和烟气带水现象恶性循环。影响除雾器冲洗效果及时有效的主要原因有除雾器冲洗水量不均匀、冲洗间隔周期长等。

（1）除雾器冲洗水量不均匀

除雾器运行中形成的堵塞物一部分较分散和松软，还有一部分经过高温烟气冲刷形成厚实致密的堵塞物，需要一定流量和压力的水才可以冲刷掉，起到表面清洁的作用。在本电厂实际运行中，冲洗水量控制在15 t/h-60 t/h，冲洗水量过大，冲洗水压力得不到良好的控制，不能保证冲洗水将除雾器冲刷干净，从而使得冲洗效果不理想。

（2）除雾器冲洗间隔周期长

除雾器冲洗周期是保证冲洗质量的关键参数，直接影响到冲洗效果。其主要依据烟气的参数和吸收剂浆液的特性来决定。一般情况下，电厂除雾器冲洗周期设定为每间隔1-2 h反冲洗一次。

实际运行中，如果反冲洗间隔周期较长，石灰石浆液和烟气夹带成分不断粘附，除雾器堵塞严重，最终会导致烟囱带水量增加。同时除雾器的松软堵塞物经过烟气的高温作用逐渐硬化，进而形成紧密的硬堵塞物，在除雾器表面附着，再进行冲洗已很难去除。然而若间隔较短，烟囱周围含水量增加，也将加剧烟囱带水现象。因而，确定适宜的除雾器冲洗周期具有重大意义。

2.3.2 表计故障

表计作为电厂运行人员信息收集的重要设备，具有数据收集、处理、读取等功能。表计是运行人员监测的眼睛，实际动手操作的依据。表计计量的准确性，与脱硫系统的稳定性密切相关，会直接影响到电厂运行人员的操作。

（1）除雾器表计故障

除雾器上下压差是间接监测除雾器堵塞问题的关键参数之一。在电厂实际运行中，除雾器压差计长时间不能正确显示，出现与实际工况不符的情况。现场对压差计进行拆卸，发现压差计堵塞严重，脱硫系统压差计以故障数值显示。由于表计的显示失真，影响电厂运行人员的操作，导致故障不能及时发现而采取有效的应对措施，间接造成了除雾器的加剧堵塞情况。

（2）脱硫系统pH计故障显示

通过电厂运行人员了解到，运行人员通过控制净烟气SO2含量来调整脱硫系统运行参数。如图1所示，电厂吸收塔浆液pH值运行显示值为2.948和3.061。目前，pH计失真，不能为电厂运行人员提供参考，影响运行人员操作，间接造成除雾器堵塞加重，从而导致烟囱带水现象。

3 烟囱带水现象解决对策及建议

针对该电厂烟囱带水现象，提出如下解决对策和建议：

（1）保证除雾器冲洗效果良好。①控制除雾器冲洗水压力和流量，建议在脱硫设备停运时，打开人孔门，逐个冲洗阀门进行调整。通过不断调控除雾器冲洗水流量和压力，确保满足除雾器冲洗质量要求。并且加强巡检力度，对冲洗水量和压力进行监测，发现异常情况及时采取有效的措施。②根据脱硫系统运行工况，可适当改变除雾器冲洗水间隔时间，保证除雾器冲洗效果。③实际运行过程中，建议实时监控除雾器上下压差变化，确保除雾器和脱硫设备的良好运行。

（2）确保除雾器上下层压差计、pH计运行可靠性。除雾器上下层压差计、pH计不准，电厂运行维护人员应及时对压差计进行维护调整，可以通过人工试验校对压差计，并保证除雾器压差计等没有堵塞。例如：可以人工采集石灰石浆液样品，测试pH，对比运行系统pH计，及时对其进行校准，保证pH计运行准确可靠。

（3）控制适当的吸收塔浆液pH值。石灰石浆液最佳的pH值是在5.5-5.7之间。当烟气中硫含量改变较大时，建议及时调控石灰石含浆量，避免pH值超标。投入过多的石灰石浆液，不但脱硫效率没有明显提高，浆液中硫酸盐和亚硫酸盐浓度过饱和，会加重堵塞现象。因此，吸收塔pH值要精细化控制，保证脱硫系统正常运行，以期在日常工作中消除隐患。

（4）停机维护时，建议彻底清洁除雾器。尽管应用了有效的方法，除雾器长期工作后，仍会发生结垢堵塞现象。建议在湿法脱硫系统大小修时，查看除雾器情况，及时进行人工清理或者采用高压枪对除雾器进行彻底的清洗，保证除雾器呈现良好运行状态。必要时，应调换破损严重的除雾器部件。

（5）脱硫系统运行不能以排放达标为目的，应以运行调整为重点，维护脱硫系统稳定，保证机组正常运转。结语

综上所述，在石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置运行中，烟囱带水问题与系统的稳定投运密切相关。严重时会导致“石膏雨”现象，腐蚀电厂设备。通过对实际问题的分析，无GGH湿法烟气脱硫电厂产生烟囱带水现象的根本原因是除雾效率不佳，除雾器堵塞的结果。已经投运的机组可以采取有效的预防和控制措施，确保除雾器冲洗效果，缓解除雾器堵塞问题，提高除雾器效率，从而最大限度地减少或者消除烟囱带水现象的发生。本项目研究成果为有效调控烟囱带水问题提供指导性策略，从而为同类机组WFGD系统的运行和维护提供有力技术支撑。

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