单塔双循环脱硫系统阻力增大分析及处理

2019-10-08刘恩天赵志发薛小宇

发电设备 2019年5期

刘恩天, 徐江, 赵志发, 薛小宇

(国电泰州发电有限公司，江苏泰州 225300)

在湿法烟气脱硫中，设备常常发生结垢和堵塞。随着运行时间的增加和运行环境变化，这些部件结垢后烟气通流面积减小，烟气通过时阻力就会增加，当超过一定范围时，锅炉引风机出来的烟气不能及时排出，将会引起锅炉炉膛压力上升，影响锅炉带负荷能力。为此，首先要弄清楚结垢的机理，以及影响结垢和造成堵塞的因素，然后有针对性地从工艺设计、设备结构、操作控制等方面着手解决。

笔者详细剖析了某1 000 MW超超临界二次再热机组塔式炉中，单塔双循环脱硫系统吸收塔除雾器压差上升导致引风机全压上升，机组带负荷能力下降的过程，为日益增多的大机组脱硫环保安全运行提供经验。

1 系统介绍

1.1 烟气流程及系统阻力分布

该机组3号锅炉配2台50%容量的动叶可调轴流式引风机。引风机风量裕量为10%，另加温度裕量15 K，压头裕量为20%。炉膛出口烟气经过各级受热面后，流经脱硝系统、空气预热器、干式电除尘器到达引风机，引风机出口烟气再依次经过低温省煤器、脱硫吸收塔、吸收塔外浆池液吸收池(AFT)塔、湿式电除尘器，最后进入烟囱排放。脱硫系统无烟气换热器、增压风机和烟道旁路。

图1为整个烟气系统的流程，表1为锅炉最大连续蒸发量(BMCR)工况烟气系统阻力设计值。

图1 烟气系统流程

表1 BMCR工况烟气阻力设计参数

1.2 脱硫系统

3号锅炉采用石灰石-石膏湿式单塔双循环烟气脱硫工艺。脱硫系统运行范围为锅炉启动到100%BMCR工况。脱硫效率≥98.6%，设计煤种SO2排放质量浓度不高于17.9 mg/m3。原烟气经烟道进入双循环吸收塔后经过2层一级喷淋，先脱除烟气中SO2的60%～80%，再经过4层二级喷淋，脱除烟气中剩余SO2的95%左右,两次叠加从而达到总的脱硫效率≥98.6%的要求。一级喷淋的浆池就布置在双循环吸收塔底部；二级喷淋通过布置在双循环吸收塔中部的收集碗进入AFT塔。烟气在双循环吸收塔内经过2级共6层喷淋后，其中的SO2被高效地吸收、氧化，最后在吸收塔最高一层喷淋层上方设置2级屋脊式除雾器，采用工艺水喷洗以防止沾污和结垢，烟气经过两级循环洗涤后从塔顶排出。吸收塔排出的烟气经过湿式静电除尘器进一步降低烟尘的排放浓度后由烟囱排出。图2为单塔双循环脱硫工艺流程。

图2 单塔双循环脱硫工艺流程

吸收塔在运行过程中，易产生粒径为10～60 μm的雾，其不仅含有水分，还溶有SO3等有害物，因此，工艺上对吸收设备提出除雾的要求，被净化的气体在离开吸收塔之前要进行除雾，以避免石膏雨现象的发生[1-3]。

除雾器系统包括一台安装在下部的粗除雾器和一台安装在上部的细除雾器，烟气流经除雾器时，液滴由于惯性作用，留在挡板上。由于被滞留的液滴也含有固态物，主要是石膏，因此就有可能在波形板上结垢。所以，脱硫系统在正常运行时，除雾器应按照规定程序循环地进行水冲洗。冲洗间隔不能太长，否则易产生结垢现象；同时除雾器冲洗不宜过于频繁，否则会导致烟气带水量加重以及吸收塔液位过高，水平衡破坏。

2 除雾器堵塞发生经过

2018年2月下旬，运行人员发现3号锅炉吸收塔除雾器压差比2017年5月C级检修启动后同等工况下均偏高约0.3 kPa，可能是除雾器发生堵塞。2018年2月25日开始，采取缩短除雾器冲洗周期、降低吸收塔和AFT塔浆液pH、置换部分浆液等措施后，除雾器压差仍保持较快的上升趋势；至3月10日，机组带880 MW负荷时，除雾器压差已经由0.2 kPa上升至1.32 kPa，引风机全压已逼近满负荷设计值。烟气阻力变化数据见表2。

表2 烟气阻力上升过程

2018年3月11日—12日对除雾器进行在线加盐酸清洗，但是清洗后，除雾器压差、引风机出口压力等参数未见好转。除雾器在线清洗前后对比数据见表3。

表3 除雾器在线清洗前后对比

2018年3月13日，利用3号机组调停机会对除雾器内部检查，发现除雾器结垢非常严重，将除雾器堵塞物取样化验，碳酸钙质量分数为20%～25%，石膏质量分数在70%左右。2018年3月15日—20日，利用酸洗和高压水冲洗将结垢清除干净。

3 除雾器阻力增大的原因

经过分析， 3号锅炉吸收塔除雾器堵塞主要有以下几方面原因：

(1) 除雾器冲洗不及时。为控制吸收塔水平衡，除雾器冲洗间隔时间设定为20 000 s，冲洗次数明显偏少，根据经验数据冲洗间隔大于7 200 s时，对于除雾器浆液的黏连和结晶去除效果将明显减弱[4-6]。沉积在除雾器元件上的石膏浆液未能被及时冲洗而结垢，随着运行时间的增加，结垢程度越来越严重，甚至将整个烟气通道堵塞。

(2) 浆液pH控制过高。调试期间，吸收塔浆液pH控制在5.2左右，AFT塔浆液pH控制在6.1左右，试验入炉煤硫的质量分数为1.3%～1.5%，而目前入炉煤硫的质量分数仅在0.5%左右，未考虑低硫工况高pH的副作用。pH高意味着浆液中CaCO3含量高，CaCO3含量高的浆液更容易结垢；另外，浆液的pH高时，会抑制CaSO3氧化成为CaSO4(石膏)，从而使浆液中CaSO3含量过大，进一步抑制CaSO3的氧化和CaCO3的溶解，使浆液中的CaSO3和CaCO3的含量增加，被烟气带走加速结垢。

(3) 冲洗水流量和压力不足。除雾器的冲洗水源为工艺水，工艺水泵出口压力一直维持在0.7 MPa以上，除雾器冲洗压力及流量基本正常，但是由于工艺水用户较多，存在用水量大时导致压力下降现象。另外，除雾器冲洗时1个阀门控制1根冲洗管道，由于每个喷嘴在管道上的位置不同，冲洗水压力低时后面的喷嘴有可能因压力不足而达不到理想的冲洗效果。

(4) 部分除雾器喷嘴堵塞。部分喷嘴可能会由于水质影响而堵塞，更多的是被石膏浆液堵塞。除雾器冲洗是间隔进行的，而夹带浆液滴的烟气是连续流动的，如果烟气中液滴进入喷嘴而未及时被冲走，就会造成喷嘴堵塞，该喷嘴所覆盖的区域就会沉积浆液结垢，造成该区域除雾器堵塞。未堵塞区域的烟气流量及流速就会增加，黏附的浆液也会增加，从而增加了冲洗难度，加速堵塞，形成恶性循环[7-8]。

(5) 入炉煤硫质量分数较低。由于大量掺烧进口煤，3号锅炉入炉硫质量分数仅在0.5%，较以往1.0%大幅度下降。原烟气SO2质量浓度经常低于1 000 mg/m3，净烟气SO2质量浓度甚至最低至1 mg/m3以下，进入AFT塔喷淋层的SO2质量浓度大幅度减少，导致大量CaCO3得不到迅速反应而被烟气带走。

(6) 吸收塔、AFT塔浆液氯离子质量浓度高。氯离子质量浓度经常大于30 000 mg/L，而设计值要求氯离子质量浓度小于8 000 mg/L。氯离子质量浓度高一方面是由于冬季北方来煤添加融雪剂，导致其偏离设计值太多，废水系统无法应对；另一方面是废水系统排放能力小，废水系统与出石膏系统关联，非出石膏时段，无法出废水。而在低硫工况下，由于出石膏时间短，废水出力更加不足。过高的氯离子质量浓度会抑制浆液的反应，使浆液内的CaSO3和CaCO3含量过高，被烟气带走堵塞除雾器。

(7) 吸收塔及AFT塔浆液起泡。锅炉在运行过程中燃烧不充分，粉尘等惰性物质进入吸收塔，导致浆液起泡。添加催化剂时也易引起浆液起泡，浆液起泡后增大了烟气的携带量。

4 防止除雾器堵塞的措施和效果

4.1 措施

(1) 加强运行监视，对除雾器及时冲洗。吸收塔除雾器冲洗间隔时间降至10 000 s，跟踪除雾器在不同负荷下的压差，对照运行参数每班进行统计分析，如果发现除雾器压差有上升趋势，说明可能有堵塞，立即加强对除雾器的冲洗。

(2) 控制吸收塔浆液pH为4.6～5.0，密度为1 080～1 120 kg/m3；AFT塔浆液pH为5.5～5.8，密度为1 060～1 100 kg/m3。浆液pH达上限而净烟气SO2质量浓度仍然无法有效控制时，及时启动备用浆液循环泵，优先投运下层浆液循环泵运行。禁止采用提高供浆量长期维持高pH，而不启动浆液循环泵的运行方式来提高脱硫效率。

(3) 确保除雾器冲洗水的流量和压力。如果冲洗水压力大而流量降低，有可能是有喷嘴堵塞；如果冲洗水流量大而压力低，则有可能有阀门内漏或喷嘴脱落。除雾器冲洗时应控制工艺水母管压力>0.7 MPa，其他用户大量用水尽量避开除雾器冲洗时间，确保冲洗水压力>0.15 MPa。

(4) 加强除雾器的维护检查。打开除雾器人孔进行检查，清理结垢；检查除雾器喷嘴是否有堵塞、脱落和损坏现象；检查冲洗母管有无损坏、漏水情况；通过试喷来检查冲洗效果。

(5) 当入炉硫质量分数低，原烟气SO2质量浓度低，浆液循环泵已减至最少而净烟气SO2质量浓度仍然极低时，要及时减少供浆量，避免净烟气SO2质量浓度长期低于5 mg/m3。

(6) 冬季加仓采用南方煤和北方港口煤掺配的方式控制入炉氯含量，关注浆液氯离子质量浓度变化，及时分析调整。保持最大出力排出石膏废水，确保废水系统正常运行，降低浆液氯离子质量浓度并加强化验跟踪，保证浆液品质。

(7) 关注吸收塔和AFT塔浆液起泡情况，尽量不使用催化剂。调整锅炉燃烧，确保燃烧充分，发现有起泡现象时及时添加消泡剂。不可仅通过增大风量来确保燃烧充分，如果烟气含氧量过高，烟气流量的增加，使烟气流速增加，烟气中夹带的石膏浆液滴也会相应增加。

(8) 加强吸收塔和AFT塔液位的监视和调整，控制吸收塔液位≤5.3 m，AFT塔液位≤22.5 m，避免发生吸收塔溢流现象。除雾器冲洗前，将液位控制在低位，避免由于液位高中断或屏蔽除雾器冲洗；同时也避免因吸收塔液位过高而导致烟气携带浆液的浓度增加。如果吸收塔液位过高，经采取措施调整无效，就及时倒浆至事故浆液箱。