湿法脱硫系统除雾器结垢分析及预防措施
摘要：某发电公司660MW机组烟气脱硫除雾器结垢事故频发，严重影响机组的正常运行。针对该问题，进行了垢物化验，系统分析了影响除雾器运行的各种因素。由于冲洗不及时，烟气携带的浆液在除雾器叶片间发生了沉积和结晶反应形成的混合垢是脱硫系统除雾器故障的原因，并提出了一系列预防措施。
0引言
石灰石-石膏湿法脱硫技术是世界范围内烟气脱硫的主流技术，除雾器是石灰石-石膏湿法烟气脱硫塔中非常重要的核心装置，用于分离净烟气携带的液滴。由于被分离的液滴中含有石膏等固态物，存在除雾器结垢的风险，需定期进行在线冲洗，保持除雾器叶片表面清洁。同时我国大部分火电厂已取消了脱硫旁路，因此除雾器故障不仅会造成脱硫系统的停运，还会导致整个机组停机。已有案例表明，不同条件下的除雾器结垢原因不同，有些是飞灰含量过高形成的灰垢，有些是结晶垢，本文将对某发电公司660MW机组的除雾器结垢原因进行分析，初步总结结垢的机理，对此提出预防措施。
1系统概述
某发电公司660MW超临界燃煤空冷机组，锅炉型号:DG2100/25.4-II2，配套建设有石灰石-石膏湿法脱硫装置。每座吸收塔顶部安装两级水平布置的除雾器，参数见表1。
该机组投运以来，多次出现除雾器结垢和堵塞问题。除雾器发生结垢或堵塞时，系统阻力过高，引起增压风机失速，锅炉负压维持困难，直接导致机组降负荷或停运。另一方面，除雾器的垢物难以清理，必须进行人工高压水枪冲洗，每年由此导致的检修维护费用较局。
一次典型事故经过如下：机组大修期间进行了除雾器清理，大修结束后投运不到4个月时间，增压风机喘振明显，除雾器差压一个月内从50Pa缓慢上升到100Pa，然后快速上升至560Pa，判断为除雾器结垢，随即运行人员加大冲洗力度，疏通差压计管路。情况并未好转，机组降负荷运行20d后停机，检修人员进入吸收塔检查发现上、下两级除雾器有20余个单元垮塌或掀翻，整个除雾器被石膏浆液铺满，堵塞严重，垢物量大且难以清理。
2垢物化验分析
观察发现，除雾器不同位置的垢物其硬度和形态差异较大，多为软硬混合垢，部分区域的垢物分层明显，两层软垢内部夹一层硬垢。对典型垢物进行化学分析和扫描电镜微观分析，同时选取副产物石膏进行对比分析。化学分析结果见表2，扫描电镜结果如图1和图2所示。
表2化学分析结果
根据化学分析结果可见，除雾器上的垢物与石膏的组成较为接近，主要成分均为CaS04˙2H20。结合除雾器的工作机理，可以认为除雾器的垢物与石膏的来源均为脱硫浆液所携带的固体颗粒物。但是扫描电镜微观显示其晶体形态完全不同，除雾器垢物是颗粒与片状晶体的混合物，而脱硫石膏呈现出颗粒状（或短柱状）晶体结构。
3结垢机理分析
通过对除雾器的垢物进行化学分析和扫描电镜分析，可以确定该机组除雾器结垢是浆液固体颗粒的沉积与结晶反应形成的混合垢。除雾器叶片在工作中粘附了一定的浆液固体颗粒，固体颗粒中存在硫酸钙、亚硫酸钙、碳酸钙以及少量烟尘，这些固体颗粒具有一定的粘性，如果未能被冲洗水及时冲洗掉，会与烟气中残留的S02继续反应，生成的硫酸钙、亚硫酸钙在叶片表面和原先截留的固体颗粒上快速成长，形成了形态混杂的硬垢，在冲洗失效的情况下，导致除雾器严重结垢。
除雾器部分叶片结垢，会形成恶性循环，当烟气经过时局部烟气流速过大，烟气中夹带大量石膏浆液得不到有效分离，过大液滴在重力作用下回落到烟道中和除雾器表面，造成除雾器彻底堵塞，直至进一步垮塌。
4原因分析
4.1冲洗效果差
脱硫系统的除雾器都设计有冲洗装置，冲洗效果对除雾器结垢堵塞影响重大。除雾器冲洗水管道、喷嘴、阀门是否正常、喷嘴的布置、冲洗周期、冲洗水压均对冲洗效果有直接影响。首先通过查阅资料，排除了冲洗水喷嘴与除雾器叶片间距设计、冲洗覆盖率对冲洗效果的负面作用。
在事故发生后，检修人员对该机组冲洗水管道和喷嘴进行了逐个检查，结果表明50多个喷嘴发生了堵塞或脱落。原因是喷嘴形式为轴向实心锥，外观如图3所示，两级除雾器下表面冲洗水管上的喷嘴均为喷口向上，除雾器叶片上脱落的软垢极易进入喷嘴的出口，由于不是连续冲洗，喷嘴出口堆积的软垢经过一段时间的停留，会变得结实从而造成喷嘴堵塞。另外当冲洗水含固量较高或存在异物时，也会造成喷嘴堵塞。在后续运行中，发生喷嘴堵塞的区域形成冲洗死角，除雾器叶片无法得到冲洗，极易结垢。另外还有部分冲洗水喷嘴脱落或冲洗水管断裂，也会大大降低冲洗效果。如图4所示，红圈处的喷嘴脱落，冲洗水成柱状下流，冲洗面积大大减小，所对应的区域将无法得到有效冲洗。此类故障在运行中难以发现，需要每次停机时加强检修，及时将脱落和堵塞的喷嘴进行修复。
冲洗周期是保证冲洗效果的主要手段，冲洗间隔太长，石膏浆液和烟气中的飞灰不断附着，除雾器表面结垢加重并经高温烟气冲刷而硬化，形成厚实致密的硬垢，冲洗将彻底失效。除雾器一般要求2h至少冲洗一次，但是历史数据表明该机组多次出现除雾器冲洗间隔超过6h的情况。冲洗周期过长的主要原因是吸收塔液位过高，除雾器冲洗水全部进入吸收塔浆液池，优先考虑控制液位避免发生溢流，只好延长冲洗周期，减少冲洗次数。
4.2冲洗水量不足
冲洗水量不足是冲洗周期过长的直接原因，也是除雾器结垢问题的根本原因。运行中吸收塔液位经常过高，难以接纳大量的除雾器冲洗水，原因是机组长期在70%以下负荷运行，烟气蒸发水量少，加上脱硫废水处理系统故障频发投运率过低，导致系统水平衡被破坏，脱硫塔液位难以控制。另一方面，现场检查还发现除雾器冲洗水阀存在内漏现象，内漏水全部进入吸收塔浆液池，导致在运行时冲洗水量进一步降低，冲洗效果无法保证。
4.3冲洗水水质分析
除雾器通过间接冲洗来保持叶片表面洁净，避免发生局部结垢。该机组除雾器冲洗水来源为电厂循环排污水，水质分析显示pH值为8.26，且Ca2+含量237mg/L，SO42-一含量1572mg/L，指标均超出《湿法烟气脱硫装置专用设备-除雾器》（JB/T10989-2010）标准中建议值(Ca2+<200mg/L，S042-<400mg/L，pH值7-8)和除雾器厂家的建议值。冲洗水的硫酸根和钙离子含量较高，冲洗过程中难以起到迅速降低叶片表面附着浆液饱和度的作用，导致冲洗效果较差。另一方面叶片表面残留的冲洗水与烟气接触时，会继续进行脱硫反应，形成结晶垢。
4.4浆液参数影响分析
石膏浆液pH值较高、浓度过大、氧化效果差等都容易引发吸收塔内部结垢，包括除雾器，若控制不当，会快速发展成为大面积堵塞。
运行中，浆液pH值通过控制石灰石浆液的补充量来进行控制。pH值较高时，表明浆液中存在过量的CaC03，过量的CaC03在除雾器表面沉积后，与烟气中残留的S02继续反应，形成结晶垢。通过表2可见，浆液和石膏中的碳酸钙含量均明显较高，是导致除雾器结垢的一个主要原因。其次，根据已有的研究结论，pH较高时，循环浆液中存在的硫主要以S023-一形式存在，随pH值升高，CaS03的溶解度急剧下降，极易使CaS03的饱和度达到并超过其形成均相成核作用所需的临界饱和度而在塔壁和部件表面上结晶。而控制pH较高的原因是脱硫塔入口S02浓度较高，设计值6522mg/Nm3，且波动大，为确保排放达标，一般控制pH较高。
另一方面，该机组浆液浓度也多次出现高于设计值的情况，原因是石膏脱水系统为多台机组公用，石膏溢流箱容量不足，多台机组同时脱水石膏溢流箱会溢流，排浆不及时导致浆液浓度较高。浆液浓度高会导致石膏饱和度较高，易于结垢。
通过表2可知，脱硫浆液氧化效果较好，对除雾器结垢影响较小。
4.5仪表因素影响分析
在脱硫系统运行过程中，冲洗水运行的调整依据主要是除雾器压差，压差增高，应加强冲洗。然而实际运行中，由于该表计安装位置为正压，接触湿烟气，浆液液滴极易进入取样管，且难以清理，恶劣的工作环境使得该表计长期读数不准，失去指导意义。历史运行记录显示多次出现除雾器压差瞬间波动、长时间无变化甚至除雾器前后压差显示为负数的情况，运行人员无法及时发现问题，导致除雾器结垢问题不断发展，严重影响系统的正常运行。
4.6高温烟气的危害
除雾器材质为聚丙烯，不耐高温，长时间高温烟气流过时，会导致其变形，除雾器的局部变形会导致叶片间距和形状改变，形成死角，难以彻底冲洗干净，还可损坏冲洗水管和喷嘴，降低冲洗效果，极易引发结垢。
5预防措施
5.1提高冲洗效果
塔内部除雾器冲洗水喷嘴和管道故障率较高，对此建议检修人员在每次停机后都应对该区域设备进行详细检查，及时更换和清理冲洗水管路上掉落和堵塞的喷嘴，修复冲洗水管道，确保冲洗水系统的“硬件”正常。在封人孔门前，应先做除雾器冲洗试验，观察冲洗效果，调整冲洗压力。
运行中严格按照规程要求循环地进行冲洗，各区域2h最少冲洗一次，发现除雾器前后压差有增大趋势，适当缩短冲洗周期。长期低负荷运行，遇到液位高与冲洗周期的矛盾时，冲洗不及时带来的问题更为严重，因此应侧重于除雾器冲洗，建议采取先排掉部分浆液至事故浆液箱暂存来降低液位，确保除雾器的及时冲洗。
5.2确保冲洗水量
足够的冲洗水量才能保证冲洗周期和冲洗效果。通过以下措施来确保除雾器冲洗水量：
首先应避免机组长期在低负荷下运行，恢复脱硫废水处理系统出力，低负荷时通过存储部分滤液水(高负荷时再回用)，适当提高废水排放量，禁止环境卫生冲洗水进入脱硫系统，维持系统水平衡。
加强除雾器冲洗水阀的日常维护和管理，对于出现故障的阀门应在最短时间内给予修复，避免阀门内漏导致除雾器冲洗水量的减少。
同时降低设备的切换频率，以此减少各类浆液泵及管道冲洗水量。
5.3控制水质指标
对冲洗水水源进行优化，控制来水的硬度和S02浓度。除雾器冲洗和工艺用水合用一座水箱，运行中注意检查石膏浆液和石灰石供浆系统的各个冲洗水阀门内漏情况，确保工艺水泵出口压力高于各浆液泵出口压力，避免浆液成分通过内漏的阀门进入工艺水箱，恶化除雾器冲洗水水质。
5.4优化浆液运行参数
浆液的pH值应严格控制在5.2-5.8之间，且尽量稳定，避免大幅波动。在脱硫系统启动前，向吸收塔进石灰石浆液时，必须将pH值控制在下限水平，并加入适当的石膏晶种，利于反应产物在已有的晶体表面生长。尽快完成脱水系统的增容改造，运行中控制合理的石膏饱和度，避免浆液在吸收塔浆池外的其他部位发生结晶反应。
5.5加强除雾器压差监视
除雾器压差计对于除雾器的运行至关重要，目前各个位置仅安装一个点，不能全面反映除雾器运行状况，建议增加一组测点，并定期进行疏通和校验，保证测量孔畅通，提高测量值的准确度。同时建立引风机电流、脱硫塔入口烟气压力等参数的运行卡片，运行操作中通过观察引风机电流、吸收塔入口压力等参数的变化，间接判断除雾器压差的真实情况，在结垢问题出现早期采取应对措施，避免结垢的快速发展。
5.6避免高温烟气冲刷
高温烟气对除雾器有损坏作用，建议设置事故喷淋装置，并设置事故喷淋用水备用水源。当出现入口烟气温度高报警时或循环泵全停时，连锁开启事故喷淋和除雾器冲洗水，保护除雾器不受高温烟气冲刷。在系统启动时，必须在循环泵运行的前提下，烟气才能进入吸收塔；系统停运时，必须是烟气停止进入后，循环泵保持运行至吸收塔出口烟气降至80℃以下，才能停运。
6结语
针对某660MW发电机组脱硫系统出现的除雾器结垢问题，进行了除雾器叶片间的垢物化验，得知垢物的来源是循环浆液，是浆液固体颗粒的沉积与结晶反应形成的混合垢。冲洗效果差、冲洗水量不足、水质不合格、浆液参数不合理以及差压表计不准确是导致除雾器出现结垢并快速发展的直接原因。建议通过加强检修、确保冲洗水量、控制水质指标、优化浆液参数、加强仪表在线监视和避免高温烟气冲刷六个方面采取措施，预防除雾器的结垢，保证脱硫系统的正常运行。
