北极星大气网讯:摘要： 除雾器是湿法烟气脱硫系统关键设备之一，其性能直接影响脱硫系统甚至机组的安全运行。以某660 MW燃煤机组双塔双循环脱硫系统除雾器堵塞并导致部分模块掀翻故障为例，对影响除雾器性能的空塔流速、安装空间、冲洗水压等设计因素，入口烟尘浓度，除雾器冲洗水量，浆液、石膏及结垢物成分等进行了全面分析。结果表明：脱硫系统水平衡控制不当以及二级塔pH值控制偏高是除雾器故障主要原因。为降低除雾器运行风险，针对双塔双循环脱硫系统水平衡和浆液pH值控制，给出了合理建议。

　　0 引言

　　湿法烟气脱硫工艺是燃煤烟气脱硫成熟技术之一，除雾器是湿法烟气脱硫系统中关键设备。文献[1-2]研究表明，除雾器性能优劣影响脱硫系统能耗，甚至影响机组安全、稳定运行。因此，保证除雾器正常运行具有重要意义。

　　国内早期对湿法烟气脱硫系统要求不高，在满足脱硫要求前提下，考虑尽量降低投资，故出现因冲洗水系统布置不合理造成除雾器堵塞问题[3]；另外，入口烟尘浓度高，除雾器冲洗水量不足，水压低也可使除雾器出现堵塞问题[4-5]。随着燃煤发电机组脱硫烟气旁路的取消，特别是在超低排放条件下，对脱硫装置的脱硫效率、协同除尘效率和设备可靠性提出了更高的要求，高效除雾器对脱硫装置协同除尘具有关键作用[6-7]，研究表明，安装三级屋脊式除雾器脱硫装置能够实现出口烟尘浓度低于5 mg/m3 目标，同等改造条件下成本低于冷凝式、管束式除雾器[7]。冷凝式除雾器循环水冷却效果对脱硫装置协同除尘有较大影响[8]，管束式除雾器除雾效率随液滴粒径和流速增加而增大，多级串联管束式除雾器可以提高小液滴去除效率[9]，本文以某660 MW 机组双塔双循环湿法烟气脱硫系统三级屋脊式除雾器故障为例，分析其原因并提出建议。

　　1 湿法烟气脱硫系统配置

　　某660 MW 燃煤发电机组锅炉为东方锅炉厂生产的超临界变压直流锅炉，采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺，设计煤质收到基硫分为1.52%，折算入口SO2 质量浓度为3 762 mg/m3，出口SO2质量浓度不高于188 mg/m3，脱硫效率不低于95%，设计采用单塔工艺。

　　超低排放改造确定的设计煤质收到基硫分为2.3%，折算入口SO2 质量浓度5 643 mg/m3，要求出口SO2 质量浓度不高于35 mg/m3，脱硫效率不低于99.38%。根据方案比选， 确定采用双塔工艺。主要配置如表1 所示。

　　2 脱硫二级塔除雾器故障情况

　　该机组于2017 年10 月22 日完成超低排放改造并投产运行。2018 年1 月16 日因新建脱硫二级塔（下称二级塔）除雾器堵塞严重导致部分模块掀翻（ 见图1） ， 造成机组强制停机。检查发现：一级除雾器堵塞严重，除雾器表面、叶片间及冲洗水管表面粘附大量沉积物；一级除雾器环塔壁边缘密封板积浆严重，厚度约200 mm；一级除雾器东侧除雾器模块之间大梁积浆严重，厚度约400 mm。二级除雾器堵塞较为严重。三级除雾器堵塞较轻，但除雾器模块之间大梁积浆严重， 厚度约 300 mm，部分模块掀翻。

　　气流速过低时，液滴惯性较小，液滴随烟气离开除雾器导致除雾效果较差；烟气流速过高时，除雾器表面形成的液膜会被撕裂，进而形成大量粒径较小液滴，小液滴气流跟随性较好，会逃逸出除雾器区域，逃逸液滴量较大时会沉积在下级除雾器表面，造成除雾效果较差。文献[10]研究表明，吸收塔空塔流速为3~4 m/s 时除雾器除雾效果相对较好。该机组脱硫系统二级塔直径为18 m，空塔流速约3.5 m/s，能够满足除雾器对空塔流速要求。

　　吸收塔流场的不均匀性会导致除雾器部分液滴逃逸率增加，使得除雾器通道入口烟气携带液滴量差异较大，当烟气携带液滴超出除雾器通道处理能力时，会造成除雾器除雾效果不佳[11]。该机组脱硫系统二级塔设置1 层合金托盘，改善了二级塔流场均布性，保证了除雾器的除雾效果。在一定烟气流速下，喷淋层与除雾器间距越

　　大，液滴沉降能力越大，进入除雾器通道的液滴越少，因而可提高除雾器除雾效果。文献[10]研究表明，空塔流速3.5 m/s 时，喷淋层与除雾器间距从2.5 m 提高至3.7 m，一级除雾器出口雾滴质量浓度减少约50%。该机组脱硫系统二级塔最高喷淋层至除雾器底部约3.74 m，可以提高液滴沉降能力，从而有利于除雾器除雾效果。

　　冲洗水泵冲洗水压力不足及冲洗水流量不足时，一方面无法及时冲洗除雾器表面沾污；另一方面冲洗水可能无法全面覆盖除雾器表面，形成残留颗粒物，最终会造成除雾器表面结垢、堵塞等故障发生[12-13]。该机组脱硫系统除雾器冲洗水设计压力为0.25 MPa，冲洗水泵流量为150 m3/h（二级塔除雾器技术要求冲洗水量为45.6~70.0 m3/h），通过控制除雾器冲洗频率，可以实现除雾器冲洗水量满足冲洗要求。

　　综上所述，设计因素并非导致二级吸收塔除雾器故障的原因。

　　3.2 脱硫系统入口烟尘浓度分析

　　脱硫系统入口烟尘浓度高也可能造成除雾器堵塞，主要是因为烟尘含有大量金属氧化物，其粘性较强，飞灰粒径小，除雾器表面结垢后难以去除[12]。查阅知超低排放改造投产后脱硫系统入口烟尘质量浓度为7~14 mg/m3，同时停机期间对电袋除尘器检查，并未发现滤袋破损现象，表明脱硫入口烟尘浓度并非造成二级塔除雾器故障的原因。

　　3.3 除雾器冲洗水量分析

　　查阅运行记录， 除雾器冲洗水泵未出现故障，冲洗水压力基本在0.25 MPa 左右，除雾器压差测点基本正常（出现2 次压差超量程并及时处理）。通常，除雾器压差偏高时增加除雾器冲洗频率，进而增加除雾器冲洗水量，以降低除雾器压差，防止除雾器堵塞。分别统计该机组负荷相对稳定时高、中低负荷工况下的两级塔除雾器冲洗水总量和一、二级吸收塔液位，具体如图3 和图4 所示。

　　从图3 和图4 可以看出，机组中低负荷工况下除雾器冲洗水量为44~60 m3/h，高负荷工况下除雾器冲洗水量为75~82 m3/h，前者比后者少约1/3；另一方面，高负荷工况下一、二级塔液位基本在正常液位以下运行，中低负荷工况出现液位高于正常液位情况。其主要是因为中低负荷工况下烟气量较少，脱硫系统原烟气与净烟气温差相对较低， 中低负荷烟气焓差较小， 蒸发水量较少。为保证脱硫系统水平衡，即使适当提高中低负荷时的液位，除雾器冲洗水量仍较高负荷工况降低约1/3。

　　吸收塔内进入除雾器区域烟气携带大量液滴（含有可溶性盐和颗粒物等），液体被拦截在除雾器后，颗粒物粘结在除雾器表面。中低负荷工况下，为保证吸收塔运行液位，除雾器冲洗水量相对较少，因而无法保证除雾器冲洗效果，使得除雾器表面液滴沉积加剧，局部通道逐渐堵塞，导致除雾器内流速偏大；随着堵塞面积增加，流速进一步增加，最终造成除雾器部分模块掀翻、浆液大量沉积， 机组强制停机。由以上分析可知，双塔双循环脱硫工艺水平衡控制[14]不合理是造成除雾器故障主要原因之一。

　　3.4 浆液、石膏以及垢物成分分析

　　双塔双循环脱硫工艺采用pH 值分级控制运行方式，即一级塔低pH 值运行，主要保证亚硫酸钙氧化效果；二级塔高pH 值运行，保证二氧化硫吸收效果，同时二级塔浆液由泵打入一级塔，由一级塔进行石膏脱水； 氧化风机采用共用方式，采用联络阀门分配氧化风量。

　　分别统计2 级吸收塔运行3 个月浆液和石膏成分， 且对二级塔故障除雾器垢物成分进行分析，结果如表2 所示。

　　由表2 可知，近3 个月一级塔pH 值为5.2~5.7，二级塔pH 值为6.5~6.6， 硫酸钙(CaSO4 ·2H2 O)含量两级塔相差不大；二级塔亚硫酸钙(CaSO3·1/2H2O) 含量明显高于一级塔，且呈增长趋势，石膏中亚硫酸钙含量也超出亚硫酸钙不高于1% 的设计要求；二级塔浆液中碳酸钙(CaCO3) 含量均偏高。

　　通常脱硫系统吸收塔浆液pH 值控制偏高或氧化风量不足[15]情况下，均可能造成石膏和浆液中亚硫酸盐含量偏高。为此，查阅近3 个月氧化风机运行情况，氧化风机运行方式为3 运1 备，氧硫摩尔比为2.8，基本能够满足氧化要求。文献[13]研究表明，在强制氧化条件下，亚硫酸钙在溶液pH 值6.5~7.0 下氧化效果明显低于溶液pH 值5.0~6.0 时的氧化效果，由此可以判断，二级塔浆液pH 值控制6.5~6.6 是造成石膏、浆液中亚硫酸钙偏高的主要原因。烟气携带浆液颗粒物沉积在除雾器表面并在50 ℃ 烟气环境下形成固体垢物，由于亚硫酸钙和碳酸钙溶解度较小，除雾器冲洗去除垢物难度较大，从而加剧了除雾器堵塞，这与文献[16]研究结果一致。另一方面，从二级塔除雾器垢物成分也可看出， 亚硫酸钙和碳酸钙含量明显偏高，也证明了前面的分析。

　　4 结论与建议

　　双塔双循环脱硫系统水平衡控制难度较大，中、低负荷工况下更为突出。某660 MW 燃煤发电机组双塔双循环脱硫系统二级塔除雾器故障，主要因脱硫系统水平衡控制不当所致；加之二级塔浆液高pH 值，造成亚硫酸钙和碳酸钙含量高，进一步加剧了除雾器堵塞，最终出现除雾器部分模块掀翻。为此，建议超低排放下双塔双循环脱硫系统加强水平衡管理， 可采取的措施包括：（ 1） 尽量采用滤液制浆， 减少脱硫系统进水量，保证除雾器冲洗频率；（2）循环泵、石膏排出泵、石灰石供浆泵、工艺水泵、除雾器冲洗水泵等设备机械密封水应循环利用或进入工艺水箱； （ 3） 尽量减少其他系统（ 如受热面冲洗等）废水进入脱硫系统；（4）加大脱硫废水处理力度，适当予以外排；（5）将部分浆液导入事故浆液箱，保证除雾器冲洗；（6）优化除雾器冲洗水运行方式，如适当减少第3 级除雾器冲洗频率，保证第2 级除雾器冲洗频率，适当增加第1 级除雾器冲洗频率；（7）一级塔pH 控制值应为5.2~5.8，二级塔pH 控制值应为6.0~6.2。