湿法脱硫二级吸收塔除雾器堵塞研究

杜子勋，郑保贵

（华电淄博热电有限公司，山东 淄博 255000）

0 引言

烟气脱硫是控制二氧化硫污染的主要措施，石灰石-石膏湿法脱硫技术是当今烟气脱硫的主流技术之一。除雾器是烟气脱硫系统中非常重要的核心装置，用于经吸收塔洗涤后分离烟气携带的液滴，除雾器除雾效率的高低和压降的大小直接影响到脱硫后烟气的“干净”程度。本文以某热电厂为例，该电厂6号机组曾因为二级吸收塔除雾器堵塞问题，根据文献［1］提到的减缓结垢的优化方案对二级塔进行了技术调整。调整后，问题依然没有得到最根本的解决，针对这一难题进行了进一步分析和研究。

1 问题查找

2018年，对该热电厂6号机组脱硫二级吸收塔进行改造，将吸收塔塔体抬高4.9 m，吸收塔出口烟道由侧出改为顶出，除雾器更换为三级屋脊式除雾器，最上级喷淋层中心线与最底层除雾器间距提高为3 m。完成改造后点火启动机组，并对除雾器出口雾滴含量进行检测。在锅炉蒸发量1 000 t／h情况下，经检测，实际雾滴浓度为 22 mg／Nm3（标态，干基，6%O2），符合除雾器出口烟气中的雾滴浓度设计值≤25 mg／Nm3（标态，干基，6%O2）。 但 6 号机组脱硫二级吸收塔除雾器压差仍持续升高，如图1所示。除雾器堵塞问题仍然没有得到较好解决。

图1 6号机组二级塔除雾器压差历史曲线

2 原因分析

该电厂联合电力研究院环化专业技术人员到现场进行异常情况排查，对6号机组二级塔除雾器堵塞的诱因进行逐一分析处理。根据文献［2］中提到的石灰石-石膏法脱硫系统除雾器结垢原因的分析，综合评定后，对除雾器进行了检查分析。

2.1 在线检查除雾器堵塞情况

文献［3］提出烟气偏流原因导致的吸收塔内结垢以及烟气偏流对除雾器的影响。为此，打开最下层除雾器下方塔壁冲洗水管预留孔进行在线观察，发现最下层除雾器表面附着了大面积黑色晶体状硬质垢状物，南侧除雾器表面垢状物仅发生在除雾器叶片间，附着厚度约为1 cm；吸收塔北侧除雾器表面垢状物为成片连接，覆盖除雾器迎风侧叶片，垢样厚度约为2 cm。在线取样发现吸收塔北侧除雾器垢状物比南侧坚硬，且该硬垢采用除雾器冲洗水无法冲掉。

2.2 对吸收塔浆液进行过滤和化验

对该电厂5号和6号机组一、二级吸收塔浆液进行取样，对浆液依次进行过滤、烘干。并对5号和6号机组二级吸收塔浆液滤出物表观进行检查，发现两者存在明显区别，烘干后的浆液滤出物连同在线取得的除雾器垢样，送往山东省分析测试中心进行电镜扫描，对样品微观形貌进行检测，检测结果显示，6号机组二级吸收塔石膏结晶异常，为片状结晶。

2.3 检查除雾器冲洗情况

现场调阅该电厂6号二级吸收塔当年5月30日至8月6日期间除雾器冲洗情况，发现现场除雾器实际执行冲洗水频次为第一层除雾器下层冲洗60 s／240 min，第一层除雾器上层冲洗 60 s／240 min；第二层除雾器下层冲洗60 s／240 min，第二层除雾器上层冲洗 60 s／480 min；第三层除雾器下层冲洗60 s／480 min。按此冲洗水频次，除雾器压差从90 Pa逐渐上涨到253 Pa。根据文献［4］烟气带水的原因分析及对策，8月9日，修改除雾器冲洗频次为第一层除雾器下层冲洗60 s／120 min，第一层除雾器上层冲洗60 s／90 min；第二层除雾器下层冲洗60 s／240 min，第二层除雾器上层冲洗 60 s／480 min；第三层除雾器下层冲洗60 s／360 min。严格按照厂家提供的冲洗水逻辑进行冲洗，冲洗水压力一直维持在0.2～0.3 MPa、流量为 110～147 m3／h，符合冲洗要求。

2.4 原烟气粉尘测试

8月21日，电力研究院技术人员对该电厂6号机组静电除尘器出口烟尘浓度进行测试，考察脱硫塔入口烟尘浓度，测试结果显示除尘器出口实测烟尘浓度约为60 mg／m3，满足吸收塔入口烟尘浓度200 mg／m3的设计要求。

通过以上的分析、调查、研究、论证，该电厂得出以下两点导致6号机组二级吸收塔除雾器堵塞的主要原因：

1）6号机组二级吸收塔浆液一开始没有石膏晶种，硫酸钙达到饱和时，会按照均相成核作用自己形成晶核。这种晶核很小，在溶液中不易形成晶体，导致石膏结晶不正常，当这种晶核附着在吸收塔内构件（如吸收塔壁、支撑梁、除雾器等）表面上后会逐步生成为坚硬垢。

2）6号机组二级塔入口SO2浓度偏低，氧化风机一直处于开启状态，在吸收塔反应区生成的亚硫酸钙，在氧化区几乎可以完全被氧化为硫酸钙。由于二级吸收塔浆液较稀，当硫酸钙浓度逐渐升高，达到过饱和时，发生均相结晶现象。

综合以上原因得出，6号机组二级吸收塔内硬垢形成的主要原因是由于塔内浆液密度过低、二级塔入口SO2浓度偏低且氧化风机始终处于运行状态，导致吸收塔内发生结晶现象，长时间附着于吸收塔内构件，逐渐形成硬垢。该电厂通过技术研究，决定利用现有资源，利用一级吸收塔浆液提升二级吸收塔浆液密度。

3 技术整改实施

针对上述原因，该电厂制定了相应的改造方案，以及后续的运行实施方案：

1）在停机前，按照厂家除雾器顺控逻辑进行冲洗，同时对6号机组脱硫系统的运行方式进行调整。在满足净烟气SO2排放的情况下，尽量不运行二级脱硫塔喷淋层，以减少浆液携带量。待一级脱硫塔4层喷淋层全部运行后，再开启二级脱硫塔喷淋层，循环泵组合方式优先级别依次为2+0，3+0，4+0，4+1和4+2，最大限度降低6号机组二级塔的结垢程度。

2）在停机后，首先对除雾器进行人工冲洗，再次投入运行时，要按照厂家除雾器顺控逻辑进行冲洗。其次，在停机过程中，对6号机组两个吸收塔进行改造，实现一、二级吸收塔浆液互通。当二级塔入口SO2浓度较低时，适当降低二级塔浆液pH值，促进碳酸钙、亚硫酸钙的溶解，减少碳酸钙颗粒在除雾器表面的沉积。

9月30日，该电厂利用机组调停机会，组织专业力量对6号机组一级吸收塔石膏排出泵出口管路进行改造，将原有的6号石膏排出泵至渣浆池管路改为至6号机组二级吸收塔管路，实现6号机组一级塔和二级塔的互联互通。在一级吸收塔不投石膏脱水系统的情况下，通过一级吸收塔石膏排出泵将一级吸收塔浆液排至二级吸收塔，通过二级吸收塔强制循环泵将二级吸收塔浆液排至一级吸收塔，通过这种方式来提高二级吸收塔浆液密度维持在1 020～1 040 kg／Nm3， 保证二级塔石膏正常结晶，避免硫酸钙过度饱和，形成附着在除雾器上的硬垢。改造管道系统图如图2所示。

图2 一级吸收塔石膏排出泵至二级吸收塔管道图

4 效果对比

10月4日，该电厂6号机组一级塔和二级塔互联互通改造完成。当月机组启动至今，对此次改造后的除雾器进行了重点追踪观察，在锅炉蒸发量不超过1 000 t／h的情况下，6号机组二级吸收塔除雾器差压始终维持在150 Pa以内，满足规程规定的除雾器压差性能保证值在一个检修周期内（一年内）不超过300 Pa的要求，改造效果明显。改造前后除雾器对比图如图3所示。

图3 改造前后除雾器对比图

5 结语

通过改造解决了影响设备安全运行的主要问题，达到了预期效果和目的。对除雾器堵塞问题有了更深刻的认识，进一步巩固了取得的成果，该电厂6号机组二级吸收塔除雾器堵塞研究改造项目的成功应用，突破了电力行业对双塔双循环湿法脱硫二级塔除雾器结垢的固有认知和思维。同时合理利用系统现有设备管道，改造费用较低，为电力行业其他机组的脱硫系统改造提供了借鉴经验。