濕法脫硫煙氣帶水問題的成因分析及對策

王德鑫 梁 策 李 超 齊曉輝

（1華電電力科學研究院 遼寧沈陽 110000 2華電電力科學研究院東北分院 遼寧沈陽 110000）

濕法脫硫煙氣帶水問題的成因分析及對策

王德鑫1*梁 策1李 超2齊曉輝2

（1華電電力科學研究院 遼寧沈陽 110000 2華電電力科學研究院東北分院 遼寧沈陽 110000）

石灰石-石膏濕法煙氣脫硫是目前火電廠最常用的煙氣脫硫技術，運行時常會產生煙囪帶水問題。本文以某電廠煙氣脫硫工程為研究對象，圍繞其4號脫硫塔出口及煙囪帶水問題，結合實際重點研究引起煙囪帶水現象的原因，并明確上述現象的有效解決方法和防治措施。

石灰石-石膏濕法煙氣脫硫技術；煙囪帶水；除霧器堵塞

引言

石灰石-石膏濕法煙氣脫硫（Wet Flue Gas Desulphurization，WFGD）是目前燃煤火電廠最主要使用的脫硫技術，具有系統穩定性好，反應速率快，脫硫效率高的優點[1]。其脫硫的基本原理是：鈣基吸收劑（CaCO3、CaO等）以漿液狀態進入吸收塔，與煙氣中的SO2、SO3氣體混合接觸發生化學反應，結晶生成副產品石膏，以達到脫硫的目的[2-4]。但實際運行中，經過氣液兩相傳質后凈煙氣中會攜帶大量微小液滴，使水汽含量增加，加之吸收塔頂部位置除霧器效率不佳，易出現煙囪帶水情況。嚴重時會導致“石膏雨”現象，腐蝕電廠設備，影響系統運行，從而制約WFGD方法的發展[5,6]。因此，有效解決煙囪帶水問題對實現WFGD技術更廣泛應用具有重要的經濟效益和社會效益。

某電廠2013年進行煙氣脫硫改造工程，采用石灰石-石膏濕法煙氣脫硫技術，設計脫硫效率90%以上。煙氣脫硫裝置1號鍋爐、6號鍋爐采用一爐一塔，2-5號鍋爐采用兩爐一塔，不設煙氣旁路煙道，沒有氣-氣換熱器（GGH）。改造后，4號脫硫塔出口及煙囪陸續出現帶水嚴重的情況，鍋爐多次被迫停車以便檢修受損設備。本文主要針對該電廠煙囪帶水現象的原因進行深入研究，系統總結不設GGH換熱器濕法煙氣脫硫煙囪帶水的機理，并且明確提出相應的解決方法和防治措施。

1 電廠4號脫硫塔煙囪帶水現象簡介

某電廠4號脫硫塔于2013年正式投入運行，2014年首次出現煙囪帶水情況，水量微小。2015年，4號吸收塔除霧器邊緣發生塌陷，經檢修后更換除霧器，但煙囪帶水情況加重。2016年9月，4號脫硫塔凈煙氣煙道疏水管道疏水量增大，同時水分中含有石灰石漿液，在凈煙氣煙道及煙囪下部不嚴密處有漿液外滲，為此運行人員設置引流板進行引流。與之對應的設計及運行條件基本相同的1號脫硫塔，未發現煙囪帶水情況。

2 煙囪帶水現象原因分析

煙囪帶水指的是脫硫反應后凈煙氣攜帶有細小水霧滴和飽和狀態水蒸氣的現象。在電廠濕法脫硫裝置運行過程中，吸收塔最上層的除霧器作為關鍵的設備之一，主要作用是將脫硫后濕煙氣中的細小液滴去除，含量降低到50 mg/Nm3以下，以保護下游設備免遭腐蝕和結垢。除霧器除霧效率的好壞與煙囪帶水現象緊密相關[7-10]。其次，脫硫塔出入口煙氣溫度相差較大，通過煙囪過程中溫度逐漸下降，加之沒有GGH換熱器加熱，凈煙氣遇到煙囪冷壁面會不斷凝結成水滴，不可避免地被煙氣帶出造成煙囪帶水問題[11,12]。

因此，根據無GGH濕法煙氣脫硫工藝的結構特點，造成煙囪帶水現象的原因很多，主要有除霧器除霧效率不佳、煙氣出入口溫差大、入口煙氣量過大、液氣比過高和多種環境因素變化等。

2.1 煙囪帶水現象現場分析

2.1.1 脫硫系統運行數值診斷

電廠采用分布式脫硫設備控制系統，實現對鍋爐負荷、運行壓力、漿液pH值、煙氣溫度、脫硫效率等系統參數進行實時監測，運行參數實時畫面如圖1所示。

圖1 4號脫硫系統運行實時畫面

從圖1中可以看出，除霧器上層壓力表顯示為409.8 Pa，除霧器下層壓力表顯示為974.7 Pa，除霧器壓差顯示值為564.9 Pa，由此得出脫硫系統運行除霧器壓差超過除霧器設計值（240 Pa）。其次，吸收塔漿液pH值分別為2.948和3.061，電廠運行人員通過控制凈煙氣中SO2濃度確保其達標排放，來調整石灰石供漿量。目前，pH計已經失真，不能為運行提供指導。同時，4號吸收塔入口煙氣溫度為126.6℃，吸收塔出口煙氣溫度是56.3℃，出入口煙氣溫度溫差正常。此外，通過對比1號吸收塔和4號吸收塔運行情況，運行工況基本相同，煙氣量差別不大。

2.1.2 脫硫系統壓差測試

本文通過分析石灰石-石膏濕法煙氣脫硫系統中煙囪帶水現象的原理，結合實際選取除霧器上下層壓力作為關鍵參數，借助HM便攜式電子微壓計9550S壓差計進行檢測，測試數據如表1所示。

表1 除霧器壓力測試結果

由表1可以看出，除霧器上層壓力平均值為260 Pa，除霧器下層壓力平均值為1280 Pa，除霧器壓差為1020 Pa。通過數據分析得出如下結論：（1）除霧器上下層壓力表與測試結果存在較大偏差，脫硫系統除霧器壓差計不準確；（2）現場測試除霧器上下層壓差為1020 Pa，除霧器設計壓差為一層120 Pa，二層壓差為240 Pa，測試結果遠超過除霧器設計壓差，判斷除霧器已經發生堵塞。（3）對凈煙氣進行壓力測試，平均值為-20 Pa，測試結果正常。

2.2 煙囪帶水現象現場分析結論

通過脫硫系統運行數值判斷和壓差測試，分析了造成煙囪帶水現象的原因。基于1號脫硫塔與4號脫硫塔對比，兩個塔工程設計方面基本相同，運行工況及其他基礎條件相同，因此煙氣量差別不大，吸收塔漿液循環泵運行情況基本相同。而且，4號脫硫塔出入口煙氣溫度基本正常，大氣壓、環境溫度變化不大，環境因素影響較小。由此判斷造成該電廠4號脫硫塔及煙囪帶水現象的根本原因是除霧器效率下降，除霧器有極大可能發生堵塞。

2.3 除霧器堵塞原因分析

在石灰石-石膏濕法煙氣脫硫裝置中，安裝在吸收塔頂部的除霧器被認為是重要設備，運行要點是首先通過煙氣的慣性碰撞作用分離捕集濕煙氣中的細小液滴，其次借助重力作用液滴回收至塔底部池中，以保護下游設備免遭腐蝕和結垢[13,14]。除霧器主要有平板形和屋脊形兩種結構，本文采用普遍使用的屋脊形除霧器為研究要點。當屋脊式除霧器上下壓差遠超過設計壓差時，說明除霧器堵塞嚴重，致使除霧器煙氣過流面積減少，局部煙氣流速過大，煙氣帶水加速通過除霧器，導致除霧器除霧效率下降，液滴無法有效地去除。這些未被去除的液滴是造成煙囪帶水現象的根本原因[15]。尤其是開啟除霧器沖洗系統時，煙囪周圍的含水量將大大增加。影響除霧器堵塞的原因主要有除霧器沖洗運行不當、表計故障等。

2.3.1 除霧器沖洗運行不當

除霧器沖洗水系統是基于以一定水量每隔固定周期及時地反沖洗而實現去除除霧器表面液滴和粉塵的工藝，從而防止除霧器堵塞，維持系統的正常運行[16-20]。本文中的某電廠除霧器采用自動控制沖洗水系統，沖洗周期2 h，沖洗水流量控制在15 t/h-60 t/h。除霧器沖洗效果的優劣與除霧器效率高低、除霧器堵塞情況密切相關。由于除霧器堵塞，沒有進行及時有效地清洗。堵塞嚴重后不能及時發現，沖洗水量增大，脫硫系統補充水量增大，使得煙氣帶漿和煙氣帶水現象惡性循環。影響除霧器沖洗效果及時有效的主要原因有除霧器沖洗水量不均勻、沖洗間隔周期長等。

（1）除霧器沖洗水量不均勻

除霧器運行中形成的堵塞物一部分較分散和松軟，還有一部分經過高溫煙氣沖刷形成厚實致密的堵塞物，需要一定流量和壓力的水才可以沖刷掉，起到表面清潔的作用。在本電廠實際運行中，沖洗水量控制在15 t/h-60 t/h，沖洗水量過大，沖洗水壓力得不到良好的控制，不能保證沖洗水將除霧器沖刷干凈，從而使得沖洗效果不理想。

（2）除霧器沖洗間隔周期長

除霧器沖洗周期是保證沖洗質量的關鍵參數，直接影響到沖洗效果。其主要依據煙氣的參數和吸收劑漿液的特性來決定。一般情況下，電廠除霧器沖洗周期設定為每間隔1-2 h反沖洗一次。

實際運行中，如果反沖洗間隔周期較長，石灰石漿液和煙氣夾帶成分不斷粘附，除霧器堵塞嚴重，最終會導致煙囪帶水量增加。同時除霧器的松軟堵塞物經過煙氣的高溫作用逐漸硬化，進而形成緊密的硬堵塞物，在除霧器表面附著，再進行沖洗已很難去除。然而若間隔較短，煙囪周圍含水量增加，也將加劇煙囪帶水現象。因而，確定適宜的除霧器沖洗周期具有重大意義。

2.3.2 表計故障

表計作為電廠運行人員信息收集的重要設備，具有數據收集、處理、讀取等功能。表計是運行人員監測的眼睛，實際動手操作的依據。表計計量的準確性，與脫硫系統的穩定性密切相關，會直接影響到電廠運行人員的操作。

（1）除霧器表計故障

除霧器上下壓差是間接監測除霧器堵塞問題的關鍵參數之一。在電廠實際運行中，除霧器壓差計長時間不能正確顯示，出現與實際工況不符的情況。現場對壓差計進行拆卸，發現壓差計堵塞嚴重，脫硫系統壓差計以故障數值顯示。由于表計的顯示失真，影響電廠運行人員的操作，導致故障不能及時發現而采取有效的應對措施，間接造成了除霧器的加劇堵塞情況。

（2）脫硫系統pH計故障顯示

通過電廠運行人員了解到，運行人員通過控制凈煙氣SO2含量來調整脫硫系統運行參數。如圖1所示，電廠吸收塔漿液pH值運行顯示值為2.948和3.061。目前，pH計失真，不能為電廠運行人員提供參考，影響運行人員操作，間接造成除霧器堵塞加重，從而導致煙囪帶水現象。

3 煙囪帶水現象解決對策及建議

針對該電廠煙囪帶水現象，提出如下解決對策和建議：

（1）保證除霧器沖洗效果良好。①控制除霧器沖洗水壓力和流量，建議在脫硫設備停運時，打開人孔門，逐個沖洗閥門進行調整。通過不斷調控除霧器沖洗水流量和壓力，確保滿足除霧器沖洗質量要求。并且加強巡檢力度，對沖洗水量和壓力進行監測，發現異常情況及時采取有效的措施。②根據脫硫系統運行工況，可適當改變除霧器沖洗水間隔時間，保證除霧器沖洗效果。③實際運行過程中，建議實時監控除霧器上下壓差變化，確保除霧器和脫硫設備的良好運行。

（2）確保除霧器上下層壓差計、pH計運行可靠性。除霧器上下層壓差計、pH計不準，電廠運行維護人員應及時對壓差計進行維護調整，可以通過人工試驗校對壓差計，并保證除霧器壓差計等沒有堵塞。例如：可以人工采集石灰石漿液樣品，測試pH，對比運行系統pH計，及時對其進行校準，保證pH計運行準確可靠。

（3）控制適當的吸收塔漿液pH值。石灰石漿液最佳的pH值是在5.5-5.7之間。當煙氣中硫含量改變較大時，建議及時調控石灰石含漿量，避免pH值超標。投入過多的石灰石漿液，不但脫硫效率沒有明顯提高，漿液中硫酸鹽和亞硫酸鹽濃度過飽和，會加重堵塞現象。因此，吸收塔pH值要精細化控制，保證脫硫系統正常運行，以期在日常工作中消除隱患。

（4）停機維護時，建議徹底清潔除霧器。盡管應用了有效的方法，除霧器長期工作后，仍會發生結垢堵塞現象。建議在濕法脫硫系統大小修時，查看除霧器情況，及時進行人工清理或者采用高壓槍對除霧器進行徹底的清洗，保證除霧器呈現良好運行狀態。必要時，應調換破損嚴重的除霧器部件。

（5）脫硫系統運行不能以排放達標為目的，應以運行調整為重點，維護脫硫系統穩定，保證機組正常運轉。結語

綜上所述，在石灰石-石膏濕法煙氣脫硫裝置運行中，煙囪帶水問題與系統的穩定投運密切相關。嚴重時會導致“石膏雨”現象，腐蝕電廠設備。通過對實際問題的分析，無GGH濕法煙氣脫硫電廠產生煙囪帶水現象的根本原因是除霧效率不佳，除霧器堵塞的結果。已經投運的機組可以采取有效的預防和控制措施，確保除霧器沖洗效果，緩解除霧器堵塞問題，提高除霧器效率，從而最大限度地減少或者消除煙囪帶水現象的發生。本項目研究成果為有效調控煙囪帶水問題提供指導性策略，從而為同類機組WFGD系統的運行和維護提供有力技術支撐。

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王德鑫（1989-），男，遼寧省鳳城市人，碩士，主要研究方向：火電廠環境污染治理與電力建設項目環境影響評價。