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北極星大氣網訊:摘要： 除霧器是溼法煙氣脫硫系統關鍵設備之一，其性能直接影響脫硫系統甚至機組的安全運行。以某660 MW燃煤機組雙塔雙循環脫硫系統除霧器堵塞並導致部分模塊掀翻故障為例，對影響除霧器性能的空塔流速、安裝空間、衝洗水壓等設計因素，入口煙塵濃度，除霧器衝洗水量，漿液、石膏及結垢物成分等進行了全面分析。結果表明：脫硫系統水平衡控制不當以及二級塔pH值控制偏高是除霧器故障主要原因。為降低除霧器運行風險，針對雙塔雙循環脫硫系統水平衡和漿液pH值控制，給出了合理建議。
0 引言
溼法煙氣脫硫工藝是燃煤煙氣脫硫成熟技術之一，除霧器是溼法煙氣脫硫系統中關鍵設備。文獻[1-2]研究表明，除霧器性能優劣影響脫硫系統能耗，甚至影響機組安全、穩定運行。因此，保證除霧器正常運行具有重要意義。
國內早期對溼法煙氣脫硫系統要求不高，在滿足脫硫要求前提下，考慮儘量降低投資，故出現因衝洗水系統布置不合理造成除霧器堵塞問題[3]；另外，入口煙塵濃度高，除霧器衝洗水量不足，水壓低也可使除霧器出現堵塞問題[4-5]。隨著燃煤發電機組脫硫煙氣旁路的取消，特別是在超低排放條件下，對脫硫裝置的脫硫效率、協同除塵效率和設備可靠性提出了更高的要求，高效除霧器對脫硫裝置協同除塵具有關鍵作用[6-7]，研究表明，安裝三級屋脊式除霧器脫硫裝置能夠實現出口煙塵濃度低於5 mg/m3 目標，同等改造條件下成本低於冷凝式、管束式除霧器[7]。冷凝式除霧器循環水冷卻效果對脫硫裝置協同除塵有較大影響[8]，管束式除霧器除霧效率隨液滴粒徑和流速增加而增大，多級串聯管束式除霧器可以提高小液滴去除效率[9]，本文以某660 MW 機組雙塔雙循環溼法煙氣脫硫系統三級屋脊式除霧器故障為例，分析其原因並提出建議。
1 溼法煙氣脫硫系統配置
某660 MW 燃煤發電機組鍋爐為東方鍋爐廠生產的超臨界變壓直流鍋爐，採用石灰石-石膏溼法煙氣脫硫工藝，設計煤質收到基硫分為1.52%，折算入口SO2 質量濃度為3 762 mg/m3，出口SO2質量濃度不高於188 mg/m3，脫硫效率不低於95%，設計採用單塔工藝。
超低排放改造確定的設計煤質收到基硫分為2.3%，折算入口SO2 質量濃度5 643 mg/m3，要求出口SO2 質量濃度不高於35 mg/m3，脫硫效率不低於99.38%。根據方案比選， 確定採用雙塔工藝。主要配置如表1 所示。
2 脫硫二級塔除霧器故障情況
該機組於2017 年10 月22 日完成超低排放改造並投產運行。2018 年1 月16 日因新建脫硫二級塔（下稱二級塔）除霧器堵塞嚴重導致部分模塊掀翻（ 見圖1） ， 造成機組強制停機。檢查發現：一級除霧器堵塞嚴重，除霧器表面、葉片間及衝洗水管表面粘附大量沉積物；一級除霧器環塔壁邊緣密封板積漿嚴重，厚度約200 mm；一級除霧器東側除霧器模塊之間大梁積漿嚴重，厚度約400 mm。二級除霧器堵塞較為嚴重。三級除霧器堵塞較輕，但除霧器模塊之間大梁積漿嚴重， 厚度約 300 mm，部分模塊掀翻。
氣流速過低時，液滴慣性較小，液滴隨煙氣離開除霧器導致除霧效果較差；煙氣流速過高時，除霧器表面形成的液膜會被撕裂，進而形成大量粒徑較小液滴，小液滴氣流跟隨性較好，會逃逸出除霧器區域，逃逸液滴量較大時會沉積在下級除霧器表面，造成除霧效果較差。文獻[10]研究表明，吸收塔空塔流速為3~4 m/s 時除霧器除霧效果相對較好。該機組脫硫系統二級塔直徑為18 m，空塔流速約3.5 m/s，能夠滿足除霧器對空塔流速要求。
吸收塔流場的不均勻性會導致除霧器部分液滴逃逸率增加，使得除霧器通道入口煙氣攜帶液滴量差異較大，當煙氣攜帶液滴超出除霧器通道處理能力時，會造成除霧器除霧效果不佳[11]。該機組脫硫系統二級塔設置1 層合金託盤，改善了二級塔流場均布性，保證了除霧器的除霧效果。在一定煙氣流速下，噴淋層與除霧器間距越
大，液滴沉降能力越大，進入除霧器通道的液滴越少，因而可提高除霧器除霧效果。文獻[10]研究表明，空塔流速3.5 m/s 時，噴淋層與除霧器間距從2.5 m 提高至3.7 m，一級除霧器出口霧滴質量濃度減少約50%。該機組脫硫系統二級塔最高噴淋層至除霧器底部約3.74 m，可以提高液滴沉降能力，從而有利於除霧器除霧效果。
衝洗水泵衝洗水壓力不足及衝洗水流量不足時，一方面無法及時衝洗除霧器表面沾汙；另一方面衝洗水可能無法全面覆蓋除霧器表面，形成殘留顆粒物，最終會造成除霧器表面結垢、堵塞等故障發生[12-13]。該機組脫硫系統除霧器衝洗水設計壓力為0.25 MPa，衝洗水泵流量為150 m3/h（二級塔除霧器技術要求衝洗水量為45.6~70.0 m3/h），通過控制除霧器衝洗頻率，可以實現除霧器衝洗水量滿足衝洗要求。
綜上所述，設計因素並非導致二級吸收塔除霧器故障的原因。
3.2 脫硫系統入口煙塵濃度分析
脫硫系統入口煙塵濃度高也可能造成除霧器堵塞，主要是因為煙塵含有大量金屬氧化物，其粘性較強，飛灰粒徑小，除霧器表面結垢後難以去除[12]。查閱知超低排放改造投產後脫硫系統入口煙塵質量濃度為7~14 mg/m3，同時停機期間對電袋除塵器檢查，並未發現濾袋破損現象，表明脫硫入口煙塵濃度並非造成二級塔除霧器故障的原因。
3.3 除霧器衝洗水量分析
查閱運行記錄， 除霧器衝洗水泵未出現故障，衝洗水壓力基本在0.25 MPa 左右，除霧器壓差測點基本正常（出現2 次壓差超量程並及時處理）。通常，除霧器壓差偏高時增加除霧器衝洗頻率，進而增加除霧器衝洗水量，以降低除霧器壓差，防止除霧器堵塞。分別統計該機組負荷相對穩定時高、中低負荷工況下的兩級塔除霧器衝洗水總量和一、二級吸收塔液位，具體如圖3 和圖4 所示。
從圖3 和圖4 可以看出，機組中低負荷工況下除霧器衝洗水量為44~60 m3/h，高負荷工況下除霧器衝洗水量為75~82 m3/h，前者比後者少約1/3；另一方面，高負荷工況下一、二級塔液位基本在正常液位以下運行，中低負荷工況出現液位高於正常液位情況。其主要是因為中低負荷工況下煙氣量較少，脫硫系統原煙氣與淨煙氣溫差相對較低， 中低負荷煙氣焓差較小， 蒸發水量較少。為保證脫硫系統水平衡，即使適當提高中低負荷時的液位，除霧器衝洗水量仍較高負荷工況降低約1/3。
吸收塔內進入除霧器區域煙氣攜帶大量液滴（含有可溶性鹽和顆粒物等），液體被攔截在除霧器後，顆粒物粘結在除霧器表面。中低負荷工況下，為保證吸收塔運行液位，除霧器衝洗水量相對較少，因而無法保證除霧器衝洗效果，使得除霧器表面液滴沉積加劇，局部通道逐漸堵塞，導致除霧器內流速偏大；隨著堵塞面積增加，流速進一步增加，最終造成除霧器部分模塊掀翻、漿液大量沉積， 機組強制停機。由以上分析可知，雙塔雙循環脫硫工藝水平衡控制[14]不合理是造成除霧器故障主要原因之一。
3.4 漿液、石膏以及垢物成分分析
雙塔雙循環脫硫工藝採用pH 值分級控制運行方式，即一級塔低pH 值運行，主要保證亞硫酸鈣氧化效果；二級塔高pH 值運行，保證二氧化硫吸收效果，同時二級塔漿液由泵打入一級塔，由一級塔進行石膏脫水； 氧化風機採用共用方式，採用聯絡閥門分配氧化風量。
分別統計2 級吸收塔運行3 個月漿液和石膏成分， 且對二級塔故障除霧器垢物成分進行分析，結果如表2 所示。
由表2 可知，近3 個月一級塔pH 值為5.2~5.7，二級塔pH 值為6.5~6.6， 硫酸鈣(CaSO4 ·2H2 O)含量兩級塔相差不大；二級塔亞硫酸鈣(CaSO3·1/2H2O) 含量明顯高於一級塔，且呈增長趨勢，石膏中亞硫酸鈣含量也超出亞硫酸鈣不高於1% 的設計要求；二級塔漿液中碳酸鈣(CaCO3) 含量均偏高。
通常脫硫系統吸收塔漿液pH 值控制偏高或氧化風量不足[15]情況下，均可能造成石膏和漿液中亞硫酸鹽含量偏高。為此，查閱近3 個月氧化風機運行情況，氧化風機運行方式為3 運1 備，氧硫摩爾比為2.8，基本能夠滿足氧化要求。文獻[13]研究表明，在強制氧化條件下，亞硫酸鈣在溶液pH 值6.5~7.0 下氧化效果明顯低於溶液pH 值5.0~6.0 時的氧化效果，由此可以判斷，二級塔漿液pH 值控制6.5~6.6 是造成石膏、漿液中亞硫酸鈣偏高的主要原因。煙氣攜帶漿液顆粒物沉積在除霧器表面並在50 ℃ 煙氣環境下形成固體垢物，由於亞硫酸鈣和碳酸鈣溶解度較小，除霧器衝洗去除垢物難度較大，從而加劇了除霧器堵塞，這與文獻[16]研究結果一致。另一方面，從二級塔除霧器垢物成分也可看出， 亞硫酸鈣和碳酸鈣含量明顯偏高，也證明了前面的分析。
4 結論與建議
雙塔雙循環脫硫系統水平衡控制難度較大，中、低負荷工況下更為突出。某660 MW 燃煤發電機組雙塔雙循環脫硫系統二級塔除霧器故障，主要因脫硫系統水平衡控制不當所致；加之二級塔漿液高pH 值，造成亞硫酸鈣和碳酸鈣含量高，進一步加劇了除霧器堵塞，最終出現除霧器部分模塊掀翻。為此，建議超低排放下雙塔雙循環脫硫系統加強水平衡管理， 可採取的措施包括：（ 1） 儘量採用濾液製漿， 減少脫硫系統進水量，保證除霧器衝洗頻率；（2）循環泵、石膏排出泵、石灰石供漿泵、工藝水泵、除霧器衝洗水泵等設備機械密封水應循環利用或進入工藝水箱； （ 3） 儘量減少其他系統（ 如受熱面衝洗等）廢水進入脫硫系統；（4）加大脫硫廢水處理力度，適當予以外排；（5）將部分漿液導入事故漿液箱，保證除霧器衝洗；（6）優化除霧器衝洗水運行方式，如適當減少第3 級除霧器衝洗頻率，保證第2 級除霧器衝洗頻率，適當增加第1 級除霧器衝洗頻率；（7）一級塔pH 控制值應為5.2~5.8，二級塔pH 控制值應為6.0~6.2。
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