脱硫塔入口烟道干-湿交界面积垢缘由分析及对策

  以某660MW机组为例，对于石灰石-石膏湿法脱硫系统脱硫塔入口干-湿交界而区域大量积垢的原因进行了研究，分析了该区域的垢样组成，初步总结了脱硫塔入口烟道积垢的发生过程，并针对该问题提出了解决对策。合理加装导流板来改善入口烟道气流分布和优化系统运行方式能有效解决该问题。

  由于我国火电厂大部分己取消了脱硫旁路，因此脱硫系统的运作情况将直接影响机组的正常运行。脱硫塔入口烟道为典型的干-湿交界面，极易发生结垢，甚至造成堵塞。该区域结垢的发生与原烟气含尘浓度、烟道的布置及气流均匀性都有直接的关系，同时入口烟气流速对吸收塔内部流场分布也有着非常明显的影响。本文对某发电公司660MW机组出现的脱硫塔入口烟道干-湿交界面结垢堵塞原因进行深入研究，并提出了一系列解决对策，期望对于今后类似机组的类似问题起到指导和帮助作用。

  某发电公司660MW超临界直流炉，配套建设石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统。脱硫系统入口烟气量2206020m3/h，入口烟温120℃，入口烟气SO2浓度6400mg/m3，入口烟气粉尘浓度30mg/m3，脱硫系统主设备参数见表1。

  该发电公司660MW机组脱硫系统在历次停机检修中发现入口烟道干-湿交界面存在少量结垢现象，但是该系统在拆除GGH后，仅运行3个月后机组慢慢的出现明显异常，增压风机入口压力由原来的-800～-400Pa增长为正压+400～700Pa，随后在系统高负荷运行时，增压风机出现非常明显喘。为了减缓增压风机的喘振，该机组只能降负荷运行，但是增压风机电流与满负荷时相差不多。机组停运检修时从人孔门处发现垢物大量堆积导致该区域烟气流通面积明显减少，系统阻力大幅度提高。同时检修了除雾器，发现其未发生结垢和堵塞，因此能确定增压风机喘振的缘由是吸收塔入口烟道处大量积垢引发堵塞。

  入口烟道内产生大量垢物不仅产生系统阻力，影响增压风机的正常运行，同时改变了烟气的停留时间和分布特性，对塔内氧化风管、搅拌器等设备的正常工作带来安全风险隐患。当垢量较大时，由于垢物的密度较大，还会极度影响烟道的正常承载能力，导致烟道变形，破坏入口烟道的防腐层。

  为了分析垢物的来源，对于脱硫塔入口烟道干-湿交界面区域垢样的晶相组成进行了分析化验，结果如表2所示。对比分析了该系统石膏样品和脱硫浆液固体物质成分，具体结果见表3。

  石膏是由脱硫循环浆液脱水制成，通过一系列分析可知石膏与脱硫浆液中所含有的固体物质组成基本相同，石膏晶体为明显的短柱状，粒径以40～60μm为主。入口烟道垢样主要组成为硬石膏CaS04、烧石膏CaS041/2H20、石灰石CaC03，与脱硫石膏的元素组成较为相似，但是其晶体组成与石膏又大不相同，呈现为多孔状混杂形态，其中存在大量片状晶体结构和非晶相物质，且Mg、Si含量较高。初步分析脱硫塔入口烟道垢物主要来自于循环浆液，由于该区域为干-湿交界面，高温原烟气不断冲刷垢样表面，使其所含的结晶水丢失，同时由于入口烟气还含有一定浓度的粉尘，粉尘与脱硫浆液中的硫酸钙、亚硫酸钙在高温烟气的作用下，反应生成了成分复杂的物质，形成了大量的硬垢。

  本台机组为降低出口SO2排放浓度，该脱硫系统来进行了增容改造，改造工作第一步是拆除GGH，并对脱硫塔入口烟道进行了相应改造。由于现场场地紧凑，拆除GGH后在增压风机出口后直接设置了一个1200°急转弯头，然后再经过多个弯头进入吸收塔。增压风机出口至吸收塔入口段烟道弯头较多，烟气多次改变流动方向，且烟道内部未设置导流装置，导致了该段烟道内烟气流场没有经过组织即进入了吸收塔内。烟气流场不均匀，湍流较为严重，特别是进入吸收塔前的弯头处，产生了涡流，部分烟气回旋至烟道内，导致喷淋层的液滴被回旋烟气卷吸至入口烟道内，同时这些液滴还可捕获入口烟气携带的粉尘颗粒，在入口烟道的内壁和内部支撑杆上发生沉积，形成大量的硬垢。

  该机组脱硫吸收塔内部设置四层喷淋层，对应塔外的4台浆液循环泵。通过查阅该系统事故停机前两个月的运行数据，得知最近一段时间对应最下喷淋层的循环泵处于连续运行状态，且该机组在运行中负荷调整频繁，最下一个喷淋层中心线距离吸收塔入口烟道上边沿仅2.10m，距离较近，因此在低负荷运行时，由于脱硫塔入口处烟气流速较低，该喷淋层喷淋的浆液极易进到入口烟道内。特别是后期为了减缓增压风机喘振而长期在低负荷下运行，导致该区域积垢快速发展。

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