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双塔双循环脱硫除雾器故障分析及对策研究摘要：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转。以某660MW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。为降低除雾器运转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、稳定运转。因此保证除雾器正常运转具备重要意义。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尤其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备关键作用[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5mg/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660MW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相关建议。1湿法烟气脱硫系统配置某660MW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3762mg/m3出口SO2质量浓度不高于188mg/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5643mg/m3要求出口SO2质量浓度不高于35mg/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2022年10月22日完成超低排放改造并投产运转。2022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200mm；一级除雾器东侧除雾器模块之间大梁积浆严重厚度约400mm。二级除雾器堵塞比较严重。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300mm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3~4m/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18m空塔流速约3.5m/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3.5m/s时喷淋层与除雾器间距从2.5m提高至3.7m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3.74m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0.25MPa冲洗水泵流量为150m3/h（二级塔除雾器技术要求冲洗水量为45.6~70.0m3/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