文章导读
本文就湿法烟气脱硫中几个常见的问题的出现机理及解决方法作了简单阐述。
▲来源：爱上电厂
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目前，烟气脱硫是世界上唯一能够商业化运行的脱硫技术。烟气脱硫又根据脱硫剂以及脱硫产物的干湿状态分为湿法、半干法、干法。其中，湿法脱硫技术因其发展比较早而发展较为成熟。据统计，湿法脱硫工艺占已安装FGD机组总容量的85%以上。但湿法脱硫技术的运行过程中也出现了不少问题，下面就几个主要问题的出现机理及解决的措施简单阐述一下。
腐蚀机理
锅炉烟气脱硫除尘设备的腐蚀原因可归纳为四类：化学腐蚀、电化学腐蚀、结晶腐蚀、磨损腐蚀。化学腐蚀是烟气中的腐蚀性介质在一定温度下与钢铁发生化学反应，生成可溶性铁盐，使金属设备逐渐破坏。SO2和HCl参与的部分反应方程式如下：
湿法烟气脱硫金属表面有水及电解质，其表面形成原电池而产生电流，使金属逐渐锈蚀，特别在焊缝接点处更易发生，此即电化学腐蚀。电化学方程式如下：
湿法烟气脱硫会产生结晶腐蚀。用碱性液体吸收SO2后生成可溶性硫酸盐或亚硫酸盐，液相则渗入表面防腐层的毛细孔内，若锅炉不用时，在自然干燥下生成结晶型盐，同时体积膨胀，使防腐材料自身产生内应力，而使其脱皮、粉化、疏松或裂缝损坏。特别在干湿交替作用下，带结晶水的盐类体积可增加几倍或十几倍，腐蚀更加严重。因此，闲置和脱硫设备比常运行的更易腐蚀。烟气脱硫中同时会产生磨损腐蚀，即烟气中固体颗粒（如灰尘）与设备表面湍动摩擦，不断更新表面，加速腐蚀过程，使其逐渐变薄。提高脱硫设备的使用寿命，使其具有较强的防腐性能，惟一的办法就是把金属设备致密包围、有效地保护起来，切断各种腐蚀途径。环境温度影响是各种烟气脱硫装置共同存在的问题，但又各不相同。半干法环境温度最高，在50~100℃之间。湿法温度在100~60℃之间，如前段换热器因磨蚀、结垢等因素效率降低时，进口温度可达120℃。电子束法为140~60℃。温度对脱硫装置衬里的影响主要有4方面：① 温度不同，材料选择不同，通常140~110℃为一档，110~90℃为一档，90℃以下为一档。错误的材料选择是致命的；② 衬里材料与设备基体在温度作用下产生不同步线膨胀，温度越高，设备越大，其负作用越大。烟气脱硫设备正好具有此特点。此结果导致二者粘接界面产生热应力，影响衬里寿命；③ 温度使材料的物理化学性能下降，从而降低衬里材料的耐磨性及抗应力破坏能力，亦可加速有机材料的老化过程，这对橡胶影响尤其严重；④ 在温度作用下，衬里内施工形成缺陷如气泡、微裂纹、界面孔隙等受热应力作用为介质渗透提供条件。在各种烟气脱硫工艺中，湿法脱硫固体物料的影响最为突出。在其介质体系中，除烟气所带的烟尘外，还有大量碱性吸收剂及反应生成物参加进来。这些固体物料以浆液态自塔顶喷出自由落下，在吸收SO2的过程的同时，冲刷衬里表面，特别是当衬里表面凹凸不平时，会使凸起区的磨损更为严重。因此在腐蚀设计必须考虑磨蚀余量及选择抗磨蚀材料。烟气脱硫设备多为大型平板焊接结构，为保证内衬防腐蚀质量，要求设计及现场制作安装时，必须保证如下基本件：① 设备应具有足够的刚性，任何结构变形，均会导致衬里破坏；② 内焊缝必须满焊，焊瘤高度不高度不应大于2mm，不得错位对焊，且焊缝应光滑平整无缺陷；③内支撑条件及框架忌用角钢、槽钢、工字钢，应以方钢或圆钢为主；④外接管应以法兰连接，禁止直接焊接，且法兰接头应确保衬里施工操作方便。烟气脱硫装置系统复杂，需防腐的区域面积大，运行周期长，维修困难，防腐蚀失效后腐蚀速度快。脱硫装置的防腐蚀必须可靠、稳妥。经国际防腐界多年实践及试验考核，从科学性、适用性、经济性综合比较，玻璃鳞片树脂内衬技术（简称鳞片衬里）和橡胶衬里是烟气脱硫装置可行且有效的内衬防腐蚀技术。当然，它们在应用过程中和使用效果上有一定差异。鳞片衬里是目前烟气脱硫装置内衬防腐蚀的首选技术。脱硫过程中形成的SO32-、SO42-有很强的化学活性和渗透能力，因此，防腐层必须具备优良的耐化学腐蚀性和高抗渗性。选择合理的耐蚀材料是防腐蚀的基础，而防腐蚀结构的不同决定了抗渗透性能的高低和防腐蚀的效果。鳞片衬里因其玻璃鳞片的多层平行排列，使介质攻击时无法垂直渗透而呈迷宫型途径，故具有优异的抗渗性能。脱硫装置中的冷衬橡胶层本体非常致密，介质很难渗入，但胶板粘接缝为薄弱环节，失效往往由此开始。衬层成型残余应力和工况环境形成的热应力是导致衬层物理失效（如起层、开裂等）的主要原因。鳞片衬里由于玻璃鳞片在树脂中的非连续分布，使应力无法同向传递或叠加，相邻鳞片间的衬层应力相互抵消，甚至会因分散状鳞片的位移做功将应力松驰，因此，鳞片衬里具有理想的抗应力腐蚀失效能力。橡胶衬里具有良好的弹性和应变性能，松驰应力的能力很强，但橡胶对热老化敏感，在热环境中易因热老化变硬使弹性降低，应变性能变差，使抗应力腐蚀性能下降。大量固体物料的存在，要求防腐层具备良好的耐磨损性。鳞片衬里的耐磨性很强，它的耐磨性能来自近似平行排列的鳞片填料，在装置的某些磨损严重位置，如烟道拐弯处，常常增加一层树脂砂浆耐熔层，以提高可靠性。橡胶衬里有较高的弹性的受外力变形能力，可吸收固体物料冲刷所做的功，从而表现出良好的耐磨性，但随着热老化的出现，耐磨性下降。另外，鳞片衬里施工方便，造价适当，而橡胶衬里施工难度较大，造价较高，且使用温度受到限制。国内研制的鳞片衬里技术和材料已有十多年良好应用业绩，也已应用于烟气脱硫装置中，且纳入标准规范体系。鳞片衬里和橡胶衬里综合比较见下表1。总之，作为烟气脱硫装置内衬防腐蚀技术，鳞片衬里和橡胶衬里都是可行的，鳞片衬里更具有应用优势。值得一提的是，在使用橡胶衬里时，往往还需鳞片衬里进行配套。如重庆电厂FGD中，烟气换热器（温度较高）外壳为碳钢+鳞片衬里，吸收塔、防雾器外壳为碳钢+橡胶衬里，而除雾器出口经烟气再热器至烟囱入口的设备（烟道）外壳均采用碳钢+鳞片衬里结构。
问题概述及产生原因
石灰石湿法脱硫遇到的最严重的问题是石膏的结垢和堵塞。这也是自从20世纪30年代燃煤电厂尝试用消石灰浆进行湿法脱硫以来的历史性问题。因为约有0.3%的石膏可溶于水，为防止结垢问题就要使用大量的清洗水，废水外排又会造成水污染。美国湿法脱硫主要是采用自然氧化方式的石灰—石灰石湿法系统，从上世纪70年代开始遇到石膏结垢问题，结垢问题严重危及了第一代脱硫系统的可靠性。喷嘴、管道的堵塞严重影响了系统的正常运行，因此，发展合理的防止结垢的保护装置对石灰石湿法系统的可靠性极为重要。吸收塔、管道和除雾器的结垢和堵塞是由于烟气中的氧气把亚硫酸钙氧化成硫酸钙（石膏），而石膏发生过饱和造成的。结垢主要在采用自然氧化方式的湿法脱硫系统中发生。在强制氧化方式下，空气从吸收塔底部吹入，几乎把所有的亚硫酸钙都氧化成石膏。只要浆液中保持适当数量的石膏固体，强制氧化方式的湿法脱硫系统就不会遇到石膏结垢问题。石膏晶体的成长占优势，结垢就不会发生。自然氧化工艺中脱硫设备结垢的主要原因有三点：（1）在较高pH值（石灰系统pH＞8.0，石灰石系统＞6.2）下，按相关化学反应生成CaSO3·1/2H2O软垢；
（2）在石灰系统中，较高pH值下烟气中的CO2的再碳酸化，生成CaSO3沉淀物。一般烟气中，二氧化碳的浓度达到10%以上，是SO2浓度的50~100倍。实验证明，当进口浆液的pH≥9时，CO2的再碳酸化作用是显著的。所以，无论从生成软垢的角度还是从CO2的再碳酸化作用讲，石灰系统浆液的进口pH≥9时，一定会结垢。石灰石系统不存在CO2的再碳酸化问题。（3）脱硫塔中部分SO32-和HSO3-被烟气中剩余的氧气氧化为SO42-,最终生成CaSO4·2H2O沉淀。CaSO4·2H2O的溶解度较小（0.223g/100g水，0℃），易从溶解中结晶出来，在塔壁和部件表面上形成很难处理的硬垢。这种硬垢不能用降低pH值的方法溶解掉，必须用机械方法清除。因此，必须认真防止硬垢的产生。在自然氧化方式中防止结垢的方法可以分为两类，控制技术和使用抗氧化剂。（1）控制技术：有很多技术可以成功地防止自然氧化方式中的石膏结垢为题。从工艺特点来看总结以下三点：① 大液气比；② 种子晶体；③ 吸收塔的设计。首先，亚硫酸钙和硫酸钙在水中的溶解度很小，都会形成高度过饱和溶液。因此液气比必须足够大，以避免过量不可控制的沉淀可瞬时过饱和现象的发生。最小液气比可以根据烟气中的SO2含量和预期氧化的亚硫酸钙的量估算。第二，供认的控制结垢的方法是使用沉积产物作为种子晶体悬浮物。这些晶体不仅能提高沉积率，而且提供了优先沉积的结晶介质。在SO2吸收液中应随时保持足够的亚硫酸钙和硫酸钙的种子晶体。第三，有几种可以防止结垢的吸收塔。如开式喷雾塔，SO2的吸收和反应在自由运动的液滴上进行，没有气流限制装置，避免了结垢和堵塞问题。（2）氧化抑制剂：使用氧化抑制剂或添加剂是防止采用自然氧化方式的石灰石湿法系统结垢的另一种有效方法。通过对几种氧化抑制剂进行了实验和使用。包括单质硫、乙二胺四乙酸(EDTA)和它们的混合物。现在美国有若干FGD装置都采用了硫添加剂，效果很好。添加硫单质可以产生硫代硫酸根离子。硫代硫酸根离子能抑制亚硫酸钙的氧化，因为它与亚硫酸根自由基的反应干扰了自由基氧化反应的扩散。EDTA与过渡金属（如铁、锰）结合成鳌合物抑制亚硫酸钙氧化，它的作用像催化剂，在溶液中与亚硫酸根离子反应生成亚硫酸根自由基。EDTA与硫代硫酸根离子在一起会发生协同作用，EDTA抑制了使氧化链反应开始的自由基的形成，而硫代硫酸根与终止链反应的自由基反应。
烟气经过FGD系统后，温度降至50~60℃，低于露点，烟温过低不利于烟气扩散，而且烟气结露造成烟道及烟囱腐蚀。一般湿法脱硫装置都要求安装烟气再热以提高烟温。不同的火电厂有不同的方法，最简单的方法的使用燃烧天然气或低硫油的后燃器。与旋转式气-气热交换器和多管气-气热交换器相比，这种方法要消耗大量的能量，此外燃料燃烧又是另一个污染源。另一种是采用蒸汽-烟气再热器，使用工艺蒸汽或锅炉产生的热量。蒸汽-烟气再热器的基本投资比蓄热式气-气热交换器低，但运行费用高。此外还必须注意高温蒸气在管道烟气侧结垢。安装蒸汽-烟气再热器主要是空间限制造成的。从冷却塔排放烟气避免成本高，耗能集中的再热段，在欧洲已经得到使用。烟气再加热器通常有蓄热式和非蓄热式两种形式。蓄热式工艺利用未脱硫的热烟气加热冷烟气，简称GGH。蓄热式换热器又分为回转式烟气换热器、介质循环换热器和管式换热器，均通过载热体或载热介质将烟气的热量传递给冷烟气。旋转式烟气换热器与电厂用的旋转式空气预热器的工作原理相同，是通过平滑的或带波纹的金属薄片或载热体将烟气的热量传递给净化后的冷烟气。旋转式气-气热交换器占用空间大、投资高但运行成本低。但是它在150℃运行时遇到的问题是热烟气会泄漏到冷烟气中，占总流量的3%~5%。从原烟气向处理后的烟气导致干净烟气被污染，脱硫率降低。另一种新型热交换器是热管，不需要泵。管内的水在吸热段蒸发，蒸汽沿管上升至烟气加热区，然后冷凝加热低温烟气。为防止腐蚀，离开除雾器的低温烟气首先在耐腐蚀材料制造的蒸汽-烟气加热器中升温，然后再被热管加热。低温区热管用耐腐材料制造，而高温区用低碳钢制造。无泄漏的气-气热交换器的投资，不过可以由漏气率的降低和占用空间更小的设备布置（对旋转式，烟道必须平行布置）来补偿。非蓄热式换热器通过蒸汽、天然气等将冷烟气重新加热，这种加热方式投资省但能耗大，适用于脱硫装置年利用率小于4000小时的情况。对于不太严格的二氧化硫排放，允许一部分烟气不经过吸收塔与处理后的烟气进行混合，这样可以取消再热器。旁路烟气法可用于燃用低硫煤的锅炉。使用旁路烟气法可以降低FGD系统的投资和运行成本。对大多数FGD改造系统，取消烟气再热可以节省2.2%的基本投资，降低6%的30年钧化成本。另一方面，气-气热交换器的投资将使石灰石湿法FGD系统的总投资增加5%~10%。没有再热器的FGD系统的出口烟道和烟囱肯定是湿的，因为再热的好处是保持吸收塔下游的烟道和烟囱干燥，并且由于消除了与管道和烟囱内衬接触水滴的冷凝和蒸发从而避免了腐蚀。没有再热的管道和烟囱要使用特殊的材料（如镍合金或玻璃钢）以防止腐蚀。
湿法烟气脱硫后往往烟气中所含水分较大，容易造成后面的风机及烟道、烟囱的腐蚀，因此需要对烟气进行脱水除雾。湿法烟气脱硫塔所采用的除雾器主要为折流板除雾器，其次是旋流板除雾器。目前应用比较多的是折流板除雾器。折流板除雾器是利用液滴与某种固体表面相撞击而将液滴凝聚并捕集的。气流通过曲折的挡板，流线多次偏转，液滴则由于惯性而撞在挡板上被捕集下来。除雾器的捕集效率随气流速度的增加而增加，这是由于流速高，作用于液滴上的惯性力大，有利于气液的分离。但是，流速的增加将造成系统阻力增加，使得能耗增加。同时流速的增加有一定的限度，流速过高会造成二次带水，从而降低除雾效率。通常将通过除雾器断面的最高且又不致二次带水时的烟气流速定义为临界气流速度，该速度与除雾器结构、系统带水负荷、气流方向、除雾器布置方式等因素有关。计算临界气流速度的经验公式很多，其中较为简单实用的公式为：Kc——系数，由除雾器结构确定，通常取0.107~0.305；除雾器本体由除雾器叶片、卡具、夹具、支架等按一定的结构组装而成，其作用是捕集烟气中的液滴及少量的粉尘，减少烟气带水，防止风机振动。除雾器冲洗系统主要有冲洗喷嘴、冲洗泵、管路、阀门、压力仪表及电气控制部分组成。其作用是定期冲洗除雾器叶片捕集的液滴、粉尘，保持叶片表面清洁（有些情况下起保持叶片表面潮湿的作用），防止叶片结垢和堵塞，维持系统正常运行。除雾器喷嘴冲洗是除雾器冲洗系统中最重要的执行部件。国内外除雾器冲洗喷嘴一般均采用的是实心锥喷嘴。考核喷嘴性能的重要指标是喷嘴的扩散角与喷射断面上水量分布的均匀程度。冲洗喷嘴的扩散角越大，喷射覆盖面积就相对越大，但其执行无效冲洗的比例也随之增加。喷嘴的扩散角越小，覆盖整个除雾器断面所需的喷嘴数量就越多。喷嘴扩散角的大小主要取决于喷嘴的结构，与喷射压力也有一定的关系，在一定的条件下压力升高，扩散角加大。喷射角通常设定在75°~ 90°范围内。a、烟气流速。通过除雾器断面的烟气流速过高或过低都不利于除雾器的正常运行，烟气流速过高易造成烟气二次带水，从而降低除雾效率，同时流速高，系统阻力大，能耗高。通过除雾器断面的流速过低，不利于气液分离，同样不利于提高除雾效率。此外设计的流速低，吸收塔断面尺寸就会加大，投资也随之增加。设计烟气流速应接近临界流速。根据不同除雾器叶片结构及布置形式，设计流速一般选定在3.5~5.5m/s之间。b、除雾器叶片间距。除雾器叶片间距的选取对保证除雾效率，维持除雾系统稳定运行至关重要。叶片间距大，除雾效率低，烟气带水严重，易造成风机故障，导致整个系统非正常停运。叶片间距选取过小，除加大能耗外，冲洗的效果也有所下降，叶片上易结垢、堵塞，最终也会造成系统停运。叶片间距根据系统烟气特征（流速、SO2含量、带水负荷、粉尘浓度等）、吸收剂利用率、叶片结构等综合因素进行选取。叶片间距一股设计在20~95mm。目前脱硫系统中最常用的除雾器叶片间距大多在30~50mm。c、除雾器冲洗水压。除雾器水压一般根据冲洗喷嘴的特征及喷嘴与除雾器之间的距离等因素确定（喷嘴与除雾器之间距离一般小于等于1m），冲洗水压低时，冲洗效果差，冲洗水压过高则易增加烟气带水，同时降低叶片使用寿命。一般情况下，每级除雾器正面（正对气流方向）与背面的冲洗水压都不相同，第一级除雾器的冲洗水压高于第二级除雾器，除雾器正面的水压应控制在2.5×105Pa以内，除雾器背面的冲洗水压应大于1.0×105Pa，具体数值需根据工程的实际情况确定。d、除雾器冲洗水量。选择除雾器冲水量除了需满足除雾器自身的要求外，还需考虑系统水平衡的要求，有些条件下需采用大水量短时间冲洗，有时则需要小水量长时间冲洗，具体冲水量需有工况条件确定，一般情况下，除雾器断面上瞬时冲洗耗水量约为1~4m³/(m²·h)。
e、除雾器冲洗周期。冲洗周期是指除雾器每次冲洗的时间间隔。由于除雾器冲洗期间会导致烟气带水量加大（一般为不冲洗时的3~5倍），所以冲洗不宜过于频繁，但也不能间隔太长，否则易产生结垢现象。除雾器的冲洗周期主要根据烟气特征和吸收剂确定，一般不宜超过2个小时。另外，目前国内部分工程也选用旋流板进行除雾脱水。利用旋流板使含水烟气离心旋转，达到汽水分离的目的，这种方式对于中小型脱硫和液气比比较小的脱硫工程较为适用。
上述就湿法烟气脱硫中几个常见的问题的出现机理及解决方法作了简单阐述。脱硫系统是个系统工程，它的正常运行涉及到系统的各个参数的合理设计，当然也涉及到整个脱硫系统的投资问题和设备材料的合理配置与选用。相信根据具体工程的实际情况选择合适的工艺，并针对每个问题作出相应的设计及处理方案就能尽可能的去避免这些问题的出现。
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