鄢行龙

（福建鑫泽环保设备工程有限公司，福州 350002）

湿法烟气脱硫系统结垢腐蚀问题分析

鄢行龙

（福建鑫泽环保设备工程有限公司，福州 350002）

湿法烟气脱硫系统受到管路或全线结垢堵塞腐蚀因素的困扰，脱硫系统无法正常运行，严重时被迫停车处理。脱硫系统结垢腐蚀的成因较复杂，解决的方法应具有针对性，本文对脱硫系统结垢的因素以及防治的方法进行了分析。

脱硫;结垢;腐蚀

1 湿法烟气脱硫系统结垢问题

湿法烟气脱硫系统绝大部分采用空塔喷淋，具有脱硫剂覆盖率高、阻力小、稳定性高、操作性好、调节性佳、检修方便、流程简单、应用风险最低等优点，但是由于湿法烟气脱硫系统各工艺过程均采用浆状物料，脱硫系统容易结垢，从而会影响系统的长期安全、稳定运行。

1.1 结垢的发生

1.1.1“干—湿”结垢

吸收塔内持液槽的脱硫液为CaSO4、CaSO3、CaCO3及飞灰等组成的乳浊液，经搅拌形成悬浮状，然后用泵输送到喷嘴形成雾状小液滴与烟气接触，脱硫后返回塔底部持液槽，完成了脱硫液在吸收塔内的循环。脱硫后的浆液在返回塔底部持液槽过程中，会与塔壁产生碰撞沉积下来，在烟气温度的作用下结成类似于水泥的硬垢。最后一层喷嘴至烟气出口烟道之间的塔壁、除雾器的结垢、氧化空气管出口的结垢等均属于这一类型的结垢，通常称之为“干—湿”结垢。

例如：氧化风机出现故障，工作电流和压力逐渐升高，甚至出现自动跳闸。根据故障现象和现场运行记录，核查了氧化风机设计选型计算（塔内持液槽液位、液面压力、脱硫液含固量及氧化空气管道走向等相关参数）、动力电缆线路、氧化空气管道出口阀门状态等，确定是由于塔内CaSO4、CaSO3、CaCO3等悬浮液在氧化空气管道外壁温度的作用下产生结垢堵塞造成氧化风机工作电流和压力升高的故障。经分析确定整改的方案为：1）对氧化空气管道结垢部分进行清理或更换；2）在氧化空气管道各支管上安装冷却冲洗水，氧化风机运行时，进行连续冷却。

整改后，氧化风机运行一周，对塔内氧化空气管道进行检查，无结垢堵塞。

总结该故障发生的原因及处理方案，可知对于“干—湿”结垢可以采用设置喷嘴及时冲洗（可选连续或间断性冲洗）的方案解决故障，间断性冲洗时间间隔一般为1～2h。冲洗时压力控制在0.15MPa内，冲洗装置选用小角度多喷嘴方式效果比较好，冲洗过程必须考虑冲洗水的质量问题和容器的水位稳定问题。

1.1.2结晶结垢

在石灰/石灰石-石膏湿法脱硫系统中，结晶结垢可分以下两种类型：

（1）CaSO4·2H2O结晶结垢—硬垢

湿法脱硫系统中，持液槽内浆液温度约为40℃，根据《化学化工物性数据手册》无机卷可知，40℃时CaSO4·2H2O溶解度为0.21g，即饱和浓度为0.21%，当该浆液中的石膏相对饱和浓度达到140%时，即饱和浓度≥0.29%，会形成结晶沉淀。

对于石灰/石灰石-石膏湿法脱硫系统，CaSO4/（CaSO4+CaSO3）值随着浆液含固量、运行参数的不同而不同。

（2）CaSO3·1/2H2O结晶结垢—软垢

石灰/石灰石-石膏湿法脱硫系统中，脱硫液与烟气接触后，浆液pH值基本上均小于6.0，但是，由于操作不当等原因，可导致pH值≥6.2，此时吸收塔持液槽中的S主要以SO32-形式存在，从而使得CaSO3浓度达到并超过临界饱和浓度，以晶体的形式附着在塔体内壁，产生结垢。

例如：某脱硫塔内出现了大面积的结垢，从工程投入运行到出现大面积结垢，系统连续运行了近一年，排除了工艺设计的原因造成结垢。经试验分析，垢块基本不溶于酸或碱，垢块主要由3部分组成：1）表面层为黑灰色的飞灰，质量分数为15%；2）中间层为乳白色的亚硫酸钙晶体，质量分数为30%；3）底层为晶状体的硫酸钙晶体，质量分数为55%。

同时，对进塔烟气的除尘效果、温度、含氧量、脱硫系统工艺水水质、脱硫液交换量、脱硫液pH值等进行调查、分析：

1）进塔烟气含尘量调查：静电除尘器效果不佳，进塔烟气含尘量420mg/m3（设计要求进塔烟气含尘量为200mg/m3），O2%为6.1%，进塔烟气温度为135℃；2）燃煤调查：锅炉燃煤量为40t/h，燃煤含硫量1%，燃煤中掺石灰（3%～10%）；3）工艺水调查：脱硫系统（尤其是除雾器冲洗水）使用的工艺水为厂内冷却塔浓缩水，总硬度为812.99mg/L，总碱度为320.54mg/L；4）为降低脱硫成本，控制脱硫剂、塔内补液量在正常运行时的60%，使得塔内脱硫液交换量不足；5）经核查运行记录，塔内循环泵出口处pH值基本在6～6.5之间，塔底排放管处pH值基本处于5～5.5之间。

由调查、分析的结果和原始设计参数、反应方程，计算得吸收塔内生成的CaSO4量约为1.5t/h，占垢块的质量分数为0.34%，根据分析和调查的结果，提出了整改方案：

1）对塔内结垢部分及相关工艺管道进行人工清渣，同时对塔内设备进行全面检修，在清渣检修过程中，尽量不损坏塔内防腐面，发现已经损坏或清渣中损坏的，需即时修复；2）脱硫系统工艺水源改为厂内工业水；调整进口预冷却水量及除雾器冲洗时间间隔；3）为防止锅炉工况变化太大引起吸收塔运行故障，增加塔内补液量，设置自动补液控制；4）停止使用炉内掺钙燃烧，同时对静电除尘器进行检修，确保进塔烟气各项参数符合要求；5）严格按操作规程规定的方法进行系统操作和维护；6）对操作人员进行二次培训。

整改后投入运行三个月，打开塔体的检修人孔检查塔内状况，塔内无结晶结垢，系统运行正常。

总结这次整改的经验可知，有3个问题：1）在吸收塔内引入了钙离子；2）脱硫浆液交换量不足；3）选用的工业水水质差。对于石灰石/石灰-石膏湿法脱硫系统，为了防止结晶结垢现象，除了严密控制石膏的饱和度以外，还可以通过强制氧化、调节系统运行的pH值等方式控制石膏的饱和度。

1.1.3沉积结垢

湿法脱硫系统中，脱硫浆液是由多种固体颗粒形成的悬浮液，当系统结构设计不合理，搅拌不均匀，浆液流速过低时，会造成悬浮液固体颗粒沉积，形成沉积结垢。

在任何工程中都有沉积结垢现象，为了防止这种现象的产生，可以采用在设计中选择合理的流动速度、增加搅拌等方法。

1.2 结垢的防治

结垢的类型、结垢的形成，以及结垢的防治方法见表1。

2 系统腐蚀问题

石灰石/石灰-石膏湿法烟气脱硫系统中，主要在烟气吸收装置：烟气进口段、吸收段、烟气出口段会发生腐蚀。腐蚀方式主要有：化学腐蚀、电化学腐蚀、磨损腐蚀。

2.1 腐蚀类型的分析

（1）化学腐蚀

在一定的温度和湿度下，化学腐蚀的主要反应有：

反应式①的腐蚀主要发生在进、出口烟道；反应式②的腐蚀主要发生在吸收段；反应式③的腐蚀主要发生在烟气进口段、吸收段。由于脱硫循环液有在循环过程中被不断富积，当Cl－的浓度达到1×104mg/m3时，反应式③的腐蚀急速加剧，甚至于316L等耐腐蚀性能更好的合金钢也都不耐用。

表1 结垢类型、结垢形成及结垢的防治方法

（2）电化学腐蚀

在反应器内和烟气离开吸收塔至进入烟囱前的区段，由于环境潮湿，容易发生电化学腐蚀，主要反应式有：

（3）磨损腐蚀

磨损腐蚀主要是因为脱硫剂中的固体颗粒与塔体等设备的表面发生湍动磨擦，使设备表面层变薄，产生腐蚀。

2.2 防止系统腐蚀的方法

石灰/石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统中，主要是采用耐温、耐腐、耐磨、抗渗性能好的材料防止系统发生腐蚀，主要材料见表2。

表2 防止系统腐蚀的主要材料

在湿法脱硫系统中，应用比较广泛的是玻璃鳞片防腐层和玻璃钢管道，玻璃钢管道主要用于输送脱硫浆液；玻璃鳞片防腐层主要用于吸收塔内壁防腐等；施工中要严格按照喷砂打磨—底漆—防腐层—面漆的施工顺序进行检查，还需要对防腐面进行彻底检查，不能放过任何一个毛刺和空隙以及施工缝，更需要在施工中防腐飞灰等黏附到底漆层或防腐层中。

目前，还没有一种材料能够满足全脱硫系统的防腐要求，各种防腐材料都存在一定的局限性，在设计中需根据不同的环境条件选择不同的防腐材料。

[1]章超，钟莎.湿法脱硫技术问题探讨[J].广东化工，2010（37）.

[2]韩新奎，张斌.湿式石灰石-石膏烟气脱硫技术在电厂应用中探讨[J].广州化工，2010（8）.

[3]李玉兰，曹建保.石灰石-石膏湿法脱硫中结垢堵塞等问题的探讨[J].企业技术开发，2009（28）.

Analysis of Scaling Corrosion on Wet Process of Flue Gas Desulfurization System

YAN Xing-long
(Fujian Xinze Environmental Protection and Engineering Co., Ltd, Fuzhou 350002, China)

The wet flue gas desulfurization system is persecuted by the pipeline’s or the whole line’s scaling blocking corrosion factors, the desulfurization system can not run normally, when problems become serious, the system will be forced to stop processing. The desulfurization system’s factor of scale formation and corrosion is complex, so the solving method should be focused on the factor. The paper makes analysis on these problems.

desulfurization; scale formation; corrosion

X701.3

A

1006-5377（2011）10-0059-03