影响湿法脱硫效率的因素分析

崔鹏飞，王明旗

（山西漳泽电力股份有限公司漳泽发电分公司，山西 长治 046021)

影响湿法脱硫效率的因素分析

崔鹏飞，王明旗

（山西漳泽电力股份有限公司漳泽发电分公司，山西 长治 046021)

针对某公司脱硫系统脱硫效率逐渐下降的现象，查找脱硫系统运行和检修过程中存在问题，分析影响脱硫效率的因素，指出各因素对脱硫效率的影响，并提出提高脱硫效率的方案措施和改造建议，确保达到良好的脱硫效果。

湿法脱硫；脱硫效率；吸收塔浆液

某发电分公司4台机组脱硫系统均采用目前最成熟的石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺，一炉一塔设计，处理烟气量为1 006 810 Nm3/h，3，4号脱硫烟气入口SO2浓度为2.1 %，5，6号脱硫烟气入口SO2浓度为1.8 %。此脱硫系统由中电华益实业环保设计有限公司自主设计和安装，分别于2006年10月和2008年6月投运。在运行过程中，该系统的脱硫效率越来越难达到设计要求，烟气系统出口SO2浓度难以控制，影响脱硫系统的经济运行。对此，根据脱硫系统的运行调整情况和设备状况，分析和总结了影响脱硫效率的因素，并根据影响因素采取了相应的控制措施。

1 影响脱硫效率的因素

影响脱硫效率的因素很多，如吸收塔浆液pH值、浓度、Cl-含量、CaSO3·1/2H2O含量等，同时液气比、入炉煤含硫量以及吸收塔液位、CRT (阴极射线管显示器)显示的准确性，CEMS(烟气排放监测系统)传输数据的准确性等因素也将直接影响脱硫系统的运行。控制好吸收塔内的化学反应条件是提高脱硫效率的有效措施，保证系统和设备正常运行，如浆液循环泵、氧化装置以及搅拌装置等，是提高脱硫效率的有效途径。

1.1 吸收塔浆液pH值

吸收塔浆液pH值是石灰石湿法烟气脱硫系统的重要运行参数。浆液pH值升高时，一方面会由于液相传质系数增加，使其对SO2的吸收速率增大；另一方面，由于在pH值较高的情况下，脱硫产物主要是溶解度低的CaSO3·1/2H2O，且随着SO2被吸收，浆液pH值逐渐下降。CaSO3·1/2H2O的增加在石灰石颗粒表面形成一层液膜，而液膜内部CaCO3的溶解又使pH值升高，其溶解度的变化使液膜中CaSO3·1/2H2O析出并沉积在石灰石颗粒表面，形成一层外壳使石灰石表面钝化。钝化的外壳阻碍了石灰石的继续溶解，抑制了吸收反应的进行，导致脱硫效率下降。浆液pH值降低，则SO2的吸收速率下降幅度减缓；当pH值降至4.0以下时，浆液几乎不再吸收SO2。

1.2 吸收塔浆液浓度

吸收塔浆液浓度的持续升高，会逐渐减小CaSO3·1/2H2O与O2的接触机会，压缩氧化时间和空间，使得石膏浆液中CaSO3·1/2H2O含量慢慢增加，并沉积在石灰石颗粒表面形成一层包膜，使石灰石溶解度降低，浆液pH值逐渐下降。pH值下降会增大供浆量，导致浆液浓度提高，石灰石过饱和凝聚，最终使参加反应的石灰石表面积减小。

1.3 吸收塔浆液中的Cl-

浆液中的Cl-对石灰石的消溶有明显抑制作用。吸收塔浆液中的Cl-浓度及杂质的增加，改变了脱硫系统的理化性质，影响塔内化学反应的正常进行和石膏晶体长大。浆液中Cl-与Ca2+生成CaCl2，因离子效应导致液相的离子强度增加，从而阻止了石灰石的消溶反应。浆液中Cl-主要来自燃煤中的氯，浆液生成的CaCl2通过影响H+的活动强度来降低脱硫剂的碱度，进而影响脱硫效率。

1.4 吸收塔浆液中的CaSO3·1/2H2O

吸收塔浆液中CaSO3·1/2H2O含量高会抑制吸收反应的进行，导致脱硫效率和石灰石利用率下降。当CaSO3·1/2H2O含量逐渐升高时，浆液pH值会逐渐降低。为了维持pH值，运行人员会不断增加供浆量；吸收塔浆液连续在高pH值工况下运行，会抑制CaSO3·1/2H2O的氧化和碳酸钙的溶解。

2009年1月，3，4号机脱硫系统CaSO3·1/2H2O含量持续超标，4号机脱硫系统CaSO3·1/2H2O含量最高达到9 %， pH值难以维持，脱硫效率下降，脱水系统无法正常投运，只得通过向除灰系统排放不合格浆液、连续置换来维持系统运行。经分析，造成CaSO3·1/2H2O含量高的因素较多，主要有以下几点。

(1) 入炉煤含硫量高。为了保证出口SO2浓度符合环保要求，需要不断提高供浆量，维持高pH值，导致浆液中CaSO3·1/2H2O含量逐渐升高。

(2) 吸收塔液位。2009年1月，4号吸收塔CaSO3·1/2H2O持续超标，吸收塔液位显示为12 m以上。就地测量吸收塔实际液位只有8.4 m，吸收塔液位过低使氧化装置距液面没有足够的浸没深度，导致氧化空气在浆液中的停留时间短，CaSO3·1/2H2O氧化不充分，造成CaSO3·1/2H2O含量升高。液位校对正确后，CaSO3·1/2H2O含量逐渐下降。

(3) 氧化装置的设计。在采用管网喷射式的基础上，氧化风管3根配管的末端分别装有1根长1 m的向下开口的管子。当氧化空气系统运行时，大部分氧化空气从末端的管子排出，造成CaSO3·1/2H2O氧化不充分。

(4) 搅拌器的设计。3，4号脱硫系统设计2层推进式搅拌器，下层4台相对安装，上层2台相对30°安装。在运行过程中搅拌器分别向两边扰动，可增加氧化空气在浆液中的停留时间、氧化空气的均布和浆液的悬浮能力。但施工过程中没有按设计要求安装，上层2台搅拌器相对安装没有任何角度。在实际运行过程中，没有安装搅拌器的两侧出现盲区，尤其是氧化装置配管末端的管子处，浆液浓度低，氧化空气在浆液中的停留时间缩短，不能和CaSO3·1/2H2O充分接触氧化，影响氧化效果。

1.5 液气比

液气比是再循环吸收浆液或溶液的流量和吸收塔出口烟气流量的比值，它决定了液体吸收酸性气体的表面积。提高液气比能增大吸收塔内浆液的喷淋密度及液气间的接触面积，提高对SO2的吸收速率及脱硫效率。

在脱硫系统运行过程中，液气比会逐渐达不到设计要求，影响液气比的因素有以下几点。

（1） 烟气中的灰尘含量高，堵塞浆液循环泵入口滤网。当高温烟气遇到下落的喷淋浆液阻力后，烟气中的灰尘与喷淋浆液中的石膏会堆积在吸收塔入口干湿界面处。当堆积物达到一定数量时，会掉入吸收塔浆液中被循环泵吸附在入口滤网上，堵塞滤网，造成循环泵流量下降、循环泵气蚀、液气比降低。2010年3月，3号脱硫系统停运以后，检查发现循环泵入口滤网堵塞在70 %以上，且堵塞物比较坚硬，检修人员需使用钝器才能清理干净。

（2） 循环浆液喷淋层支管断裂或喷嘴堵塞。2010年3月，3号脱硫系统停运以后，检查浆液循环喷淋喷嘴，有部分堵塞，堵塞物主要是从循环泵进出口管道上脱落的衬胶碎片，造成从喷嘴到主管道的支管全部结垢堵死，不容易清理。2012年8月，5号脱硫系统停运后，检查浆液喷淋层，有部分支管断裂和变形。

（3） 浆液循环泵气蚀。3，4号脱硫系统停运以后，分别检查其浆液循环泵，发现叶轮叶片均变小且表面呈蜂窝状，其中3，4号脱硫系统的4号浆液循环泵最严重。在管网喷射式的基础上，3，4号脱硫系统的氧化空气系统在3根配管的末端设计了1根长1 m的向下开口的管子。当搅拌器运行时，氧化空气就会随着浆液进入4号浆液循环泵；当浆液循环泵吸入空气超过3 %(体积)时，泵的效率、扬程、流量陡降，加剧了泵的气蚀。

1.6 烟气中灰尘含量

燃煤市场变化较大，购入的入炉煤参差不齐。燃煤灰分在2012年1月至5月平均为36.3 %，最高达到45.7 %。由于3，4，5号机组袋式除尘器投产运行已超过30 000 h，滤袋破损严重，通过袋式除尘器的大部分灰尘留在了吸收塔浆液中。浆液中的灰尘在一定程度上阻碍了石灰石的消溶，降低了石灰石的消溶速率，导致浆液pH值下降。当pH值降至5.1时，烟气中F-和Al3+化合成复合物，形成包膜覆盖在石灰石颗粒表面，使石灰石活性下降，利用率降低，脱硫效率下降。同时灰尘中的重金属离子会抑制Ca2+与HSO3-的反应，进而影响脱硫效率和石灰石的利用率。

1.7 CRT画面显示参数

吸收塔浆液pH值、浓度以及吸收塔液位在CRT画面上显示的准确性直接影响运行人员对系统的调整。pH值显示不准确影响运行人员调整供浆量，影响系统能耗；浆液浓度显示不准确，影响脱水系统的正常投运和吸收塔内的氧化反应；吸收塔液位显示的不准确，容易造成CaSO3·1/2H2O氧化不充分，浆液循环泵气蚀。

1.8 CEMS传输数据

CEMS传输不准确将导致控制系统或人为判断出现问题，影响脱硫效率。当SO2显示偏高时，需要不断输送石灰石浆液才能维持出口不超标，系统能耗升高，脱硫效率降低。从环保部门检测站对脱硫系统每季度的实地测量结果可以看出：CEMS传输到CRT画面的数据高于测量值，会影响运行人员的正确调整。

2 提高脱硫效率的措施

2.1 控制吸收塔内的化学反应条件

为了保证吸收塔内浆液正常反应，提高脱硫效率，必须控制好吸收塔内的化学反应条件。控制吸收塔浆液pH值维持在5.4～5.6；吸收塔浆液浓度维持在10 %～15 %；CaSO3·1/2H2O含量不超过1 %；控制吸收塔液位在11.5～12.5 m，并尽量维持在12 m以上运行，以确保有足够的氧化空间，防止低液位运行浆液循环泵气蚀。

2.2 合理掺烧入炉煤，稳定调整供浆量

根据每日来煤情况，制定掺烧措施，合理制定掺烧比例，保证入炉煤硫分维持在设计值之内，避免大幅波动影响脱硫系统的运行。在供浆调整中，控制供浆量pH值为5.4～5.6，避免pH值大幅波动，影响吸收和氧化反应的正常进行。

当吸收塔CaSO3含量升高时，调整浆液pH值，控制出口SO2浓度在合格排放范围内。因3，4号脱硫系统之间可通过浆液抽出泵相互输送浆液，当CaSO3浓度超过1 %时，可以把不合格的浆液输送至另一系统的吸收塔进行氧化反应。控制浆液CaSO3含量在1 %以下，当CaSO3含量超过1 %且无法控制时，还可以通过向除灰系统排放浆液进行置换，直到吸收塔浆液CaSO3含量合格为止。

2.3 控制浆液中Cl-浓度

该发电公司没有设计专门的废水箱，当浆液中Cl-浓度过高时，可将旋流器顶流作为水力输灰系统的补水排至除灰系统，直到CI-浓度合格后回收。通过氧化风机向浆液中鼓入空气，加快SO2吸收的反应进程，增加H+的活性，有利于SO2的吸收，从而降低浆液中的Cl-浓度，提高脱硫效率。

2.4 及时更换袋式除尘器滤袋

2013年，该发电公司在机组脱硝改造期间将袋式除尘器滤袋全部更换，滤袋材质改为国内目前最好的100 %PTFE基布，面层50 %PPS+50 %PTFE混纺针刺，袋笼经过有机硅处理。更换滤袋后，经过168 h试运，并通过市环保监测站和山西电科院测试，除尘器出口浓度满足≤30 mg/Nm3的标准要求，除尘器出口灰尘排放合格。

2.5 改造和维护设备

2011年3月，该发电公司在3号机组等级检修期间对脱硫氧化空气系统进行了改造。将氧化风管材料更换为不锈钢，去掉了3根配管末端长1 m的向下开口的管子，在靠两侧的配管上加装了支管，增加了氧化装置的喷嘴数量。改造后，脱硫氧化空气系统的氧化效果明显增强，达到了预期效果，循环泵气蚀现象也大有改观。在3号吸收塔上层增加了2台搅拌器，解决了上层搅拌装置悬浮和分配能力不足的问题，增加了浆液悬浮浓度和氧化空气停留时间，使氧化空气和CaSO3充分接触，确保CaSO3氧化充分。更换变形和堵塞的喷淋管道以及气蚀严重的浆液循环泵，利用等级检修对泵入口滤网和出口浆液喷淋喷嘴进行清理，保证浆液循环泵正常运行。

2.6 制定定期化验制度

机组经过烟气脱硫改造以后，组建了专业的化验室，并逐步完善了日、周、月化验制度。通过实际化验数据与CRT显示进行比对，确保吸收塔浆液pH值、浓度显示正确，浆液中CaSO3·1/2H2O、Cl-浓度在规定范围内。减小CRT显示与实际值的偏差，并定期对CEMS标定和比对，确保CEMS的准确投运，起到正确指导运行调整的作用。

2.7 加强管理、定期培训

制定吸收塔液位定期校验、氧化装置定期冲洗、pH计定期冲洗等制度。严格执行巡回检查、设备定期切换制度，优化运行方式。定期对运行人员进行培训，对出现的问题进行总结和分析。加强理论知识和运行调整技能的培训，对系统和设备提出合理化建议并进行改造，确保系统安全、经济运行。

3 结束语

湿法脱硫系统工艺复杂，影响脱硫效率的因素较多，各种因素之间又互相影响。在电厂实际运行中，只有加强运行管理和设备维护资金投入，在运行调整中不断摸索，总结调整经验、相互交流，才能达到良好的脱硫效果。

2014-08-25。

崔鹏飞(1970-)，男，技师，主要从事除灰、脱硫专业的运行管理工作，email：cuiwen7073@sina.com。

王明旗(1968-)，男，技师，主要从事输煤、化学、除灰、脱硫的检修管理工作。