浙江省火电厂石灰石湿法烟气脱硫装置运行分析

乐园园，金东春，张 岩，曹志勇

（浙江省电力试验研究院， 杭州 310014）

浙江电网设备评估与运行分析

浙江省火电厂石灰石湿法烟气脱硫装置运行分析

乐园园，金东春，张 岩，曹志勇

（浙江省电力试验研究院， 杭州 310014）

对 2009 年浙江省内火电厂石灰石湿法脱硫装置的运行情况进行了分析，重点介绍了系统的主要运行参数调控、经济性、脱硫废水处理以及化学分析现状。通过调研评估，认为浙江省内火电厂在脱硫运行参数调控上总体不错， 经济指标良好，但个别厂在吸收塔 pH 值、 GGH 差压控制等方面存在一些问题，建议在今后的运行和改造中予以解决。

石灰石湿法；脱硫装置；运行；分析

石灰石湿法脱硫是技术成熟、高效的脱硫方法，目前已全面应用于燃煤电厂，成为我国电力行业减排 SO2的主要手段。截至 2009 年底， 浙江省内 19个主力燃煤电厂中已投运石灰石湿法脱硫装置 32套。近年来，为了提高脱硫装置的投用率和效率，浙江省内火电厂进行了多项设备改造和运行优化，并取得了一定的经验和成果。为了更好地了解浙江省内当前湿法脱硫系统的运行情况，对省内部分湿法脱硫装置开展了专项评估，评估内容主要包括脱硫参数设置和运行合理性、脱硫运行经济性、脱硫废水的处理以及脱硫化学分析这4个方面。

本次调研的 32套石灰石湿法脱硫装置中，有 11 套系统须执行 95%的脱硫考核效率， 其余均要求 90%~92%。这些电厂 2009 年间燃用的煤种基本稳定，其中4个电厂燃用煤种的平均硫份接近或超过 1%，3 个厂在 0.5%左右， 其它都在0.7%~0.85%之间。 历史曲线表明， 大部分厂烟道入口 SO2浓度在 1 000~3 000mg/m3范围内波动，个别厂波动范围较大， 低至 500 mg/m3， 高的达到 4 000mg/m3， 短时有超过设计的情况。

1 运行参数分析

1.1 吸收塔 pH 值

除 1台炉因供浆调阀故障，对 pH 值只能采用人工调节方式外，其它脱硫系统都采用自动方式。 大部分系统的 pH 值设定和运行范围都较窄，基本在 5.2~5.4， 有个别厂范围较宽，低值至4.5， 高值达 5.8。 对照设定和运行值，大部分系统实际 pH 值与设定 pH 值跟踪情况较好， 两者偏差一般在 0.2 以内， 说明自动调节品质良好。

1.2 吸收塔浆液密度

浆液密度大部分控制在 1 100~1 130 kg/m3，个别相对偏低的设定在 1 080~1 120 kg/m3， 最低达到 1 060 kg/m3， 个别偏高， 接近或超过 1 150 kg/m3。 密度控制过低或过高时， 相应石膏水分超过 10%的较多。 高密度还会使系统堵塞和结垢的风险加大。鉴于吸收塔密度值的准确性对运行控制的影响较大，大部分厂都对吸收塔在线表计每日进行一次人工比对。通过及时校准，使吸收塔密度计的偏差基本控制为 20 kg/m3。 调研中曾发现某厂 2号吸收塔浆液密度 DCS显示值比实测值高 60 kg/m3， 如此大的偏差已使在线表失去监测意义，需要及时校准表计或换型改造。

1.3 吸收塔液位

吸收塔液位控制的总体情况比较理想，大部分液位波动小于 80 cm，但液位偏低的较多，如有些系统吸收塔溢流口高度为 8.5m， 而实际运行液位在 6.85~7.81m。由于泡沫的影响，只能将吸收塔液位控制较低，对这些系统可考虑使用消泡剂。

1.4 吸收塔化学分析参数

大多数系统的吸收塔 Cl-在 10 000 mg/L 以下， 有 2 个厂在 15 000mg/L 左右， 主要与这 2个厂目前脱硫废水需要处理后外排，系统处理容量受限有关。 一般塔内 CaCO3和石膏均小于 3%，有个别系统超过该值， 且含量最高曾超过 20%，主要原因是系统供浆阀故障无法投自动，石灰石加入过量。由于汽蚀腐蚀、叶轮磨损，循环泵出力较投运初期有不同程度下降， CaCO3含量较投运初 期 有所升 高 的 现 象较普 遍 。 CaSO3·1/2H2O 目前均在 0.5%以下， 说明氧化风容量足够。

1.5 增压风机入口压力

增压风机调节大多采用自动控制方式。除有1个厂采用旁路挡板压差控制方式外，其它都采用风机入口压力控制。增压风机设备目前主要有3类：动叶可调的为大多数，少量为静叶可调、变频和水阻调速。从增压风机前的负压实际波动情况看，无论采用何种风机型式，在升降负荷和平稳负荷时，增压风机入口压力都能控制在要求范围内， 波动一般在－600~＋300 Pa，个别厂低至－800 Pa。 采用挡板压差控制方式时， 由于设置人工偏置， 炉与炉之间差异较大， 高的大于－500 Pa， 低的－200 Pa， 低负荷下如偏置始终设置较大则经济性欠佳。评估中均未发现因负压调整失衡对主机产生严重影响的情况。

1.6 GGH（气-气换热器）压差

脱硫系统中绝大部分有 GGH 配置。 多数压差可控制在单侧 550 Pa 以下， 但有几台 300 MW机组出现单侧大于 1 000 Pa 的情况。 目前各厂都采用多种方式相结合的吹扫方式，大部分主吹扫采用压缩空气， 一般每班 1~2 次， 有 1 个厂已实现连续吹扫；有3个厂用蒸汽代替压缩空气。高压水冲洗均作为辅助方式，大部分厂采用在线冲洗， 基本保持每月 1~3 次， 有 3 个厂每月 1 次离线冲洗，也能满足要求，不影响投用率。个别单侧差压大于 1 000 Pa 的用在线冲洗无法缓解， 当增压风机等出力受影响时，还需要进行离线人工冲洗。从效果看，压缩空气定期吹扫前后的压差变化大多不明显，这一方式显然只能缓解新尘垢的形成，而连续吹扫的效果则更好。压差难以降低的原因主要与 GGH 本身的构造有关，如换热片较厚密、冲洗不全面等。目前这些厂正在逐步进行吹扫冲洗方式的调整，并对换热片改造作可行性研究。

1.7 制浆参数

从日常自测数据看，石灰石来粉基本能满足要求， CaCO3纯度都大于 90%， 63 μm 过筛率大于 90%， 45 μm 过筛率大于 80%。 只有极个别厂能采用自动制浆，一般均采用手动控制。实际密度在 1 170~1 300 kg/m3， 均能满足吸收塔反应需要。石灰石浆液密度计堵塞情况较普遍，造成密度计数据可靠性受影响。日常比对偏差大多在20 kg/m3， 个别偏差 较大， 有的超 过 100 kg/m3。除了增加密度比对频次，有些厂已考虑对密度计增加在线定期冲洗以缓解表计堵塞的现状。

1.8 脱水参数

约有半数电厂对石膏饼厚度采用自动控制方式。 石膏含水率都能控制在 13%以下。皮带真空度大多在－60 kPa 以下， 个别已接近-80 kPa 的系因滤布脏污而需要更换。 石膏厚度基本控制在20 mm左右，但有些监测值较实际偏小，或数据波动大，这种情况多半是由于厚度仪探头位置靠前，检测的部位有时并不是全干石膏，当有流动过来的浆液时会对监测值产生扰动，因此要调整探头位置。石膏黑度方面，个别厂表层较黑，一般与电除尘效果不佳、烟尘影响或石灰石品质不佳有关。 在石膏利用中对 Cl-含量没有要求的电厂，从系统水平衡考虑可以不投用滤饼冲洗。

2 经济性分析

2.1 设备节能运行

在保证 SO2排放达标的前提下， 根据负荷和进口 SO2浓度的变化情况， 选择投运不同的循环泵台数及不同高度的喷淋层，以达到脱硫系统经济运行的目的，已成为采用最多的节能方式。目前有近半电厂进行过该试验， 但实际采用 SO2质量流量为依据的并不多，运行人员基本凭经验和对负荷的预测及综合效率现状决定泵组的启停。硫份低的厂基本可长时间停运低扬程泵，而硫份偏高同时考核效率又为 95%的厂则基本不具备停运条件。在启停泵较频繁的厂中出现过最底层循环泵对应喷嘴结垢较多，而其它系统尚未出现普遍结垢的情况。循环泵组合运行可能使管道喷嘴结垢堵塞的问题还有待观察。

增压风机节能目前主要依靠风机自身的节能型式，如变频风机在低负荷下节能效果明显，水阻调速启用时也有一些效果。部分电厂对增压风机与引风机串联运行的方式做过试验，但都未付诸应用，仍采用增压风机前负压定值控制。采用旁路挡板压差控制调节增压风机出力，根据负荷调整差压设定值，但由于引入人工偏置未能和引风机及时匹配。有个别增压风机前负压偏大，低负荷下不经济。

部分采用氧化风机两用一备方式的电厂进行了氧化风机停运试验，但只有1个厂因进口硫份较低，可采用1台运行的方式，其它都沿用开启2台的做法。其主要原因为氧化风机调节裕量较小，如为节能停用1台，在负荷波动时可能会出现需频繁启停的现象，会影响6 kV 电气设备的寿命。

2.2 电耗、 粉耗、 水耗

在脱硫厂用电率方面， 以 125 MW 机组且 2炉 1 塔、 有 GGH 的厂为最高， 达 1.8%左右， 其次是 300 MW 机组且 GGH 压差控制差、增压风机出力较高的， 厂用电率在 1.4%左右。 其它厂基本在 1%~1.2%，同类型系统间差异不是太大。

从石膏分析数据统计结果看， Ca/S 基本能控制在设计值的 1.03 水平， 个别厂出现异常偏高的原因是供浆自动无法投用， 塔内 CaCO3过量而导致石膏中 Ca/s相应偏大。 “吨 SO2脱除量粉耗”基本在 2.1~2.2 t/t左右。 因为实际统计的是石灰石量，因各厂每批次石灰石粉纯度、细度和活度可能存在差异，所以同类系统粉耗略有差距也属正常。

各厂在脱硫系统的节水方面也开展了一些工作，主要是针对设备用水的回收和废水用作脱硫工艺水。大部分厂的增压风机、循环泵冷却水基本都回收至工艺水箱，或和轴封水经区域浆池回到吸收塔。个别厂将氧化风机冷却水排入地沟，造成一定浪费。利用废水作工艺水的厂尚不多，有的厂利用生活污水作脱硫工艺水，正常时每月可利用 15 000 t污水， 有的厂将二类废水处理后回用到脱硫工艺水，也有个别厂将渣溢水处理后部分回用到工艺水箱， 回用量约占所有用水的 1/3左右。从实际运行情况看，在相应的控制条件下，废水引入脱硫系统都未对系统运行造成大的影响，因此废水用作脱硫工艺水是有前景的。那些设备用水回用措施较多且有废水利用作工艺水的系统， “吨 SO2脱除量水耗” 明显比同类系统低， 在 20 t/t左右。水耗值大于 30 t/t的系统与无 GGH 配置有关。有的厂因地下管路存在泄漏，统计水量大于实际使用量，也存在部分点位流量计不准确造成统计数据偏差。

3 脱硫废水的排放处理

除4个厂外，其它发电厂在设计的脱硫系统中都配置了废水处理装置，且处理模式相同，采用中和、絮凝、澄清工艺，调整 pH 值，去除重金属、有机硫。这些系统运行一段时间后普遍出现进水含固态量较高，使澄清器、污泥泵、板框压滤机污泥处理设施负担加重，石灰乳加药系统容易堵塞，导致设备故障率较高，以致电厂只能停运废水处理系统，转而寻求别的排放方式。目前只有2个厂的废水是经处理后直接排放 （到河或海），其余的都进入渣水闭式循环系统或水力冲灰渣系统。

从排放效果看，随灰渣一同排入海边灰场或山谷灰库，初步反应沉降后以渗透水形式排放，灰场渗透水指标都能达到一级排放标准。排入渣脱水仓的电厂中出现了淅水元件堵塞影响析渣的情况。出现这种情况的原因主要有 2 个：一是这些厂脱硫废水相对整个渣系统循环水量和补水量偏大， 例如某厂有 4 台 600 MW 机组， 脱硫废水约30 t/h， 瞬间排入渣系统， 细小发粘的颗粒物集中进入后，很快将脱水仓元件堵塞；二是排入位置的影响，直接进入脱水仓分配槽问题较多，如果先进冲渣沟再排入脱水仓，就会有一个预混合的过程，水质得到均调缓冲，排入后造成堵塞的影响就较小。目前这些厂都在进行试验改造，通过增加预沉池，降低废水含固率。

4 脱硫化学分析

脱硫化学分析对象和项目较多，包括石灰石粉、石灰石浆液、吸收塔浆液、石膏、旋流站溢流和底流、工艺水及废水等几方面。各厂对前4项分析开展较多， 个别厂因缺少药剂而未对 Ca-SO4·2H2O 进 行 测 试 ， 也 有 电 厂 只 在 三 产 实 验 室开展石灰石粉细度、石膏纯度分析。分析频次方面，大部分电厂对在线 pH 计和密度计的比对为1 次/日， 个别 1~2 次/周， 有些厂则将密度比对的工作划归运行。吸收塔浆液中各项指标的检测基本都能达到至少 1 次/周。 据了解， 这些表计比对和周期分析数据都能通过各种渠道及时提供给运行人员，为运行人员提供参考。在调研中还发现个别吸收塔浆液取样管频繁堵塞，导致无法开展浆液分析，需要通过改造尽快恢复。

5 存在问题和建议

（1）部分电厂 pH 值的运行范围偏大， 对脱硫系统运行较为不利。主要表现为石灰石浆液加入量瞬间波动， 容易诱发进入盲区， 同时 CaCO3含量不易控制在经济范围。建议这些电厂通过试验进行细化微调， 确定相对较小的 pH 值运行范围， 在 pH 值自动调控可靠的情况下，可减少人为的主观调控。

（2）从 CaCO3的利用和 CaSO3的氧化效果考虑，建议吸收塔液位控制偏低的厂进行上调试验，查找并消除泡沫突出现象，同时也可选用合适的消泡措施，再将液位上调。

（3）GGH 差压上升较快以致需离线冲洗处理已成为影响脱硫投用率的主要因素。建议电厂结合 GGH 的结构特点以及其它厂在差压控制中的经验，进行吹扫和冲洗方式的调整，同时进行换热片改造的可行性论证，使差压能控制在相对理想的范围。

（4）脱硫系统在线 pH 计、 密度计的可靠性应受到重视。目前有些电厂表计偏差较大，一方面与表计选型有关，希望仪控人员能通过调研、交流加以改进；另一方面也与管道、表计冲洗不足以致堵塞频繁有关，应该考虑增加冲洗或优化表计安装位置。日常的比对很有必要，有些电厂每周一次偏少，应视情况加大频次。

（5）应制定恰当的经济运行条件。如循环泵、氧化风机的启停条件，包括通过试验得到可操作的负荷工况范围。允许停运时间要通过试验确定，防止停运时间太长造成喷淋层管道、喷嘴堵塞；停泵后的设备维护保养也应加以规范，如循环泵长期停用后（如 24 h）， 应先冲洗泵体和管道后再注水启泵，以保护机械密封；要注意设备定期切换。

（6）脱硫废水排入冲灰渣水是可行的。 排入渣水闭式循环系统时应考虑水量、含固率以及缓冲能力，先降低含固量如预沉，再补入渣水比较好。此外监测和跟踪受纳水体的水质变化情况很有必要。为观察评价设备结垢以及腐蚀情况，在一些部位可以采用挂片试样。

（7）脱硫化学分析项目、 频次应根据系统的实际情况进行合理调整，如在线表计可靠性变差时应加大频次。建议电厂对石灰石粉和石膏指标全面分析，这对掌握石灰石粉品质、石膏纯度现状，分析脱硫运行异常很有帮助。

6 结语

浙江省内电厂在运的 32套湿法脱硫系统2009 年运行情况的分析表明， 脱硫运行参数的调控总体上是不错的，在负荷或煤种硫份变动情况下，pH 值和增压风机入口压力等几个重要参数均能平稳调控，同时采取了各项措施以缓解GGH 压差上升， 这些对于保证脱硫效率、脱硫投用率以及主机和脱硫系统的安全运行至关重要。在满足环保要求的同时，开展各项探索，降低脱硫装置运行能耗，经济指标良好。脱硫废水引入渣水系统较好地解决了废水的出路。鉴于设计上的差异、设备配置的优劣以及调控方式的不同，脱硫系统运行中尚存在一些问题，需要今后通过优化和改造加以解决。

[1]曾 庭 华.湿 法 烟 气 脱 硫 系 统 的 调 试 、 试 验 、运 行[M].北京：中国电力出版社，2008.

[2]林朝扶，陈显辉.石灰石—石膏湿法烟气脱硫系统运行优 化 分 析[J].广 西 电 力 ，2007，30（4）∶53-57.

[3]周祖飞.燃煤电厂烟气脱硫系统的运行优化[J].浙江电力，2008（5）∶41-44.

（本文编辑：龚 皓）

Operation Analysis ofWet Limestone FGD System s in Zhejiang Thermal Power Plants

LE Yuan-yuan，JIN Dong-chun， ZHANG Yan，CAO Zhi-yong
（Zhejiang Electric Power Testand Research Instiute， Hangzhou 310014，China）

This paper analyzes operation condition of wet limestone FGD systems in Zhejiang thermal power plants in 2009 and introduces the current situation of operation parameters regulation，operation economy，waste water treatment and chemical analysis.The results of investigation and assessment show that the desulfurization operational parameters regulation is satisfactory in general and economic indicators are excellent in the thermal power plants in Zhejiang province.However， some plants have the problems involving absorption tower pH value， GGH differential pressure control etc， which are expected to be solved in the future operation and retrofit.

wet limestone； FGD； operation； analysis

X701.3

： B

： 1007-1881（2010）07-0053-04

2010-02-03

乐园园（1971－）， 女， 上海人， 高级工程师， 主要从事电力环保监督工作。