火电烟气脱硫效率低的常见原因分析及对策

2014-02-09于桂平王宏亮陈姝娟许月阳

电力科技与环保 2014年3期

张荀，于桂平，王宏亮，李兵，陈姝娟，许月阳

(1.国电科学技术研究院，江苏南京 210013;2.南京工业大学，江苏南京 210009)

0 引言

随着环保新的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223－2011)的实施，作为全球第一大污染物的SO2排放限值又一次降低，成为全球最严标准［1］。火电厂如何在工程减排成果的基础上继续上一个台阶，实现向管理减排的顺利过度，脱硫效率直接决定出口排放浓度，是不可忽视的关键指标，工艺系统复杂，影响脱硫效率的因素比较多，各因素之间又存在相互影响。本文从脱硫外部输入条件、运行及设备等方面分析脱硫装置效率不高的原因，并提供解决办法和对策［2］。

1 系统输入影响分析及对策

1.1 脱硫输入烟气条件变化分析及对策

1.1.1 入口烟气中 Cl－、F－含量高

入口烟气中HF、HCl含量高，导致进入脱硫浆液Cl－、F－含量高。氯在系统中主要以氯化钙形式存在，去除困难，影响脱硫效率，后续处理工艺复杂，在运行中应通过严格控制工艺水中的Cl－含量，及时排放废水废水，以保证系统中Cl－含量。F－会形成氟化物包裹吸收剂，阻止其进一步溶解，降低吸收剂利用率，影响系统脱硫效率。

1.1.2 入口烟尘浓度高

飞灰进入浆液会阻碍SO2与脱硫剂的接触，降低了Ca2+的溶解速率，并不断溶出的一些重金属会抑制Ca2+与 HSO－3的反应。脱硫输入烟气的烟尘含量持续超过设计允许量，50% ～70%的飞灰会被洗涤下来，与吸收剂相互包裹夹杂，降低脱硫效率，甚至引起喷嘴堵塞、设备磨损。电厂可以通过优化除尘器运行和除尘器升级提效改造，确保除尘器出口烟尘浓度满足新的标准要求。一般情况下，脱硫系统运行入口烟尘安全浓度应小于200mg/m3，最好能低于100mg/m3。

1.1.3 入口烟温偏高

脱硫系统入口烟温对SO2吸收也有重要影响，吸收温度降低时，吸收液面上SO2的平衡分压降低，有助于气液传质。进入吸收塔烟气温度越低，越利于SO2气体溶于浆液，形成HSO－3，即：低温有利于吸收，高温有利于解吸。将烟气冷却到60℃以下再进吸收塔最为适宜，较高的吸收操作温度，会使SO2的吸收效率降低。当烟温过高时，可通过开启事故喷淋系统降低烟温后进入脱硫塔。

1.2 脱硫用吸收剂品质影响分析及对策

分析发现，部分电厂所采用的石灰石纯度低于90%，不符合规范要求，加之SiO2含量高，石料坚硬，大大增加了磨制困难，湿磨系统出力低、物料粒度粗，同样液气比和钙硫比条件下，脱硫效率会下降。石灰石颗粒越细，其表面积越大，反应越充分，吸收速率越快，石灰石的利用率越高;碳酸钙有效含量越高，活性越好。一般最低要求为90%通过250目筛，石灰石CaCO3纯度一般要求为大于90%。

加强吸收剂采购控制、调整优化制备运行过程，确保吸收剂可磨系数、磨制粒径、过筛率、活性等关键参数控制，对确保脱硫运行效率非常重要。

2 运行参数控制分析及调整措施

2.1 有效液气比低

烟气进入吸收塔后，自下而上流动，与喷淋而下的石灰石浆液雾滴接触反应，接触时间越长，反应进行得越完全，对脱硫越有利。但二氧化硫与吸收液存在气液平衡，液气比［3］超过一定值后，脱硫效率将不再增加。

2.1.1 有效液气比低的原因

目前，脱硫系统运行过程中，引起运行有效液气比降低而导致脱硫效率下降的主要原因有以下3种情况：

(1)煤质变差。2008年以来，国内许多脱硫因机组燃煤变化，掺烧等原因，热值、硫分变化，导致脱硫入口烟气量和二氧化硫浓度增加，导致实际液气比降低，脱硫效率下降。

(2)循环泵实际出力不足。因循环泵选型缺陷或运行叶轮磨蚀等原因造成出力不足，循环浆液流量不够，实际液气比下降，脱硫效率下降。

(3)喷淋层、喷嘴设计选型缺陷。部分吸收塔喷嘴设计不合理，尤其是吸收塔近塔壁一圈喷嘴设计选型不当，导致吸收塔壁流现象严重，实际液气比下降。此外，也有喷淋层管路设计不合理，到达各个喷嘴的流量和压力不均匀，雾化效果不一，吸收塔断面各处烟气流速差别较大，局部液气比差别大，影响脱硫效果。

(4)塔内烟气分布不均匀。塔内烟气分布不均匀、近塔壁烟气逃逸也是运行中有效液气比降低的主要原因之一。

2.1.2 调整对策

(1)如果机组低负荷长期投运，则可通过选择投运不同循环泵或其组合运行，优先高位泵运行，有利于烟气和脱硫剂充分反应，相应的脱硫效率也高。而当SO2浓度或烟气量增加时，为保证较高的脱硫效率，可加开一台循环泵保证足够的液气比，实现高效率脱硫。

(2)通过加入脱硫调质剂(如无机或有机调质剂)调质［5］，既可以弥补吸收剂活性较弱的缺点，适当降低液气比，同时还可以提高脱硫效率，也可以通过运行适当提高、补充吸收塔石灰石浆液含量，适度控制吸收塔高密度运行等方式来达到提高脱硫效率的问题。

(3)当烟气分布不均匀时，可通过增加倒流板及塔壁导流结构实现流场均匀以提高各点平均有效液气比。

(4)当燃煤硫分或烟气量增加超过吸收塔调整或添加剂调节范围，则只能进行系统增容。

2.2 pH 值过低

浆液的pH值是脱硫的重要运行参数，一方面pH值影响SO2的吸收过程;另一方面pH值还影响石灰石、CaSO4·2H2O、CaSO3·1/2H2O的溶解度，溶解度的变化会形成液膜阻碍进一步反应。

当进入吸收塔的烟气量、烟气中的SO2含量以及石灰石品质、石灰石浆液浓度发生变化时，吸收塔浆液的pH值亦会随之发生变化。为保证脱硫装置的脱硫效率并为防止SO2吸收塔系统的管道发生堵塞，此时吸收塔浆液的pH值应在最佳范围。吸收塔内浆液的pH值是通过调节进入吸收塔的石灰石浆液流量来控制的。

2.3 Ca/S 调整不当

在保持液气比不变的情况下，Ca/S增大，吸收剂的量相应增大，会使浆液pH值上升，进而加快中和反应速率，提高脱硫效率。但由于吸收剂的溶解度较低，其供给量的增加将导致浆液浓度提高，引起吸收剂过饱和聚集，最终使反应表面积减小，影响脱硫效率。实践证明，吸收塔的浆液浓度在20% ～30%，Ca/S在1.02～1.05 之间为宜。

2.4 浆液浓度低

为保证脱硫效率和系统的安全运行，需要从吸收塔底部的浆液池中排放浓度较高的石膏浆液。循环浆液池浆液浓度过高，将会造成管路的堵塞。浆液中既有一定浓度的石膏，也有一定浓度的石灰石。排放量过大，会导致浆液中石灰石浓度下降，脱硫效率和石灰石利用率降低，副产品石膏品质恶化，严重时还会导致脱硫装置因吸收塔液位过低而停运。为此，需对吸收塔排出的石膏浆液流量进行调节，保证浆液停留时间。

2.5 石膏氧化不好

脱硫运行中如果实际参与反应的氧化空气量不足，则浆液中大量的亚硫酸钙未能转化成硫酸钙，则SO2向液相的溶解扩散速度减缓，脱硫效率会下降。硫分波动大，部分时间内处理硫总量增高较多会导致氧化倍率偏低，风量不够，这种情况在许多电厂普遍存在。可以通过增开备用氧化风机，或增设氧化风机来解决。也有部分电厂，风机运行一段时间后效率下降，出力不够，主要是设备选型及检修的问题。此外，也有设计上不合理导致氧化效果不好的情况，如氧化空气的分配与搅拌设计配合不好，导致氧化空气分配不均匀，氧化效果差的情况，这就需要结合吸收塔浆池结构特点、氧化风配置形式、搅拌方式等综合考虑、优化设计解决。

3 设备及仪表影响分析及措施

3.1 仪表不准，对运行无法有效监控

SO2测量仪、pH计等仪表测量不准确，数据漂移，对脱硫设施的运行调整起不到有效的监控和调节作用。

石灰石浆液的供浆量由吸收塔入口、出口烟气中SO2的含量来确定。若SO2测量仪不准确会导致供浆量过多或不足，最终引起脱硫效率下降，石膏碳酸钙含量高等问题。

烟气中SO2与吸收塔浆液接触后发生如下一些化学反应：

从以上反应历程不难发现，高pH值的浆液环境有利于SO2的吸收，而低pH值则有助于Ca2+的析出，二者互相对立。pH值6时，二氧化硫吸收效果最佳，但此时易发生结垢，堵塞现象。低的pH值有利于亚硫酸钙的氧化，石灰石溶解度增加，却使二氧化硫的吸收受到抑制，脱硫效率大大降低，当pH=4时，二氧化硫的吸收几乎无法进行，且吸收液呈酸性，对设备也有腐蚀。一般pH控制在5～6之间，具体最合适的pH值应在调试后得出。如果pH计测量不准，会导致供浆量过多或不足，引起脱硫效率下降。因此，计量仪表在使用时要保证校正准确，平时要加强维护，冲洗干净，经常校正，以保证测量值准确。此外，电厂应加强化学分析工作管理，通过及时的化学分析对脱硫设施的运行及表计进行运行监督。