论火力发电厂湿法脱硫工艺系统及其检修维护

摘要：近年来，我国的现代化化工企业的发展迅速，随着全球经济的快速发展，环境问题越来越引起人们的关注。火电厂锅炉烟气中二氧化硫的排放量对空气环境质量有着极大的影响。石灰石湿法烟气脱硫是目前火电厂使用最广泛的一种，其脱硫过程反应速度快、脱硫效率高，综合经济性能较好，中国大多数火电厂均采用了石灰石湿法工艺进行烟气脱硫。文章针对石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术工艺流程及原理和在实际中的应用进行了简要的介绍和分析。

关键词：火力发电厂;湿法脱硫工艺系统;检修维护

引言

随着大气环保标准的不断提高，国内的燃煤电厂大多已完成了脱硫系统的建立，并进一步进行超低排放改造。石灰石–石膏湿法脱硫（WFGD）作为广泛使用的脱硫技术，化学反应步骤较多，对反应条件要求较高，因此协调各方面因素改进脱硫工艺从而提高脱硫效率势在必行。研究影响脱硫系统效率的关键因素，对目前日益严峻的大气环境来说，对于大型火力电厂的脱硫工作的平稳高效运行具有一定指导意义。

1火电厂锅炉烟气中二氧硫对环境的危害

我国的煤炭产量居世界第一，而且高硫煤（硫含量超过2.5%）的产量占煤炭总量的20%～25%。全国84%的煤炭消耗是直接燃烧，燃烧过程中释放出大量的二氧化硫（特别是热电厂和焦化厂等行业），燃煤二氧化硫排放量超过总二氧化硫排放量的85%，对空气造成严重污染。二氧化硫是无色、透明、有刺激性臭味的气体。二氧化硫遇见水蒸气反应生成亚硫酸（SO2+H2O→H2SO3），而亚硫酸是酸雨的主要成份。二氧化硫在室内遇见水蒸气就会腐蚀建筑物内金属部分。房屋建筑就会减少寿命。大气中二氧化硫浓度在0.5ppm以上对人体已有潜在影响;在400～500ppm之间，人们有溃疡和肺水肿，直到窒息而死。二氧化硫与大气中的烟雾相互作用。当空气中二氧化硫浓度为0.21PPM时，烟雾浓度超过3.3mg/L，可能会增加呼吸系统疾病的发病率，慢性病人的病情迅速恶化。减少空气中二氧化硫的污染，提高空气质量迫在眉睫。

2湿法脱硫厂用电负荷特性

目前，国家环保政策要求火力发电厂脱硫装置达到超低排放（在标准大气压下，SO2排放标准为不大于35mg/m3）并不允许超排，脱硫装置已作为主机的主要辅机。因此，烟气加热器（GGH）已不再使用或由MGGH所代替，出入口及旁路挡板已不再使用。通常设计中，增压风机、吸收塔浆液循环泵、氧化风机、湿式球磨机为10kV或6kV用电设备，其余为0.38kV用电设备;1台辅机配有2台交流润滑油泵时的其中1台、电梯、充电装置、UPS电源及热控专业部分设备的供电类别为0III类。近年来，世界各国在火电厂锅炉烟气脱硫技术方面进行了大量研发，开发了多种脱硫技术。主要有：（1）燃烧前脱硫。对煤进行化学、物理或生物脱硫方法。物理法一般可去除硫的20%～40%;化学法投资相对较大;生物法目前处于研究阶段，估计脱硫效率可达到80%～90%。（2）燃烧脱硫技术。在煤燃烧过程中进行脱硫，主要有炉内喷钙，循环硫化床（CFB，PCFB），脱硫效率一般可达到50%～70%。（3）燃烧后烟气脱硫技术（简称FGD），如湿法，简单湿法，干法，半干法，氨法等。

3火力发电厂湿法脱硫工艺系统及其检修维护

3.1液气比对脱硫效率的影响

SO2的吸收过程是在吸收塔内完成的，主要过程就是烟气中的二氧化硫在有空气参与的状态下借助氧气的氧化作用与吸收浆液中的碳酸钙进行化学反应从而被吸收。SO2的吸收效果与液气比有关。所谓的（如图1）液气比即一定的时间内，吸收装置内石灰石浆液的喷淋量与脱硫吸收反应装置的烟气量比值，是脱硫效率的关键影响参数。在（WFGD）湿法脱硫系统中，提高液气比，使吸收塔内浆液剧烈湍动，增大了浆液喷淋密度，增加了气–液传质面积，提高了吸收塔的脱硫效率。一般情况下，运行人员应根据SO2吸收的效果和出口数据及脱硫效率等因素来开启循环浆液泵的数量，调整液气比的比值，将液气比调整到一个合适的数据，确保达到环保排放指标的要求，同时降低运行费用。

3.2烟气性质对脱硫效率的影响

从（WFGD）湿法脱硫的角度进行分析，除了脱硫设备正常运行外，烟气量会随着负荷变化比较频繁而恶劣，当原烟气中二氧化硫的浓度含量超过技术协议值时，脱硫效率也会恶劣变化。吸收塔入口硫分浓度高，超过技术协议设计值，会导致脱硫效率下降。烟气含尘量越高，飞灰中的重金属离子会抑制脱硫反应的继续，阻碍钙离子与二氧化硫的接触，降低了脱硫效率。鉴于以上烟气性质恶劣的影响脱硫反应，建议现场运行采取以下对策：控制好锅炉的燃烧和电除尘器的运行，使进入FGD系统的烟气参数在设计范围内。

3.3烟气系统和吸收系统

烟气从引风机进入吸收塔底部后，烟气中的二氧化硫和石灰石浆液进行化学反应生成亚硫酸钙（CaCO3+H2SO3→CaSO3+CO2+H2O）。同时亚硫酸钙经过强制氧化进一步转化为硫酸钙（2CaSO3+O2=2CaSO4）。烟气通过引风机进入吸收塔，与上部喷淋层的浆液逆流接触，脱硫吸收反应后。脱硫后的净烟气将所携带的液滴通过吸收塔的顶部除雾器除去，然后进入烟囱，排放到大气中。为了使石灰石浆液和SO2反应处于最佳状态，运行人员必须加强浆液浓度调节。一般来说，运行人员主要通过对浆液pH值分析，来及时对浆液浓度进行调整。二氧化硫最佳反应的pH值是4.2～5.8。

3.4加強涉外工程的技术沟通

某涉外工程厂用电压等级为11kV、6.6kV、0.415V，招标期间要求主厂提供11kV电源至脱硫岛后11/6.9kV油浸式变压器将电压降至6.6kV，脱硫岛厂用电电压采用6.6kV、0.415V。通过与外方技术交流，最终脱硫岛厂用电电压按照11kV、0.415V实施，减少了脱硫厂用电电压数量，简化了接线，提高了供电可靠性，节约了工程造价。

3.5湿法脱硫直流、UPS系统

目前，有设置直流、UPS系统成套装置和分电屏2种方式。对于设置分电屏的方式，其直流、UPS均引自约300m的主厂集控楼，考虑到压降的要求，分电屏电源电缆的截面较大，从工程造价及供电安全考虑，不推荐使用。对于设置成套装置的方式，直流系统配置蓄电池，UPS系统不自带蓄电池。3.6吸收塔浆液pH值对脱硫效率的影响实验证明，浆液pH值是影响脱硫效率、脱硫产物成分的关键参数。当浆料的pH值较小时，它将有助于石灰石中Ca2+的溶解，但二氧化硫SO2的吸收速率也会降低，更难溶于浆料中，效率大大降低，并且pH值将逐渐降低，酸度增强，会有一定程度的腐蚀;pH值越高，总传质系数越大，减缓CaSO3·1/2H2O向CaSO4·1/2H2O转换的反应速率，这不利于SO2的吸收，从而形成液膜阻碍反应吸收进一步进行。此外，pH值过高可能使脱硫产物结晶在管道或其他部位上，会加剧管道和喷嘴的磨损。建议，针对实际的脱硫吸收塔情况，燃烧负荷设计要求的煤质参数，浆液pH值控制在5.5～5.7。

结语

我国的大气污染主要以煤烟型为主，燃煤释放的二氧化硫对人类健康和生态环境系统等造成了严重的危害，因此控制二氧化硫的排放至关重要。本文结合脱硫反应原理及脱硫现场实践，对石灰石-石膏湿法脱硫系统（WFGD）在实际的应用中影响脱硫效率的各种因素进行分析，并针对性地提出相应措施，确保脱硫运行的相关参数控制在合适的范围内，以确保脱硫工艺达到控制要求，为脱硫过程提供经验借鉴和科学指导。

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作者简介：张提安，出生年：1988-10，  性別：男， 电话：18798035215，籍贯：贵州省盘州市，学历：大学本科，职称：助理工程师，研究方向：脱硫检修。