摘要:本文闡述了電廠煙氣濕法脫硫工藝原理及存在的技術問題和處理方法,并對影響脫硫效率的主要因素進行了探討。
　　關鍵詞:電廠脫硫；技術問題
　　火電廠脫硫系統存在很多技術問題，在實際生產中,如果不能處理好將使脫硫效率降低，并受到監管部門的處罰。因此，總結解決這些技術問題的方法非常必要的。
　　一、石灰石-石膏濕法脫硫工藝及脫硫原理
　　惠來電廠2×600MW超臨界燃煤機組,煙氣脫硫工程采用美國引進型石灰石—石膏濕法煙氣脫硫技術。鍋爐排出煙氣經電除塵器處理后通過增壓風機進入GGH,被冷卻后進入噴淋式吸收塔,自下而上流運，并與吸收塔內的石灰石漿液形成逆流相混合。煙氣中的酸性氣體經循環石灰石漿液洗滌,可將煙氣中95%以上的硫脫除。同時還能將煙氣中幾乎全部的氯化氫與氟化氫除去。在吸收塔的頂部出口,經處理的煙氣穿過兩級除霧器,除去懸浮液滴。出吸收塔后,煙氣再次進入GGH升溫至80℃后排入煙囪。脫硫煙道配有旁路擋板，在緊急情況下或機組啟動時,旁路擋板打開,煙氣經旁路煙道直接排入煙囪。
　　二、脫硫系統的結垢、堵塞與處理方法
　　1.結垢、堵塞機理
　　(1)石膏濃度過飽和后會出現晶束,進而形成晶種、晶體。石膏結晶是一個動態平衡過程,新晶種的形成和晶體長大同時進行,只有結晶到一定程度才被允許排出,因此石膏漿液在吸收塔內應有足夠的停留時間,即保持石膏的過飽和狀態。經驗表明比較理想的石膏相對過飽和度應控制在1.25~1.30。
　　(2)在系統嚴重缺氧和氧化反應程度極低的條件下,將生成一種產物CSS———稱為軟垢,使系統發生結垢,甚至堵塞。其中,軟垢CSS的分子式為。
　　(3)吸收液pH值高有利于SO2的吸收,但調試中發現,當pH>5.9時,石灰石中Ca2+的溶出就減慢,SO32-的氧化也受到抑制,漿液中CaSO3•1/2H2O就會增加,易發生管道結垢現象。在堿性pH值環境下運行會產生碳酸鈣硬垢。反之,如果漿液pH值降低,石灰石中Ca2+的溶出就容易,而且對SO32ˉ的氧化非常有利,保證了石膏的品質,但亞硫酸鹽溶解度急劇上升,硫酸鹽溶解度略有下降,在很短時間內,會有石膏大量產生并析出,產生硬垢。pH值較低會使SO2的吸收受到抑制,脫硫效率將大大降低。
　　(4)設備系統停止/運行時,設備管道沖洗不充分,導致漿液沉積、堵塞。
　　（5）GGH堵塞。原煙氣進入GGH后溫度由約140℃降至酸露點下90℃，因此在GGH熱側產生大量黏稠濃酸液，這些酸液對GGH的換熱元件和殼體有很強的腐蝕作用，而且會粘附大量煙氣中的飛灰，飛灰具有水硬性，含有氧化鈣成分，氧化鈣的存在會激發飛灰的活性，換熱元件上沉積的硫酸鈣、冷凝產生的硫酸和飛灰在高溫下相互作用形成硫酸鹽、硅酸鹽等硬垢。穿過除霧器的微小漿液霧滴在進入GGH凈煙道時，水分蒸發，剩下石膏小顆粒殘留在換熱元件上形成積垢，經高溫煙氣烘烤變成硬塊。這些積垢使GGH換熱元件的通流面積變小，造成壓差升高。
　　2.處理方法
　　(1)保證氧化風機向吸收塔充分供氣,使氧化反應趨于完全,確保吸收塔漿液中有足夠濃度的石膏晶種。
　　(2)杜絕石子等雜物進入吸收塔，嚴防噴嘴堵塞。
　　(3)在運行中,控制吸收劑水分蒸發速度和蒸發量,使得溶液中石膏過飽和度最大不超過1.4。
　　(4)控制溶液的pH值,尤其避免運行中pH值急劇變化,一般控制在4.5~6.0之間。
　　(5)吸收液中加入石膏或亞硫酸鈣晶種。
　　(6)適當增大液氣比也是防止系統結垢、堵塞的重要技術措施。
　　(7)根據相關系統設備的運行狀態(壓力、流量、電流等)和各種漿液的化學分析結果來判斷結垢的趨勢。
　　(8)在系統停運之前,要對相關漿液管道進行徹底沖洗,并排盡積漿,以防設備、管道腐蝕和堵塞。
　　（9）GGH的堵塞問題需要從三個方面分析：一是積垢的來源，二是對GGH換熱元件的吹掃，三是換熱元件波紋板波紋型式。通過加強沖洗、更換GGH換熱元件、調整運行方式等措施基本可以解決此問題。
　　三、脫硫系統的腐蝕、防腐及磨損
　　1.腐蝕機理
　　(1)煙氣中的SO2、HCl、HF等酸性氣體在與液體接觸時,生成相應的酸液,其中SO32-、Cl-、SO42-對金屬有很強的腐蝕性,對防腐內襯也有很強的擴散滲透破壞作用。
　　(2)存在于同一電解質溶液中的不同金屬表面將發生電化學腐蝕。
　　(3)結晶腐蝕。溶液中的硫酸鹽和亞硫酸鹽隨溶液滲入防腐內襯及其疏松孔隙內,當系統停運后,吸收塔內逐漸變干,溶液中的硫酸鹽和亞硫酸鹽析出并結晶,隨后體積發生膨脹,使防腐內襯承受應力,產生剝離損壞。
　　(4)環境溫度的影響。由于GGH故障或漿液循環系統故障,導致塔內煙溫升高,其防腐材料的許用應力隨溫度升高而急劇降低。
　　(5)脫硫系統的箱、罐、反應容器內部均設有攪拌器,該設備運行時,對這些容器內表面的防腐材料造成一定沖刷和破壞。
　　2.防腐技術措施
　　(1)嚴格控制塔內漿液的pH值在規定范圍4.5~6.0,防止PH值急劇變化。
　　(2)根據FGD設計的入口煙溫,選擇與入口煙溫、塔內設計溫度相匹配的內襯材料以保證脫硫設備的安全穩定運行。
　　(3)嚴把防腐內襯的施工質量關。
　　(4)施工或檢修過程中要嚴格把關,保證脫硫設備、管材合理和優質的焊接工藝。
　　(5)脫硫系統設有的箱、罐、反應容器內部的防腐材料要符合環保及國家規定控制危險源所必須的相關要求。
　　3.脫硫系統的磨損
　　脫硫漿液含固量較高，對設備造成磨損，當漿液的PH值呈較強酸性時，對設備的磨損更快、更嚴重。因此要減輕磨損，必須控制漿液的含固量不能太高，漿液的PH值也應控制在合理范圍內。此外對于一些磨損嚴重的管件可使用不銹鋼管件來代替。實踐證明，在襯膠或碳鋼管件磨蝕較快的部位用316不銹鋼管件代替后，使用時間較長，目前復合陶瓷鋼管在脫硫系統使用也較多。必要時也可將該管件前后的閥門或附件位置變動，以改變管道內漿液的流場減輕擾流。
　　四、影響脫硫效率的因素分析
　　1.吸收劑的pH值
　　煙氣中SO2與吸收塔漿液接觸后發生如下一些化學反應:
　　            
　　產生的H+促進了CaCO3的溶解,生成一定濃度的
　　結合，生成CaSO3和Ca(HSO3)2:
　　
　　反應過程中,一部分SO32-和HSO3-被氧化成SO42-和
　　
　　最后吸收液中存在的大量SO32-和HSO3-,可以通過鼓入空氣進行強制氧化轉化為SO42-,最后生成石膏結晶:
　　
　　脫硫反應的基礎是溶液中H+的生成,只有H+的存在才促進了Ca2+的生成,因此,吸收速率主要取決于溶液的pH值。故濕法脫硫工藝的應用中控制合適的pH值和保持pH值的穩定是保證脫硫效率的關鍵。
　　pH值為6.0時,二氧化硫吸收效果最佳,但此時易發生結垢,堵塞現象。而低的pH值有利于亞硫酸鈣的氧化,石灰石溶解度增加,但二氧化硫的吸收受到抑制,脫硫效率大幅度降低;當pH值為4.5時,二氧化硫的吸收幾乎無法進行,且吸收液呈酸性,對設備也有腐蝕。調試某電廠新建機組脫硫系統發現漿液pH值在4.5~6.0之間較為妥當。
　　2.液氣比及漿液循環量
　　液氣比增大,表明氣液接觸機率增加,脫硫率增大。但二氧化硫與吸收液有一個氣液平衡,液氣比超過一定值后,脫硫率將不在增加。初始的石灰石漿液噴淋下來后與煙氣接觸,SO2等氣體與石灰石漿液的反應并不完全,需要不斷地循環反應,增加漿液的循環量,也就加大了CaCO3與SO2的接觸反應機會,從而提高了脫硫效率。若吸收塔噴嘴或漿液循環泵入口堵塞、噴淋效果較差、漿液循環泵內部磨蝕嚴重等,使運行壓力不足,均會導致脫硫效率下降。
　　3.煙氣與吸收劑接觸時間
　　煙氣自GGH進入吸收塔后,自下而上流動,與噴淋而下的石灰石漿液霧滴接觸反應,接觸時間越長,反應越完全。
　　4.石灰石粒度及純度
　　石灰石是目前濕法脫硫中最常用的吸收劑。石灰石顆粒越細,純度越高,其表面積越大,反應越充分,吸收速率越快,石灰石的利用率越高。一般要求石灰石粉的90%能通過325目篩(44μm)或250目篩(63μm),并且CaCO3含量大于93%。
　　5.氧化空氣量
　　O2參與煙氣脫硫的化學過程,使HSO3-氧化為SO42-,隨著煙氣中O2含量的增加,CaSO4•2H2O的形成速度加快,脫硫率也呈上升趨勢。保證氧化風機向吸收塔的供氣量可提高脫硫率。
　　6.煙氣中灰塵含量
　　影響吸收塔內水質的因素之一是煙氣中塵埃含量大。由于脫硫過程中煙氣中灰塵大量進入吸收塔內,與塔內漿液混合,阻礙了石灰石漿液對SO2的吸收,降低了石灰石中Ca2+的溶解速率,同時煙塵或溶液中不斷溶出的一些重金屬離子會抑制了Ca2+與HSO3-的反應。若煙氣中粉塵含量持續超過設計允許量,將使脫硫率大為下降。同時成品石膏中也含有大量的灰塵及消耗的石灰石量也相應增加,影響石膏品質。
　　7.煙氣溫度
　　若進入吸收塔的煙氣溫度較高,煙氣膨脹,流速和壓力增大,會使脫硫效率下降;若進入吸收塔煙氣溫度越低,越利于SO2氣體溶于漿液,形成HSO3-,即:低溫有利于吸收,高溫有利于解吸。通常,將煙氣冷卻到60℃左右有利于吸收SO2;煙氣較高溫度時,SO2的吸收效率降低。
　　8.煤質影響
　　由于煤質的不同,煤中所含的微量物質也不同,某些燃煤煙氣中HCl、HF含量較高,由于吸收塔內漿液濃度在20%左右,HCl、HF就會溶解于漿液中而使F-、Cl-含量增加,從而影響石灰石漿液對SO2吸收,影響PH值的測量。
　　9.Cl-含量
　　Cl-對系統性能的影響是潛在的,在系統中主要以氯化鈣形式存在,去除困難,影響脫硫效率,達到一定程度時才會顯現,主要是干擾了離子間的反應。通常Cl-的設計上限為20000mg/L,實際上一般當Cl-高于12000mg/L時,就表現出對FGD運行的一些負面影響,如pH值的自控能力稍微減弱,副產物石膏中CaCO3含量略有增加等。漿液Cl-濃度高低與原煙氣中HCl的含量直接相關,也與系統的廢水排放量有關。
　　10.煙氣流量變化
　　機組負荷增減時,進入吸收塔的煙氣量隨之變化。首先要保證增壓風機的穩定運行,然后調節石灰石漿液的供漿量,以穩定漿液pH值;再適時改變有關設備的運行方式。一般開式噴淋塔的液氣比控制在13~16L/m3。因此,可根據實際煙氣量來決定增減循環泵的運行臺數或切換循環泵,不同循環泵之間的優化組合運行方式需經過多次試驗后才能確定。氧化空氣的量一般為鼓入空氣中的氧與SO2摩爾比為1.5左右,所以煙氣量變化后也應改變氧化風機的供氣量。
　　11.原煙氣SO2濃度波動
　　燃煤硫分變動的情況經常發生,原煙氣中SO2濃度并不穩定。SO2濃度的突然上升往往使吸收塔漿液pH值在短時間內下降,如果此時控制系統跟不上工況變化,就可能造成pH值無法恢復到正常值,降低脫硫效率,影響石膏品質。
　　12.煙氣旁路檔板密封不嚴滲漏
　　正常運行中,煙氣旁路檔板密封不嚴泄漏,使得少部分原煙氣從旁路煙道通過,與經FGD處理的凈煙氣相混合,從而導致出口煙氣中的SO2濃度超標,降低了脫硫效率。
　　13.儀表指示影響
　　在線檢測系統(CEMS)傳輸信號不準,導致控制系統(或人為判斷)出現問題,從而影響脫硫效率。因此,保證儀表的準確投運,對于提高脫硫效率尤為重要。
　　14.煙氣中含油成分
　　當鍋爐投油燃燒,來不及退出電除塵、脫硫系統,煙氣中的油氣進入吸收塔,導致漿液污染,甚至脫硫系統中毒癱瘓。因此,嚴格執行《電除塵、脫硫系統投退管理規定》也是確保脫硫系統安全穩定運行的重要方面。
　　15.設備故障引發脫硫效率下降
　　脫硫設備故障也會引發脫硫效率下降，所以必須加強脫硫設備日常維護。制漿系統出力不足、煙道膨脹節破裂、脫水系統故障、GGH堵塞、管道磨損、吸收塔墻壁磨穿等都可引發的脫硫效率降低甚致停運脫硫。因此要提高設備科學管理水平，加強檢修維護的計劃性、嚴格執行各項定期工作、提高設備管理人員實踐經驗，減少重復性缺陷的發生，從而大大提高整個脫硫系統的可靠性。
　　五、國內電廠脫硫設備現狀
　　目前國內電廠脫硫系統核心設備仍然以進口為主。增壓風機轉子、漿液循環泵、噴淋管及噴嘴、供漿調節閥、脫水機、真空泵、氧化風機、旋流器等設備仍然依賴進口。進口設備從使用的情況來看，故障率較低，主要是定期維護和正常磨損。其它設備則以國產為主，包括振動給料機、斗提機、螺旋輸送機、濕式球磨機、皮帶輸送機、渣漿泵、襯膠管道、稱重給料機等，但日常缺陷率較高，主要體現在，球磨機入口漏漿、機械密封使用壽命短、皮帶輸送機皮帶跑偏等缺陷。除此之外，脫硫系統還有許多固有問題，比如管道磨損、堵塞、GGH堵塞、腐蝕等問題都無法避免。很多設備露天布置、工作環境惡劣，很多零部件都在粉塵、漿液、水霧等環境下工作，容易銹蝕和磨損，所以需要嚴格執行加油脂、換油、更換零部件等定期工作，才不致于出現被動應付的局面。因此，我們只有經過多年實踐、長期探索、總結經驗，并制定一套科學的設備運行、檢修、維護管理方法，包括建立排產計劃、轉動設備振動異常監測分析、油定期化驗、精細化管理、臺帳等一系列制度，對設備進行科學管理、優化運行，從一個長周期的角度對設備進行全壽命管理，即從設備使用壽命和系統運行經濟性兩方面考慮問題，才能保證整個脫硫系統處在一個合理、經濟、穩定的運行狀態。
　　參考文獻:
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