针对现行湿法钙基烟气脱硫系统运行中存在的主要问题进行解析

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关键词：湿法脱硫 运行 改造 问题 解析

摘要：本文针对当前湿法钙基烟气脱硫在实际运行中存在的主要问题进行解析；尤其对当前湿法钙基烟气脱硫系统的改造对运行产生的影响进行了探讨。

Keywords: wet flue gas desulpherization operation analytical transformation

Abstract: this article in view of the current wet calcium FGD in actual operation, the main problems existing in the analytical; Especially for the current wet calcium FGD system transformation, the influence of the operation is discussed.

中图分类号：TF704.3文献标识码：A 文章编号：

前言

烟气脱硫是目前广泛采用的控制SO2的成熟技术。在我国，从1996年到2001年期间，湿法、半干法、电子束法、旋转喷雾法、氨法等烟气脱硫技术都分别经历了推广和示范阶段。经过近5到6年的广泛实践，在2002年到2003年期间，湿法钙基烟气脱硫技术被国家相关部门确定为推荐的烟气治理的主导技术之一，而半干法被确定为在较小容量的发电机组中采用，其余方法则已经较少在电力行业内采用。截止目前，湿法脱硫技术仍然是世界范围内针对烟气SO2脱除应用中最为广泛的工艺，占世界安装烟气脱硫装置总量的85%以上[1]。

1、湿法钙基烟气脱硫技术的工艺特点

湿法钙基烟气脱硫工艺是将石灰石破碎磨细成粉状（或者石灰粉等）与水混合搅拌成吸收浆液，通过浆液在吸收塔内对烟气进行洗涤并与SO2发生反应，以去除烟气中的SO2，反应产生的亚硫酸钙（CaSO3）通过强制氧化生成含两个结晶水的硫酸钙（石膏） (CaSO4·2H2O)。在吸收塔的设计方面有分为烟塔合一型（即：含有湿烟囱的吸收塔）和非烟塔合一型。其工艺流程如下图所示：

图1湿法钙基烟气脱硫工艺流程图

其中包括了：烟气系统、吸收塔系统、吸收剂制备系统、工艺水系统、石膏脱水系统、浆液排空及存储系统、压缩空气系统、废水处理及再利用系统。

2、湿法钙基烟气脱硫系统运行存在的问题及解析

2.1机械设备对脱硫系统运行的影响

在湿法脱硫的整个工艺流程中，需要用到氧化风机，旋流站，脱水机及各种各样的浆液泵，搅拌器等装置。如设备选型不当，或因浆液泵、搅拌器等长期在具有一定含固量的石灰石粉、烟尘以及石膏等混合浆液中连续运行，产生的转动机械的磨损、腐蚀等问题，将会大大影响脱硫效率，从而严重影响脱硫系统的正常运行。以循环泵为例，循环泵在湿法脱硫工艺中，是比较大型的且起着非常重要作用的一种浆液泵。当循环泵采用减速机方式连接时，在许多正在运行的项目中发现其存在减速机超温、振动大、噪音大等问题，经过现场调查分析，推测其可能存在减速机选型偏小、换热量不够、安装底座强度不够等问题。因此，为使循环泵等重要设备顺利可靠运行，就需要相关的工作人员在湿法脱硫工艺施工设计时，对循环泵的选型中，规定其减速机的额定功率应至少为设备电机功率2倍以上；循环泵采用减速机方式连接时，原则上电机与减速机必须要求采用整体刚性底座，底座应保证具有足够的强度，以便适应设备运行的需要。

因此，可以说，湿法脱硫工艺过程中各个环节的机械设备是脱硫系统运行的刚性条件，其运行正常与否，对脱硫效率起着直接影响的作用。

2.2烟气中的油污对脱硫系统运行的影响

电厂燃煤锅炉在调试或启动期间，一般均需采用投油助燃措施。由于在投油枪的使用过程中，会使烟气中夹带着大量的油污进入吸收塔浆液中，由此可能带来的问题有如下几点：（1）吸收塔塔内设备的污损，清洗困难；

（2）油污浓度过高时可能会造成吸收剂钙基浆液中毒、脱硫效率下降，影响脱硫系统的正常运行；（3）掺杂有油污的浆液会造成脱硫副产物的石膏品质下降；

（4）油污会对吸收塔内衬防腐产生一定影响，特别是采用橡胶防腐的吸收塔，会使其使用寿命减少。

因此，锅炉启动使烟气中含有油污对脱硫系统运行的影响不可忽略，且必须找到合适的方法对其进行控制。首先，在锅炉启动前，先启动脱硫装置，锅炉点火前脱硫系统应投入多台循环泵（通常至少为两台），维持低浆液浓度运行，保持吸收塔内有较少量的浆液量循环运行。待循环泵启动正常后，再根据锅炉启动情况启动引风机。当锅炉正常运行后，随着新鲜工艺水的加入、废水的排放、石膏排出以及净烟气的携带等，含油污浆液将会逐渐得到置换，吸收塔内受到的影响将会逐渐减弱，最终消失。并且，在锅炉启动阶段，锅炉应尽量利用高能气化油枪，使油雾化，采用微量的油燃烧，并形成高温火焰引燃煤粉，或利用等离子发生器产生等离子电弧，在强磁场下获得稳定功率大的直流空气等离子体火炬，温度可达600°C，利用等离子火炬点燃煤粉等点火方式，尽量不用油枪助燃。其次，吸收塔的内衬宜采用玻璃鳞片，避免因油污使内衬受损。再次，密切注意塔内液位情况，如调试中发现有溢流泡沫出现，则应在后续锅炉点火前在脱硫塔浆液中先行投入部分的消泡剂。

2.3烟气中粉尘及HCl含量的增加对系统运行带来的主要影响

2.3.1粉尘增加对脱硫系统的影响

吸收塔虽然有一定的除尘能力（除尘效率约75－90％），但并不意味着其能替代除尘器，从而降低对除尘器的要求。首先，过高的粉尘会对烟道及内撑杆造成磨损，长期运行会有严重的安全风险；其次，吸收塔浆池内过高粉尘浓度会带来塔内管道、防腐层以及塔壁的磨损；再次，粉尘随烟气进入吸收塔后，很大部分将随着喷淋洗涤进入吸收塔浆液中，会造成石膏品质下降，影响石膏的结晶，造成结晶颗粒过小，脱水困难。

2.3.2 HCl含量增加对脱硫系统的影响

烟气中HCl被循环浆液吸收后形成的Cl-是浆液中Cl-的主要来源，由于废水排水时，对HCl的脱除率一般都要求在90％左右。因此入口烟气中HCl含量的增加，浆液中Cl-的生成速度必然随之加快，为控制CL-含量不超过20g/l，必须加大废水排放量。废水排放量的增大同时将带来脱硫系统水耗的增加，从而，增加了运行成本。因此，在考虑脱硫运行成本时，应对入口烟气中HCl含量的多少加以详细考虑。

3燃煤发电机组脱硫改造对脱硫系统运行的影响

根据国家环境保护部的环办[2009]8号文件《关于加强燃煤脱硫设施二氧化硫减排核查核算工作的通知》，要求各电厂单位加强脱硫设施的运行、维护和管理，确保脱硫设施的正常运行，严禁开启烟道旁路运行和严禁脱硫设施无故停运； 国家标准明确规定了现阶段我国火电厂大气污染物排放的限值。对非正常停运烟气脱硫设施的将加大处罚力度，扣减脱硫电价款，足额征收二氧化硫排污费。

为此，许多已建的燃煤电厂需要对其脱硫系统进行改造；在建的燃煤电厂需要严格执行国家的相关法规。

3.1取消旁路烟道的改造对脱硫系统运行的影响

如江苏省某电厂一期（2×350MW）机组脱硫系统原采用有旁路的运行方式，当脱硫系统主循环泵全部停运时或吸收塔入口烟温超过150℃时，脱硫系统必须切换到旁路运行。此时脱硫系统旁路挡板门打开，烟气通过旁路进入烟囱排放，脱硫系统退出运行。但是，根据相关文件要求，江苏省燃煤机组烟气脱硫系统旁路挡板在2013年底前应全部拆除，旁路系统封堵后，脱硫装置将与电厂主机组串联运行，对运行安全性提出了更高要求。为了在锅炉排出的烟气温度升高时保护脱硫装置，在封堵旁路的同时考虑了在原有吸收塔入口烟道内增设事故烟气喷淋系统，通过安装喷淋系统，使事故烟气迅速降温，从而避免了在可能发生的事故状态下，高温烟气灼伤脱硫吸收塔防腐内衬及吸收塔内部除雾器等部件。