关键词：PH、 SO2、液位 、工况
1、引言
广东某电厂目前已投运5×600MW燃煤火力发电机组，每台机组建设一套石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置，用于处理该机组在BMCR工况下100%的烟气，脱硫率大于等于95%。锅炉引风机后的烟气经过脱硫增压风机（1、2号机脱硫设置有GGH，3、4、5号机脱硫无GGH）进入鼓泡式吸收塔脱硫。净化后的烟气从烟囱中排入大气。
国电湿法脱硫装置采用了日本EBARA荏原制作所的CT-121FGD技术。其中石灰石制浆系统、石膏脱水系统、事故罐、工艺水系统为公用系统（1－2共用一套，3－5共用一套）。
该电厂的烟气脱硫装置(FGD)主要由8个部分组成: 1)烟气部分； 2)SO2吸收部分； 3)石灰石浆液制备部分； 4)石膏脱水部分； 5)公用部分；6）污水处理系统；7)热控部分、8）电气部分等。
2、脱硫工艺流程
2.1烟气部分
来自锅炉引风机的烟气,经增压风机增压后进入烟气－烟气加热器(GGH)。在烟气－烟气加热器中,烟气(未经处理)与来自吸收塔的洁净的烟气进行热交换后被冷却。被冷却的烟气引入到烟道的烟气冷却区域。来自吸收塔的洁净烟气进入烟气－烟气加热器。在烟气－烟气加热器中,洁净的烟气与来自锅炉的烟气进行热交换后,被加热到80℃以上。被加热的洁净的烟气通过烟道和烟囱排向大气。在锅炉起动阶段和烟气脱硫设备(FGD)停止运行时,烟气通过旁路烟道进入烟囱。
3、影响脱硫效率的因素
3.1 吸收塔浆液pH值
烟气中SO2与吸收塔浆液接触后发生如下一些化学反应：
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最后吸收液中存在的大量SO32-和HSO3-，可以通过鼓入空气进行强制氧化转化为SO42-，最后生成石膏结晶：
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脱硫反应的基础是溶液中H+的生成，只有H+的存在才促进了Ca2+的生成，因此，吸收速率主要取决于溶液的pH值。故湿式脱硫工艺的应用中控制合适的pH值和保持pH值的稳定是保证脱硫效率的关键。PH值越高，传质系数增加，SO2吸收速度就快 ，但是不利于石灰石的溶解，且系统设备结垢严重。PH值降低，虽然利于石灰石的溶解，但是SO2吸收速度又会下降，当PH值下降到4时，几乎不能吸收SO2。另一方面，PH值还影响石灰石、CaSO4.2H2O和CaSO3./2H2O的溶解度。随着PH值的升高，CaSO3的溶解度明显下降，而CaSO4的溶解度变化不大，因此，随着SO2的吸收，溶液PH值降低。溶液中CaSO3的量增加，并在石灰石颗粒表面形成一层外壳，使颗粒表面纯化。纯化的外壳阻碍了CaSO3的继续溶解，抑制了吸收反应的进行，因此，选择合适的PH值是保证系统良好运行的关键因素之一。为了维持脱硫效率，合理地控制浆液的PH值是非常重要的(4.0-5.5之间)。如图1所示：
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PH计不准的情况下：PH 值设定过高,脱硫反应中间产物亚硫酸钙和亚硫酸氢钙的溶解度减少，氧化反应严重受阻，最终使脱硫无法进行；吸收塔浆液中的碳酸钙过剩，致使石膏品质降低，另一方面长期维持就容易造成石灰石的过量,石灰石过量以后, 一方面即浪费了石灰石,不经济,另一方面过量的石灰石在吸收塔内部无法反应掉，反而从一定程度上阻碍了脱硫反应中间产物亚硫酸钙和亚硫酸氢钙的溶解度，导致氧化反应严重受阻,不但影响了脱硫效率,还造成吸收塔含固量的升高,容易造成结垢和石膏纯度的降低.
PH值设定过低,严重阻碍SO2的吸收，不利于脱硫的进行导致石灰石摄入不够,脱硫效率跟不上容易造成酸腐蚀，.根据这种情况,运行人员只有通过长期观察和分析,才能设定合理的PH值,即能保证脱硫效率,又不会引起石灰石过量。
启动后多次对PH进行效验，可以排除PH机不准。从图2中可以看出机组在启动后PH一直为此在5左右，已经处于最佳值。
3.2 吸收塔液位
对于鼓泡塔脱硫工艺来讲液位控制脱硫率是十分重要的影响因素，脱硫率与液位的关系如图1所示，液位增加烟气的压力损失会增加，烟气压力损失的增大会使脱硫率增加。JBR内烟气通过石灰浆液厚度的增加，增大了气液反应空间，延长气液反应时间，因而有利于SO2的吸收。2号机组正常运行液位要求不超过130MM从图4中所示液控制保持在130左右。
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图4
3.3 氧量
O2参与烟气脱硫的化学过程，使4HSO3－氧化为SO42－，下图显示了接收机组烟气时，在烟气量、SO2浓度、烟温等参数基本恒定的情况下氧量对脱硫率的影响曲线，随着烟气中O2含量的增加，CaSO4·2H2O的形成加快，脱硫率也呈上升趋势。当原烟气中氧量一定时，可入为往吸收塔浆液中增加氧气，从而提高脱硫效率。
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3.4 石灰石粒度、纯度及石灰石浆液密度
石灰石是目前烟气湿法脱硫中最常用的吸收剂。其脱硫反应活性主要取决于石灰石的粒度和颗粒的表面积之比以及石灰石中CaCO3的含量。石灰石颗粒越细，纯度越高，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。一般要求石灰石粉的90%能通过325目筛（44μm）或250目筛（63μm），并且CaCO3含量大于93%。
该厂1、2石灰石浆液制备系统均为自动控制，石灰石浆液密度可以得到保证。
3.5 烟气温度
若进入FGD吸收塔的烟气温度较高，烟气膨胀，流速和压力增大，会使脱硫效率下降；若进入吸收塔烟气温度越低，越利于SO2气体溶于浆液，形成HSO3-，即：低温有利于吸收，高温有利于解吸。通常，将烟气冷却到55℃左右有利于吸收SO2；烟气较高温度时，SO2的吸收效率降低。
3.6 烟气旁路档板密封不严渗漏
正常运行中，烟气旁路档板密封不严渗漏，使得少部分原烟气从旁路烟道通过，与经FGD处理的净烟气相混合，从而导致出口烟气中的SO2浓度超标，降低了脱硫效率。
该厂SO2出口浓度取样点在出口挡板后，而出口压力始终保持在200PA，可以判断即使有原烟气从旁路烟道通过以不会返回到出口挡板后取样点。
3.7 石膏含固量
随着烟气与脱硫剂反应的进行，吸收塔的浆液密度不断升高，通过吸收塔浆液化学成分的取样分析结果，当石膏含固量＞25m/m时，混合浆液中Ca－CO3和CaSO4·2H2O的浓度已趋于饱和，CaSO4·2H2O对SO2的吸收有抑制作用，脱硫率会有所下降；而石膏含固量过低（＜12m/m时，说明浆液中CaSO4·2H2O的含量较低，CaCO3的相对含量升高，此时将导致石膏中Ca－CO3含量增高，品质降低，而且浪费了脱硫剂石灰石。因此运行中1、2号机组要求控制石膏含固量在15m/m左右（3-5号机组控制在18m/m左右），将有利于FGD的有效、经济运行。
4、控制措施
1）在机组启动前4小时对脱硫仪表进行效验，确保参数的准确性。
2）机组采用事故浆液箱内浆液注浆前先与其它机组进行浆液置换，并联系进行化验。注浆时尽量少用滤液水、流量水及工艺水。
3）机组启动前检查烟气冷却泵运行情况，确保喷嘴无堵塞，烟气冷却泵能保证满足机组满负荷运行
4）机组启动前石灰石浆液箱液位保证在7.5M左右、浓度保证25WT%左右
5）在必要的情况下可以使用脱硫添加剂
5、脱硫剂的使用
脱硫添加剂之所以能够强化石灰石湿法FGD， 是因为其中的有效成份能够促进石灰石的溶解和二氧化硫的吸收，增加了溶液的反应活性，总反应速度得到了提升。
1、添加剂主要成份
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添加剂的主要成份有：混合二元酸、CP活化剂、含羧基类盐。
1）混合二元酸作用：缓冲作用，促进SO2吸收和CaCO3溶解
2）CP活化剂作用：增加浆液反应活性，提高总反应速率
3）含羧基类盐的作用：促进SO2的溶解
6、结论
在2号机组启动后对3.1-3.12均进行了全面检查，如对脱硫仪表进行多次效验，确保了参数的准确性，并将所需运行参数都控制在了最佳的运行范围。除3.9中提到的Cl-含量与3.12所提到的石膏含固量因素其他均可排除。
由于3号机组C级检修3号JBR排空，并对3号JBR内部进行冲洗，由于4号机组临修，只有5号机组运行，不能消耗3号JBR内部冲洗水，从而将3、4号JBR冲洗水排至2号JBR地坑，经2号JBR地坑泵打至1号事故浆液箱，再排放到1号JBR使用一部分。因3、4号JBR冲洗水使用的均为工艺水，1号事故浆液箱浆液Cl-含量偏高的因素可以排除，而3、4号JBR冲洗水与1号事故浆液箱浆液混合后，石膏浓度将有所降低，当2号机组检修完毕后吸收塔进浆便将1号事故浆液箱内浆液注入2号JBR，所以导致2号脱硫启动后脱硫效率一直偏低。后经对加大石灰石浆液补给量及对2号JBR内浆液进行置换才使得脱硫效率才慢慢提高至95%以上。
论文作者:张岩
论文发表刊物:《中国电业》2020年第1期
论文发表时间:2020/4/24
标签：烟气论文; 浆液论文; 石灰石论文; 吸收塔论文; 机组论文; 石膏论文; 效率论文; 《中国电业》2020年第1期论文;