电站湿法脱硫系统优化探讨
王巨川
（张家口发电厂河北张家口075133）
摘要：目前，我国SO的排放量位列世界首位，大气的硫化物致使降水酸化，对森林桂被、随着火电厂煤质的不断下降，电厂脱硫系统也逐渐偏离设计工况，并在运行中产生一些问题. 建筑物、人类生活造成了严重危害，如何有效的控制SO，的排放量成为十二五期间的重大问题.文中分析燃煤中的硫分、水分、灰分和杂质等对脱硫系统的影响，以某电厂300MW机组温法脱硫系统为例，对其存在的问题进行探讨，并提出系统优化方案.
关键词：湿法脱硫；运行参数；WFGD；优化探讨
中图分类号：TK227.2文献标志码：B文章编号：1009-3230（2013）08-0051-04
Discussion onOptimization ofWetFGDSysteminPowerPlant
WANG Ju-chuan(Zhangjiakou Power Plant zhangjiakou 075133 China)
Abstract: At present the SO emissions of our country is the finst in the world the sulide inatmosphere cause precipitation acidification result in serious harm to forest vegetation buildings andhuman life how to efficiently control SO emissions bee major issues during the Twelve Five planning.With the decline of the coalin power plants desulfurization system of power plant alsogradually deviate from the design condition and some problems appear in operstion. Analyed theinfluence on desulfurization sysem of col sulfur content moisture content ash content mpuritiesand so on. Using wet desulphurization system in 300 MW unit as an example existing problems is discussed and puts forward system optimization scheme.
Key words: Wet desulphurization; Operation parameters; WFGD; Optimization of discussion
湿法脱硫技术（WFCD）应用较为广泛，占投运FCD系统的85%以上，干法脱硫技术（DFGD）占8.4%左右，半干法脱硫技术（SDFGD）约占3.4%[-5]文中以某电厂300MW机组湿法脱硫系统为例，分析了燃煤中的硫分、水分、灰分、杂质等对脱硫系统的影响，对其存在的问题进行了探讨，并提出系统优化方案.
0引言
目前，世界上已经存在近200种脱硫技术，但只有十几种在工业生产中得到应用，主要分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫、燃烧后脱硫三大类.燃烧前脱硫即通过物理化学方法达到脱硫效果；燃烧中脱硫是在燃烧过程中向炉内喷固硫剂CaCO，其脱碱效率在60%左右：燃烧后脱碗（FCD）主要是在烟气中脱硫，按照脱硫剂的不同又可分为：湿法、半干法、干法三种1-2.当前，石灰石-石膏
1脱硫系统概况
文中电厂共有8台300MW亚临界机组，型号为DG1025/18.2-Ⅱ4型，额定蒸发量为1025Vh，于2007年开始先后对8台锅炉配套脱硫系统，并于2008年7月通过环保部门验收.电厂采
泵到达水力旋流器进行分类，细的颗粒随浆液经 回水泵回到吸收塔，粗的颗粒经滤液罐到达真空皮带脱水机进行脱水.新的石灰粉经螺旋给料机到达石灰乳池与工业水充分混合后经石灰乳泵不断加入吸收塔.经脱硫处理过的烟气流经除雾器和加热器，最后经烟图排到大气中.石灰石-石膏湿法脱硫系统工艺流程如图1所示.
在95%以上”.套脱硫系统出力基于锅炉B- 用WFGD技术，一塔配一炉，不设CCH，脱硫效率MCR工况设计，可在实际烟温高于锅炉设计排烟温度10℃下安全稳定运行.整个系统的运行流程为：锅炉排出的烟气经ESP除尘后进人脱硫塔，烟气中的SO，与石灰石浆液中溶解的Ca²结合，生成半水亚硫酸钙，在被氧化风机鼓入的氧气反应生成二水硫酸钙晶体，石膏通过塔底的浆液
图1石灰石-石膏温法脱硫系统示意图
表1基300MW亚临界锅炉燃用煤质情况
2影响湿法脱硫效率的主要因素
指标/% 大同爆煤 新县烟煤 锡林浩特榈煤Aad M 11.7 3.0 12.93 14.87 34.00 11.35Vdef 24.7 20.80 46.77Cad 70.80 53.13 38.99Had 4.50 4.53 2.78PO Nad 0.72 7.10 12.73 0.52 11.69 0.19Sad 2.18 1.29 1.00Qed net/k] kg-1 27 800 18811 13 960
2.1煤质因素
动力煤质的好坏直接关乎电站的安全稳定经济运行.近几年来，由于煤矿供应紧张，各电站很难保持燃烧设计煤种，供煤形式恶化，普遍存在掺烧现象.煤种的多样性严重影响脱硫系统正常稳定运行，并造成了一定的安全隐患.研究表明，对分、硫分、挥发分、发热量和杂质等.电厂设计煤 脱硫系统影响较大的煤质因素主要有：水分、灰种为大同烟煤，燃用煤种为蔚县烟煤掺烧锡林浩特胜利东二号煤田褐煤，其具体煤质情况表1“.
水蒸发需要的气化潜热约2300kJ/kg，因此
混合浆液中的CaSO2HO抑制SO的吸收，因此要保持吸收塔中的浆液密度在相对较低值.烟气中的0含量增加，脱硫速率加快.石灰石浆液中的CI-、F-主要来源于烟气中的HCI和HF.CI-浓度过高会引起吸收塔内部的金属应力腐蚀，抑制半水亚硫酸钙的生成，降低脱硫的速率和效率，副产品石膏中的氯化物含量增加，还会影响其使用.F-对脱硫系统的影响机理与Cl-基本相似，但F-更易于与AI生成络合物，包裹CaCO ，严重影响石灰石的化学活性，因此F-的浓度应小于0.1g/L.1#、2#吸收塔的运行参数见表2[.
煤中水分所占的比重越大，发热量就会越低.假设发热量一定，水分越多，烟气体积越大，烟气流速偏离设计值，影响脱硫系统正常工作.
灰分对于脱硫系统的安全运行影响很大.研究表面，灰分含量增加1%，发热量减少376-398kJ，且煤中的一些矿物质变成灰分还要吸收一定热量.因此，为了维持锅炉的蒸发量一定，当燃用煤种较设计煤种含灰分较多时，燃煤量增加，产生的烟气体积增加，脱硫效果很难达到设计值.飞灰溶解产生的一些Hg、Mg”、Zn²会抑制半水亚硫酸钙的生成，并影响石膏的品质.此外，飞灰还容易导致脱硫塔内积灰结渣，损害泵的叶片，严重时还会使脱硫系统瘫疾.
表2 1#、2#脱硫系统运行参数
参数 1#脱硫系统2脱硫系统人口S0 浓度/mgNm 1 脱硫效率/% 1213.3 96.2 1315.2 96.7出口SO 浓度/mgNm 46.1 43.4FGD出口爆尘浓度/mgNm -1 24.3 22.5家液中固体浓度/% 14.74 12.77PH值 5.17 5.19
硫分含量对脱硫系统稳定运行起着决定作用，实际燃用煤种的含硫量高于设计煤种，含硫量增加1%，每吨煤燃烧就会多产生20kg的SO2.SO的增加不仅导致石灰浆液消耗增加，生成的石膏数量增加、品质下降，脱硫系统负荷增加，当SO的含量超过脱硫系统的设计负荷时，只能开启旁路挡板将烟气直接排向大气或者直接降低锅炉的负荷.
3系统存在的问题及措施
2.2脱硫系统内部因素
当前，电厂8台300MW锅炉配备的湿法脱硫系统运行较为安全稳定，各项指标基本可以达 到设计标准.但由于我国现有的脱硫工艺基本依赖进口，国内各公司缺乏工程设计、设备研发等技术，直接导致该厂脱硫系统可靠性不高、运行欠合理等问题.该电厂脱硫系统投运五年来，燃用煤种一直发生着变化，脱硫系统仍存在以下问题有待改善：
脱硫系统的效率还与石灰浆液的PH值、接触时间、石灰浆液的密度、氧化空气量、氟氯离子的含量有关.石灰浆液的PH值越高，传质系数越大，越有利于SO的吸收；PH值越低，石灰石的溶解速率增加，越有利于半水亚硫酸钙的氧化，因此PH值应该控制在4.8-6.0，半水亚硫酸钙、石膏的溶解度与石灰浆液PH值的关系见图2所示.
（1）运行参数不合理，PH值、浆液浓度等有
待调整.（2）泵存在汽蚀、磨损现象，石灰浆液泵、补浆泵、回水泵等设备寿命较短.（3）在满足脱除基本硫分的条件下，研究其最大出力.（4）大修期间，在1#脱硫塔塔壁结晶区发现
严重结垢.
图2溶解度与PH的关系
2150mg/Nm².目前，限制脱硫系统的主要因素在吸收塔内，次要因素为石膏浆液泵、水利旋流器、真空皮带机以及石灰石供浆泵.
3.1浆液品质优化
理论上，液位越高，浆液泵人口压头越高，这样就可以达到节能的目的.但通过实验发现其节能效果并不明显，但人口压力升高，有效的增加了浆液泵的汽蚀裕量，使汽蚀发生的概率降低.根据享利定律和综合各方面因素，该系统仍应维持原控制液位，即11~11.5m.浆液密度决定了系统生成石膏的质量，当浆液能正常扩散时，应尽量提高吸收塔内浆液的密度，根据该厂运行工况，建议将石灰浆液的密度控制在1085-1095kg/m”之间.根据不同煤质排烟中的SO含量不同.得出了不同SO浓度下PH值的最优值，见表3.
4结束语
重要影响，以300MW机组湿法脱硫系统为例，分 煤种掺烧对该电厂脱硫系统的安全运行有着析了燃煤中的硫分、水分、灰分、杂质等对脱硫系统的影响，对其存在的问题进行了探讨，并得出了以下优化措施：
（1）吸收塔维持在11-11.5m，石灰浆液的密度控制在1085~1095kg/m²；(2）塔内浆液的PH值原则上不能低于4.加强对脱硫系统出口腐蚀坏点的监测；（3）建议该厂脱硫系统加装CGH，以减轻对烟肉的腐蚀.
表3SO的浓度与浆液PH值的关系
50 的依度/mgNm 旅液PH值1200 以下 4.61 200 1 700 1 700 ~2 400 4.8 5.3
参考文献
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3.2系统腐蚀优化
鉴于本系统是在湿态下进行脱硫的，因此烟气中的SO、SO、CI、F都会对脱硫系统产生严重的腐蚀.为了有效的防止腐蚀的产生，浆液的PH值必须得到有效控制.对于灰浆系的叶轮来说，其抗酸性PH值应该小于4.但是在增压风机启动之前，喷淋的浆液仍会对烟道中的铸钢件产生腐蚀.因为排烟湿度较大，脱硫系统出口一定会有酸露点存在，因此应加强对腐蚀坏点的监测.因此，为了保证脱硫系统安全稳定运行，同时考虑吸收效率最高，塔内的PH值原则上不能低于4.
3.3系统最大出力的研究
由于燃烧煤种质量的不断下降，脱硫系统的负荷增加，制浆系统即使全天工作也不足以满足吸收塔的用量.最大出力问题主要出现在燃用高硫煤期间，系统最大出力主要从脱硫效率、环保排放、浆液品质、石膏品质等方面分析.经计算，机组在满负荷运行时，系统的最大SO处理浓度为
