湿法脱硫效率影响因素分析及策略研究

张 荀，柏 源，李忠华

(国电科学技术研究院，江苏南京 210031)

0 引言

截至2011年底，全国已投运烟气脱硫机组超过6.3亿kW，约占全国煤电机组容量的90%。在全国已投运的烟气脱硫机组中，300MW及以上烟气脱硫机组约占86%。石灰石—石膏湿法脱硫仍是主要脱硫方法，占93%［1］。同时通过充分发挥结构减排、技术减排、管理减排的综合减排作用，电力行业SO2排放量持续下降。但是，我国以煤炭为主的一次能源结构导致SO2排放总量依然很大。随着《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223－2011)正式实施，控制燃煤电厂SO2排放仍然是电力行业环境保护工作的重点之一。

《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法》(试行)的通知中明确将火力发电企业的脱硫系统投运率与脱硫电价挂钩［2］，提出了脱硫综合投运率的概念(脱硫综合投运率为脱硫系统投运率和脱硫效率的乘积)，部分省市要求发电企业按期取消旁路挡板门，确保脱硫设施与主机系统同步运行，并使脱硫效率和排放浓度达到排放要求。

由于电力企业受燃煤市场供需关系的影响较大，相当一部分的企业实际燃煤硫分、灰分和热值已严重偏离设计值，直接造成脱硫设施入口烟气量，SO2浓度、粉尘浓度、烟气温度等超出设计范围，脱硫设施无法长期稳定运行，导致脱硫效率和排放浓度无法达到设计要求。本文将通过分析影响湿法脱硫效率和排放浓度的因素，探讨提高脱硫效率，控制排放浓度的应对策略。

1 影响脱硫效率因素

脱硫设施运行的边界条件较为复杂，各因素之间相互作用，影响脱硫效率和排放浓度。我们将从烟气参数、运行参数和脱硫设备等三方面分析造成脱硫效率降低的原因。

1.1 烟气参数

国内火电机组在运行过程中，负荷变化比较频繁，烟尘浓度、烟气温度、烟气量、SO2浓度等参数随之变化，对脱硫效率产生不同程度的影响。

(1)烟尘浓度。原烟气中的飞灰在一定程度上阻碍SO2与吸收液接触，降低了石灰石中Ca2+的溶解速率。飞灰中溶解的重金属离子抑制Ca2+与的反应;烟气中粉尘会与吸收剂相互包裹夹杂，降低了脱硫效率，影响SO2的排放浓度。

(2)烟气温度。根据SO2吸收化学反应原理，温度较低时，吸收液面上SO2平衡分压降低，有利于吸收;温度较高时有利于解析。

(3)烟气量、入口SO2浓度。烟气量、入口SO2浓度增加，脱硫反应负荷增加，SO2需要克服更大的液膜阻力来实现从气相到液相的扩散，同时由于气相SO2分压增加，相应传质平衡分压增加，反应推动力变小，降低了脱硫效率［3］。

1.2 运行参数

在脱硫系统运行过程中，吸收剂品质、液气比、浆液pH值、Ca/S比、吸收液饱和度等参数经常发生变化，影响脱硫效率和SO2排放浓度。

(1)吸收剂特性。部分发电企业所采用的石灰石纯度低于90%，不符合《火电厂烟气脱硫工程规范石灰石/石灰—石膏法》(HJT 179－2005)要求，加之SiO2含量高，石料硬度大，增加了石灰石磨制难度，导致湿磨系统的出力低、颗粒度粗，在同样钙硫比条件下，脱硫效率下降1% ～3%。一般而言，石灰石颗粒粒径越小，其比表面积越大，反应越充分，吸收速率越快，石灰石利用率越高;吸收剂活性随着碳酸钙含量增加而提高［4］。

(2)液气比。提高浆液循环量使液气比增大，在入口SO2浓度、烟气量及加入石灰石量不变的前提下，与烟气接触的浆液相对量增加;另外，液气比增大，使吸收塔内浆液剧烈湍动，增加了气－液传质面积，有利于脱硫效率的提高，反之会使脱硫效率下降。在运行过程中，造成液气比下降的原因主要有三个方面:一是烟气量增大;二是循环泵实际出力不足;三是喷淋层、喷嘴设计选型缺陷。

(3)浆液pH值。浆液pH值是脱硫运行控制的重要参数。提高吸收塔浆液pH值有利于推动吸收反应向生成HSO－3和SO2－3的方向进行，可以提高脱硫效率。但是pH值也并非越高越好，pH太高一方面造成浆液中未反应的吸收剂过量太多，经济性降低;另一方面还影响石灰石、CaSO4·2H2O、CaSO3·1/2H2O的溶解度，从而形成液膜阻碍反应吸收进一步进行。脱硫塔的浆液pH值的控制一直是工业过程控制的难点之一。其难点在于其非线性;中和点附近灵敏度极高，给控制造成困难;pH传感器受外部环境影响较大;在浆液实际反应过程中，存在较大的滞后。现脱硫设施pH值的调节控制采用PID线性调节控制，要使pH值稳定控制在要求范围内很难。

(4)Ca/S比。在保持液气比不变的情况下，Ca/S比减小，吸收剂的量相应降低，使得浆液pH值下降，减慢了中和反应速率，使得SO2吸收量减少，降低脱硫效率;反之则提高脱硫效率。但是由于吸收剂溶解度较低，供给量增加将导致浆液浓度提高，引起吸收剂过饱和聚集，降低了反应表面积，进而影响脱硫效率。

1.3 设备及仪表

(1)旁路挡板密封。旁路挡板密封不严或者密封系统停运，部分原烟气泄漏至净烟气侧，与经过FGD处理后的净烟气混合，导致净烟气中SO2浓度增加，降低了脱硫效率［5］。

(2)烟气系统阻力大。烟气系统阻力增加，增压风机不能满足要求，锅炉引风机出来的烟气不能及时排除，将会引起锅炉膛压力上升，影响锅炉带负荷能力。在这种情况下，为了满足锅炉带负荷要求，只能将旁路门打开，从而影响脱硫了效率。

(3)检测仪表。CEMS系统仪表的零点漂移、取样管积水、堵塞以及漏风等故障，导致脱硫效率数据显示不准确。pH计、密度计等现场就地仪表受测量环境、磨损及安装位置的影响，造成的测量精度和准确性差，甚至与实际值偏差超出设计误差。对脱硫设施的运行调整起不到监控和调节控制的作用，同样影响脱硫设施的稳定、高效率的运行。

2 提高脱硫效率应对策略

2.1 烟气参数

(1)烟尘浓度。严格控制静电除尘器的除尘效率，避免将脱硫设施变成除尘设备的辅助设施，要求湿法烟气脱硫系统入口粉尘质量浓度在设计范围内(脱硫入口粉尘浓度≤100mg/m3)。

(2)烟气温度。为降低烟气温度，以利于吸收塔中SO2的吸收，合理的脱硫系统应使烟气先经过换热器降温后再进入吸收，吸收塔出口烟气再经过烟气换热器升温后，经烟囱排放。若脱硫系统入口温度过高，可开启事故喷淋系统，使烟气降温后再进入脱硫吸收塔。

(3)烟气量、入口SO2浓度。入口SO2浓度主要是受到燃煤煤质和硫分的影响较大。查阅部分电厂入厂煤，燃煤硫分有高有低，煤质变化较大。因此，加强燃煤掺混，使入炉煤含硫量相对平稳，尽量降低其含硫量是降低SO2浓度的有效途径之一。

2.2 运行参数

(1)吸收剂特性。吸收剂品质直接影响脱硫系统的设计和可靠运行，根据脱硫系统多年来的设计和运行经验积累，选择吸收剂的要求包括:纯度、MgCO3含量、酸不溶性物、细度、硬度和活性等方面的要求。一般而言，最低要求90%通过250目筛，石灰石纯度一般要求大于90%。

(2)液气比。如果机组低负荷长期投运，则对其脱硫设施，可采取对应于高位喷淋层的循环泵，有利于烟气和脱硫剂充分反应，相应的脱硫效率也高。如果机组运行负荷较高，硫分或烟气量增加不是很多，加之提高液气比会使设备的投资和运行能耗增加，吸收塔内阻力增大，增加风机能耗。因此，应在保证脱硫效率和排放浓度的前提下，尽量降低液气比。亦可以通过加入脱硫添加剂，弥补吸收剂活性较弱的缺点，适当降低液气比，提高脱硫效率。如果硫分或烟气量增加超过吸收塔调整或添加剂调节范围，则要对系统进行增容改造。

(3)浆液pH值。吸收塔内浆液的pH值是通过调节进入吸收塔的石灰石浆液流量来控制的，pH值应在最佳范围。增加石灰石浆液流量，可以提高吸收浆液的pH值，减小石灰石浆液流量，吸收浆液的pH值随之降低。如果pH值过小(pH＜4.0)，需要检查石灰石浆液密度，加大石灰石浆液供浆量，检查石灰石的反应活性。此外，应关注烟气HF或浆液中F－离子含量变化，因为有可能是CaF2包覆吸收剂导致pH下降［4］。应按pH值非线性的特性，建立新型的脱硫效率和排放浓度等参数的数学模型，吸取经典PID的精华，改进“简单处理”的缺陷。开发新的脱硫调节控制器，引入新的控制算法，如采用自抗干扰控制方法等控制器、加入神经网络控制和模糊控制理论实现对脱硫设施的pH调节控制，实现自动调节控制，在保证达标排放的前提下，实现经济、稳定运行［6］。

(4)Ca/S比。控制浆液pH值常以维持最佳Ca/S比为准则。提高浆液pH值就意味着提高钙硫比，但过高的pH值将导致钙硫比过大，脱硫效率并没有明显提高且用浆量较大，增加了石灰石耗量，不利于脱硫系统经济运行。实践证明，Ca/S在1.02～1.05之间为宜。

2.3 设备及仪表

(1)旁路挡板密封。当主机负荷不高或者烟气系统堵塞不严重时，可通过开大增压风机导叶等措施，强制烟气通过脱硫系统，减少从旁路泄漏的烟气。此外，将旁路挡板由单挡板更换为双挡板、系统检修中对旁路挡板关闭严密性进行检查，也能在一定程度上降低旁路挡板的烟气泄漏。

对于新建机组而言，环境保护部(环办［2009］25号文)对新审批的燃煤脱硫机组一律要求不得设置烟气旁路，新建机组脱硫系统不存在旁路挡板密封的问题，有些省市已对现役脱硫机组做出布置，将在“十二五”期间取消旁路挡板门。

(2)烟气系统阻力大。烟气系统阻力大主要表现在GGH、除雾器堵塞和结垢。通过加强电除尘器运行维护，根据GGH进出口压差情况增加吹灰器吹扫频率，提高蒸汽品质，必要时采取高压水冲洗等措施少GGH堵塞。在运行中，密切注意除雾器进出口压差，严格执行除雾器冲洗制度，确保除雾器冲洗水的流量和压力。同时，根据除雾器结垢情况确定适合的冲洗程序。

(3)检测仪表。在运行过程中，要对CEMS进行定期校验和比对，确保CEMS的准确投运。计量仪表在实用时要保证校正准确，平时要加强维护，为脱硫系统正常运行调整提供可靠的保证。

3 结语

影响脱硫效率的因素有很多，各个因素影响程度各不相同，且相互影响。在实际脱硫系统运行过程中，要根据每个电厂的实际情况选择合适的设计和运行参数，对症下药，实现高脱硫效率运行的同时，兼顾经济性和降低系统运行能耗，实现经济效益和社会效益的双赢。

［1］中国电力企业联合会.中国电力行业年度发展报告2012［M］.北京:中国市场出版社，2012.

［2］国家发展改革委、国家环保总局.关于印发《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法》(试行)的通知［EB/OL］.http://www.sdpc.gov.cn/zcfb/zcfbtz/2007tongzhi/t20070612_140883.htm，2007-05-29.

［3］禾志强，祁利明.石灰石/石膏法脱硫效率分析［J］.电站系统工程，2009，25(6):51 －53.

［4］薛建明，王小明，刘建民，等.湿法烟气脱硫设计及设备选型手册［M］.北京:中国电力出版社，2011.

［5］李 江，彭宜藻，张爱民.影响脱硫效率的因素分析［J］.华电技术，2010，32(10):68 －71.

［6］程启明，郑勇.火电厂石灰石/石膏湿法脱硫技术中关键控制系统［J］.上海电力学院学报，2007，23(2):141－146.