脫硫吸收塔漿液失效的原因分析與處理措施

武 泉韓成志王 強

（1.國網(wǎng)能源公司開發(fā)有限公司神頭第二發(fā)電廠發(fā)電部，山西朔州 036011；

2.國網(wǎng)能源公司開發(fā)有限公司神頭第二發(fā)電廠脫硫運行分公司，山西朔州 036011）

脫硫吸收塔漿液失效的原因分析與處理措施

武 泉1韓成志2王 強2

（1.國網(wǎng)能源公司開發(fā)有限公司神頭第二發(fā)電廠發(fā)電部，山西朔州 036011；

2.國網(wǎng)能源公司開發(fā)有限公司神頭第二發(fā)電廠脫硫運行分公司，山西朔州 036011）

石灰石-石膏濕法煙氣脫硫系統(tǒng)（FGD）運行中，由于鍋爐煤質(zhì)差投油助燃、電除塵除塵效率低等原因，造成吸收塔漿液失效（中毒）。通過添加濃度為32%的NaOH和Ca(OH)2，在短時間內(nèi)脫硫效率迅速上升到95%以上，有效解決了漿液失效情況下不排漿置換、不開旁路擋板的難題，大量節(jié)約漿液并保證脫硫系統(tǒng)的投用率。

電廠；煙氣脫硫；石灰石-石膏濕法；脫硫吸收塔；漿液失效

1 電廠概況

神頭第二發(fā)電廠一期工程2×500 MW機組采用石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝，脫硫裝置按照一爐一塔布置。每臺脫硫裝置的煙氣處理能力為相應(yīng)鍋爐設(shè)計最大連續(xù)蒸發(fā)量工況（BMCR） 時的100%煙氣量，按脫硫效率≥95.5%設(shè)計。每臺鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量為1 650 t/h，煙氣量1 705 000 m3/h（標(biāo)況、干態(tài)、設(shè)計煤種）、煙氣量1 802 000 m3/h（標(biāo)況、濕態(tài)、設(shè)計煤種）。見表1。

表1 100%負(fù)荷時FGD入口煙氣參數(shù)

脫硫系統(tǒng)采用分散控制系統(tǒng)（DCS）進行控制。運行人員在脫硫控制室內(nèi)通過FGD-DCS的操作員站，對脫硫系統(tǒng)及其輔助系統(tǒng)進行啟/?？刂啤⒄＿\行的監(jiān)視調(diào)整以及異常與事故工況的處理。

2 漿液失效（中毒）的過程及原因分析

2010年 12月 15日 12：00，#2機組負(fù)荷277 MW，脫硫效率93%。運行人員發(fā)現(xiàn)脫硫效率迅速下降，判斷為煙氣連續(xù)排放檢測系統(tǒng)（CMES） 分析儀出現(xiàn)故障，馬上通知熱控檢查。熱控檢查后告知運行CEMS分析儀正常，但運行人員在高密度高流量的供漿情況下也不能控制脫硫效率的下降，初步判斷為吸收塔漿液失效。

2.1 漿液失效（中毒）的現(xiàn)象

①吸收塔反應(yīng)閉塞，pH值無法控制，處于緩慢下降趨勢；

②加大供漿沒有明顯效果，而加大增壓風(fēng)機開度，pH值下降非常迅速；

③脫硫效率明顯下降，低于80%；

④石膏呈泥狀，品質(zhì)變差，無法進行脫水。

2.2 漿液失效原因分析

根據(jù)系統(tǒng)運行實際數(shù)據(jù)和運行調(diào)節(jié)情況，并調(diào)取近1周的數(shù)據(jù)。在近期內(nèi)因為氣溫下降儲煤場凍塊增多，泥煤在輸煤系統(tǒng)中各轉(zhuǎn)運站落煤筒粘、堵嚴(yán)重，不能正常上煤；同時入爐煤質(zhì)差，鍋爐頻繁大量投油，近1周助燃投油約100 t，入爐煤灰分50%左右，見表2；電除塵除塵效率差，使大量的油污和灰分進入吸收塔，漿液里含的油和灰分太多，最終造成吸收塔漿液失效。見圖1。

表2 2010年12月9日～12月20日機組助燃油及入爐煤質(zhì)化驗數(shù)據(jù)

圖1 #2吸收塔入口、出口粉塵濃度曲線

油污在吸收塔內(nèi)與漿液的接觸中，會在石灰石、亞硫酸鈣等固相顆粒的表面形成一層薄薄的油膜。油膜將石灰石與液體隔離，阻止了石灰石的溶解，從而導(dǎo)致了脫硫效率和pH值的降低；另外，亞硫酸鈣表面的油膜還阻止了亞硫酸鹽的氧化，將難以形成石膏晶體。

除塵效率下降則進入FGD吸收塔的煙塵量增加，煙塵中的HF（氟化氫）進入吸收塔與水反應(yīng)，形成F-離子。F-離子與煙塵中含有的多種重金屬雜質(zhì)等反應(yīng)生成較為穩(wěn)定的多核絡(luò)合物AlFn。這些化合物附在石灰石表面，阻礙石灰石溶解及反應(yīng)，造成鈣供給量不足。若煙塵濃度超設(shè)計值，吸收劑的活性則明顯降低，吸收塔漿液pH值會有所下降，SO2的吸收反應(yīng)無法正常進行，導(dǎo)致脫硫率下降。

另外，運行監(jiān)控調(diào)整中判斷不清，吸收塔高密度漿液沒有及時外排，漿液中的CaSO4·2H2O飽和抑制CaCO3溶解反應(yīng)；氧化不充分引起亞硫酸鹽致盲；工藝水水質(zhì)差，石灰石粉品質(zhì)差，引起吸收塔漿液發(fā)生石灰石盲區(qū)。

3 處理過程

3.1 漿液置換

2010年12月16 日下午，決定開旁路置換漿液。為保證脫硫系統(tǒng)的投用率，爭取8 h內(nèi)完成漿液置換并提高脫硫效率。

16日18∶00 開始外排漿液，21∶00打開旁路擋板，24∶00吸收塔液位將至4.2 m后開始補水并間斷性地補充石灰石漿液。17日6∶26吸收塔液位10.8 m，9∶27啟動增壓風(fēng)機并關(guān)旁路擋板門；關(guān)閉旁路擋板門后脫硫效率86%，負(fù)荷361 MW；9∶30脫硫效率又開始下降。

這次的經(jīng)驗說明，在漿液失效后如果不將吸收塔漿液全部排空置換還會再次造成漿液失效。

最后，決定在吸收塔內(nèi)間斷性地加入濃度為32%的堿（NaOH），去掉漿液里的油污，改變塔內(nèi)的反應(yīng)環(huán)境，提高漿液的活性。

3.2 添加NaOH、Ca(OH)2恢復(fù)失效漿液

17日16∶00 在吸收塔內(nèi)加入NaOH 7桶280 kg，22∶30 加入 13 桶 520 kg，18 日 8∶30 加入 11 桶440 kg，總計加入1 240 kg；并將機組負(fù)荷降至300 MW，pH值和效率明顯上升，10∶50脫硫效率86%，pH值 5.1。11∶00加入熟石灰 Ca(OH)2約12 t，脫硫效率和pH值迅速上升。11∶40脫硫效率98%，pH值6.8。經(jīng)過一段時間的運行，pH值緩慢下降。12∶40機組負(fù)荷 416 MW，pH 值 6.5。14∶10機組負(fù)荷428 MW,pH值6.2時停止下降并有了上升趨勢。

運行參數(shù)變化見表3。加入堿NaOH和熟石灰Ca(OH)2后的工況參數(shù)和趨勢曲線見圖2。

試驗說明，如果在漿液失效的情況下加入NaOH和Ca(OH)2是可以將失效的漿液恢復(fù)正常的。

表3 #2吸收塔特殊工況參數(shù)

圖2 加入NaOH和Ca(OH)2后的工況參數(shù)和趨勢曲線

2011年1月8 日再次發(fā)生脫硫效率下降，對所表現(xiàn)的現(xiàn)象和運行工況綜合分析判斷，1周內(nèi)助燃油90余t，入爐煤平均灰分49%，仍然為漿液失效，參數(shù)見表4。參照前一次處理過程，于15∶00一次性加入白灰20 t。2 h后17∶15脫硫效率開始增加為81%，17∶18上升至90.05%之后迅速上升為98%，曲線變化見第33頁圖3，說明添加NaOH和消石灰Ca(OH)2，是在漿液失效情況下，不排漿置換、不開旁路，恢復(fù)失效漿液的有效途徑。

表4 2011年1月4日～9日機組助燃油及入爐煤質(zhì)化驗數(shù)據(jù)

3.3 添加NaOH、Ca(OH)2恢復(fù)失效漿液的原理

2是1為慢反應(yīng)，是速度控制過程之一。然后H+與溶液中的OH-中和反應(yīng)，生成鹽和水，促進SO2不斷被吸收溶解，具體反應(yīng)方程式如下：

圖3 加入Ca(OH)2后的工況參數(shù)和趨勢曲線

脫硫后的反應(yīng)產(chǎn)物進入再生池內(nèi)用另一種堿，一般是Ca(OH)2進行再生，再生反應(yīng)過程如下：

存在氧氣的條件下，還會發(fā)生以下反應(yīng)：

未完全反應(yīng)的SO2與后加入的Ca(OH)2發(fā)生如下反應(yīng)：

4 預(yù)防及處置措施

①加強電除塵器的運行管理，限制進入脫硫塔煙氣中飛灰的濃度，若FGD的粉塵濃度高，調(diào)整電除塵運行參數(shù)和振打方式。

②若原煙氣SO2含量高引起石灰石漿液失效，申請機組負(fù)荷降低，減少SO2含量。

③在機組大量投油時脫硫必須大量外排漿液，運行人員要特別注意pH值和脫硫效率的變化，如發(fā)現(xiàn)脫硫效率和pH值在供漿的情況下下降快，凈煙氣SO2明顯上升，這時高密度高流量地供漿，補充新鮮的石灰石漿液和工藝水，并增開氧化風(fēng)機。

④如果還不能控制脫硫效率和pH值下降，應(yīng)該馬上加入堿NaOH或Ca(OH)2去掉漿液里的油污，改變塔內(nèi)的反應(yīng)環(huán)境，提高漿液的活性。

⑤出現(xiàn)pH值和脫硫效率有較大變化，短時間無法改善的情況，必須及時通知環(huán)保信息部和發(fā)電部，必要時協(xié)助對相關(guān)化驗數(shù)據(jù)進行化驗。

⑥控制工藝水中的氟離子的含量，若氯離子含量高，加強廢水排放，降低吸收塔中的氯離子含量和重金屬含量。

⑦如添加堿（NaOH） 和熟石灰Ca(OH)2后仍不能有效提高脫硫效率，則進行漿液置換。根據(jù)開旁路相關(guān)規(guī)定，由廠環(huán)保信息部向上級環(huán)保部門申請，并請示值長，打開煙氣旁路擋板運行，排空吸收塔漿液進行置換。

⑧熱控人員對pH值計、密度計、CMES系統(tǒng)必須定時校驗，保證顯示準(zhǔn)確，便于運行人員對運行工況進行準(zhǔn)確判斷和調(diào)整。

5 結(jié)論

①能在漿液失效情況下不開旁路即可恢復(fù)，保證脫硫系統(tǒng)的投用率；

②可迅速提高脫硫效率，大大減少SO2的排放；

③可減少置換排放漿液造成的石灰石粉大量排放；

④短時間內(nèi)恢復(fù)脫硫效率，基本不會造成機組限負(fù)荷，影響電量。

[1]大唐國際發(fā)電股份有限公司.火力發(fā)電廠輔控運行 [M].北京：中國電力出版社，2009：422-444.

[2]李繼蓮.煙氣脫硫?qū)嵱眉夹g(shù) [M].北京：中國電力出版社，2008：116-136.

[3]北京博奇電力科技有限公司運營維護中心.脫硫系統(tǒng)典型故障分析及處理.[DB/OL].http://wenku.baidu.com/view/fdcda6f34693daef5ef73d62.html,2010-9-4/2011-3-2.

Cause Analysis and Treatment Measure of FGD Absorber Slurry Failure

Wu Quan Han Chengzhi Wang Qiang

In process of running limestone-gypsum wet flue gas desulfurizing system,poor steam coal,cast oil for combustion,and low electric precipitation efficiency cause the absorption tower slurry failure or poisoning.By adding a concentration of 32%NaOH and Ca (OH)2,the desulfurization efficiency increased rapidly to 95%or more in a short time,the study solves effectively problems of discharging without slurry draining and unopen the bypass damper under the condition of slurry failure,save a large number of slurry and ensure the utilization rate of desulfurization system.

power plant;limestone-gypsum wet flue gas desulfurizing；desulphurization absorption tower；slurry failure

X701.3

A

1000-4866（2011）03-0030-04

武泉，男，1971年出生，大專畢業(yè)，山西神頭第二發(fā)電廠發(fā)電部專工，工程師。

2011-07-26

2011-08-12