脫硫法中“石膏雨”排放的分析及治理

張鴻吉（大慶油田有限責任公司電力集團）

脫硫法中“石膏雨”排放的分析及治理

張鴻吉（大慶油田有限責任公司電力集團）

濕法脫硫因其反應速度快、效率高、添加劑利用率高而成為國際上普遍采用的煙氣脫硫技術。針對大慶地區采用濕法脫硫技術的某火力發電廠排放煙氣夾帶“石膏雨”現象嚴重的問題，通過理論測算、風險評估、編寫TXP-3000系統程序及運行試驗，對該電廠脫硫系統中原有設計的設備運行方式進行了優化。新的運行方式在2016年得以實施，效果良好，“石膏雨”排放下降了90%；同時，還節約脫硫系統電量590×104kWh，創造了巨大的經濟效益和社會效益。

濕法煙氣脫硫；石膏雨；漿液循環泵；運行方式；耗電量

引言

中國是世界上最大的煤炭生產和消費國，也是世界上少數幾個以燃煤為主要能源的國家之一。我國排放的二氧化硫90%來源于燃煤，隨著我國經濟的發展，用煤量不斷增加，二氧化硫的排放量也隨之增長，居世界第一位。聯合國環境規劃署資助項目“將環境因素納入能源規劃（Incorporation of Environmental Consideration in Energy Planning）”的研究表明，按照中國的能源政策，到2020年，煤炭在中國一次能源供應結構中將占63.1%。若不采取有效措施，2020年我國的二氧化硫排放量將達到3500×104t。二氧化硫的大量排放造成我國城市的空氣污染十分嚴重。根據國家環保總局對全國2177個環境監察站13年的監測數據，我國有62.3%的城市環境空氣二氧化硫的濃度超過國家環保空氣質量二級標準。電力是經濟發展的基礎，目前以及未來相當長的一段時間內，燃煤電廠仍將是發電行業的主體。而燃煤電廠是二氧化硫排放的大戶，以1座中等裝機容量（200×104kW）的燃煤（褐煤、含硫量1%）電廠為例，若不經煙氣脫硫處理，僅此1家電廠每年向大氣排放的二氧化硫約為10×104t，將造成極大的環境污染。因此，降低燃煤電廠二氧化硫以及附屬污染物“石膏雨”的排放是治理污染、保護環境的大事。

1 技術背景

1.1 煙氣脫硫技術

國內外的煙氣脫硫技術主要有石灰石/石膏法、電石渣/石膏法[1]、白泥/石膏法、半干法、氧化鎂法、雙堿法、廢堿液法等。目前，國內燃煤電廠普遍采用石灰石/石膏濕法脫硫技術，簡稱濕法脫硫（圖1），它主要有以下特點：

1）脫硫效率高。濕法脫硫工藝脫硫率超過95%，脫硫后的煙氣不但二氧化硫濃度很低，而且煙氣的含塵量也大大減少。大機組采用濕法脫硫工藝，二氧化硫脫除量大，有利于地區和電廠實行總量控制。

2）技術成熟，運行可靠性好。國外火電廠濕法脫硫裝置投運率一般可達98%以上，由于其發展歷史長，技術成熟，運行經驗多，因此不會因脫硫設備而影響鍋爐的正常運行。特別是新建的大機組采用濕法脫硫工藝，使用壽命長，可取得良好的投資效益。

3）對煤種的適應性強。該工藝適用于任何含硫量煤種的煙氣脫硫，即便是含硫量大于3%的高硫煤，濕法脫硫工藝都能適應。

4）吸收劑資源豐富，價格便宜。作為濕法脫硫工藝吸收劑的石灰石，在我國分布很廣，資源豐富，價格便宜，破碎制粉較簡單，鈣的利用率較高。

5）副產物便于綜合利用。濕法脫硫工藝的副產物為石膏，可用于生產建材產品和水泥緩凝劑。這不僅可以增加電廠效益、降低運行費用，而且可以減少處置費用，延長灰場使用年限。

圖1 濕法煙氣脫硫基本流程

如圖1所示，正常運行方式下，旁路擋板處于關閉狀態，燃煤機組鍋爐產生的煙氣途經進口擋板→增壓風機→煙氣換熱器，進入吸收塔內進行煙氣脫硫。循環泵的作用是將由漿液箱注入到吸收塔內的石灰石漿液從吸收塔底部輸送至原煙氣入口上方，石灰石漿液通過噴嘴進行霧化，從而分散成細小的液滴并覆蓋吸收塔的整個橫斷面。這些液滴在與煙氣逆流接觸時，煙氣中的酸性氣體二氧化硫與堿性的石灰石漿液發生化學反應，化學方程式[2]為

中和反應

氧化反應

為保證上述化學反應的順利進行，需要向吸收塔漿池提供足夠的氧氣或空氣，以便于石膏的形成（即從亞硫酸鈣進一步氧化成硫酸鈣）。漿液pH值的高低直接反映了吸收塔內化學反應的進行情況，為達到良好的脫硫效率，一般將pH值控制在4.5至5.5之間為宜[3]。吸收劑的氧化和中和反應在吸收塔底部的儲液區進行，反應需要足夠長的時間，吸收塔內的吸收劑（石灰石）被攪拌器、氧化空氣（由氧化風機來）和吸收塔循環泵不停地攪動，以保證吸收塔內的物質能夠進行充分的化學反應，形成最終的副產物石膏[4]，并由石膏排出泵排出吸收塔外。

1.2 脫硫島控制系統的應用情況

某油田企業自備電廠共有火力發電機組4臺，總裝機容量為900 MW（3×200+1×300）。該電廠脫硫系統采取如下設計方案：脫硫島下設3座吸收塔，其中1#、2#爐共用1座吸收塔，3#、4#爐單獨配備1座吸收塔，1#、2#、3#爐各自配備1臺增壓風機。

該電廠脫硫控制系統采用由西門子公司研發的TXP-3000系統，該系統提供了豐富的模件，能夠實現用戶的各種控制需求。TXP-3000系統以分散控制系統為核心的完整的檢測、調節、連鎖和保護裝置為基礎，實現以顯示器和鼠標作為監視和控制中心，對整個脫硫系統的集中控制[5]。正常情況下，自動化水平將達到無需現場人員的干預，在控制室內即可實現對煙氣脫硫設備及其附屬系統啟/停的控制、正常運行的監視和調整，以及系統運行異常與事故工況的處理，保證煙氣脫硫效果和煙氣脫硫設備的安全經濟運行。

脫硫系統的監控在脫硫控制室操作員站上完成，操作人員可通過顯示器及鍵盤和鼠標對系統進行監視和控制操作。脫硫控制系統主要由分散控制系統、煙氣連續監測系統、熱控電源系統、熱控氣源系統、火災報警系統、工業電視系統組成。在每臺機組的FGD入口配置煙氣SO2、O2、NOX、煙氣粉塵濃度、壓力、溫度、濕度參數測量，在FGD出口配置SO2、02、NOX、CO、粉塵濃度、壓力、溫度、煙氣流量、濕度參數測量。實時測量結果將以硬接線的方式送入FGD_DCS，并可以通訊的方式送至環保監測站。

分散控制系統的主要功能包括脫硫島生產工藝的數據采集和處理（DAS）、模擬量控制（MCS）和順序控制（SCS）。

1.2.1 數據采集與處理系統

數據采集與處理系統連續采集和處理所有與脫硫工藝系統有關的重要測點信號及設備狀態信號，以便及時向操作人員提供有關的實時信息。基本功能如下：過程變量輸入掃描處理，固定限值報警處理，并可報警切除、LED顯示、打印制表、歷史數據存儲和檢索（HSR）、性能計算。

1.2.2 主要模擬量控制系統

1）石灰石漿給料量控制。利用石灰石漿給料量控制吸收塔中SO2去除量，測量未凈化和凈化后煙氣中SO2濃度，并校正到相應煙氣溫度、壓力，濕份和煙氣量，通過這些測量可計算SO2去除效率。再循環吸收塔漿液的pH值被疊加到SO2和煙氣量信號來提供吸收塔中溶解石灰石濃度的校正值。

2）石膏脫水自動控制。通過測量膏餅的厚度，控制帶式過濾器速度。過濾器速度將用變頻器控制。

1.2.3 主要順序控制功能組

SCS功能組是指除霧器沖洗水泵順序啟停功能、循環泵的順序啟停功能、氧化風機的順序啟停功能。

2 單臺漿液循環泵運行方式的實施

2.1 原有設計存在的問題

該電廠脫硫島包含3座吸收塔，每座吸收塔配備有3臺漿液循環泵用于漿液輸送噴淋，對含有二氧化硫等硫化物的煙氣進行噴淋洗滌，從而將煙氣中漿液循環泵的二氧化硫除掉。每座吸收塔的原有設計運行方式為2臺漿液循環泵（單泵功率為1000 kW）同時運行，1臺漿液循環泵備用。這種運行方式能夠保證吸收塔的脫硫效率達到標準。但是，投入運行一段時間后發現，吸收塔出口凈煙氣中所攜帶的水汽含有大量的石膏，煙囪排出的煙氣不能有效抬升并擴散到大氣中，煙氣中攜帶的煙塵及液滴聚集在煙囪附近，形成白色煙霧，落到地面后形成“石膏雨”；特別是冬季，這種現象更加明顯[6]（圖2）。

圖2 被“石膏雨”污染的汽車

通過技術分析得知，有兩項因素是該電廠“石膏雨”現象嚴重的直接原因。一是該電廠的脫硫漿液循環裝置的設計余量過大，液氣比高于正常水平，該電廠為21∶1，同類電廠一般為15∶1；液氣比設計值過高，使煙氣中液滴夾帶量增多，同時也增大了除霧器的負荷，造成除霧器堵塞。二是煙氣流速過高，該電廠為5～8 m/s，而同類電廠僅為3～5 m/s，速度過快導致煙氣除霧的效果不佳，造成煙氣攜帶水汽過多[7]。

2.2 新運行方案的設計

通過對工藝數據的分析和試驗，擬采用單臺漿液循環泵獨自運行的方案，可有效降低煙氣的液氣比，減少“石膏雨”現象的發生[8]。對DCS控制系統中的漿液循環泵的運行保護邏輯進行改進。在DCS系統增設如下控制邏輯：首先，設置緊急啟動事故噴淋及除霧器所有噴淋設備邏輯的功能。其次，設置漿液循環泵在全部停運時對應的故障聲光報警及文字提示，提醒運行人員及時進行處理。上述增設的邏輯能夠保證即使在漿液循環泵全部停運時，也能有效控制原煙氣入口溫度，避免由于入口煙氣溫度高而造成吸收塔內設備如除霧器、防腐涂層等損壞的重大事故發生。上述技術手段為實現單臺漿液循環泵的運行提供了可靠的技術保證。

2.3 模擬實驗

在脫硫系統工程師站中，模擬發生漿液循環泵全停的情況下設備的運行狀況，對優化的可靠性加以驗證。結果如下：T3000系統瞬間響應，持續發出故障聲光報警及文字提示。在10 ms內完成指令發送，0.5 s內完成啟動事故噴淋及除霧器最下層所有噴淋設備，3 s內原煙氣入口溫度由55℃下降至29℃，達到預期效果（圖3、圖4）。

圖3 漿液循環泵全停狀態下未啟動噴淋效果示意圖

圖4 漿液循環泵全停狀態下啟動噴淋效果示意圖

由圖5可知，正常運行情況下，凈煙氣的出口溫度在52～60℃之間波動。當啟動事故噴淋時5min內，煙氣的溫度急劇下降，最低值達到20℃，達到預期效果，吸收塔內設備可以安全運行。此段時間內，系統會發出聲光報警信息以提醒運行人員，運行人員有充足的處理應對時間，啟動備用設備，保證脫硫系統的安全運行。經實驗，漿液循環泵單臺漿液循環泵運行，煙氣脫硫效率仍保證在98%以上。2016年，上述運行方案在該電廠得以實施[9]。

表1 2015—2016年該廠用電數據（部分） 104kWh

圖5 凈煙氣溫度變化示意

3 應用情況及實施效果

2016年，單臺漿液循環泵運行方式在該電廠脫硫系統中得以應用，“石膏雨”排放下降了90%，減輕對周圍環境的影響，環保效應顯著；大幅降低漿液循環泵及其附屬設備的消耗，磨損也大大縮減，節省了維護時產生的人力、物力，節能降耗效果非常明顯[10]。

1）經咨詢該電廠相關部門，2016年脫硫耗電率大幅降低，同比2015年節約了大量電能，主要原因為：

◇采取單臺漿液循環泵獨自運行方式；

◇4#機組2016年比2015年同期運行時間長50余天，而4#機組脫硫系統中無增壓風機；因此，在2015、2016年同期全廠發電量大致相同的情況下，4#機組運行時間長可降低脫硫系統耗電率。

2）按照表1進行計算，2016年漿液循環泵單項耗電應為3107.7×104kWh，而實際僅為2514.68×104kWh；所以，采取單臺漿液循環泵獨自運行方式后，2016年累計節省電能約593.02×104kWh。

4 結論

在火力發電廠煙氣脫硫系統中，單臺漿液循環泵獨自運行的方案是完全可以實現的。通過制訂嚴密可靠的控制策略，能夠保證脫硫系統的安全運行。此種運行方式最大的意義在于對環境的保護，既能大大降低“石膏雨”的排放，減少對周邊環境的污染，又能降低設備的損耗，節省大量電能，經濟效益、社會效益非常顯著[11]。

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2017-05-22

（編輯 李珊梅）

10.3969/j.issn.2095-1493.2017.10.015

張鴻吉，工程師，2004年畢業于東北電力學院（電氣工程及其自動化專業），從事發電廠脫硫系統檢修工作，E-mail：13766772327@163.com，地址：黑龍江省大慶市電力工程技術服務公司脫硫分公司，163311。