電廠濕法脫硫系統(tǒng)吸收塔起泡溢流分析及對策

于洪海 金冬青 李 超 曲立濤

（1華電電力科學(xué)研究院有限公司東北分公司 遼寧沈陽 110180 2沈陽市環(huán)境科學(xué)學(xué)會 遼寧沈陽 110015）

引言

從2011年《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（GB13223-2011）頒布實施至2015年三部委聯(lián)合印發(fā)《全面實施燃煤電廠超低排放和節(jié)能改造工作方案》（環(huán)發(fā)〔2015〕164號）以來，對火電企業(yè)大氣污染物排放濃度限值的要求愈來愈嚴(yán)，其中環(huán)發(fā)〔2015〕164號明確要求，“到2020年，全國所有具備改造條件的燃煤電廠力爭實現(xiàn)超低排放（即在基準(zhǔn)氧含量6%條件下，煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度分別不高于10、35、50毫克/立方米）”。各火電企業(yè)為了滿足更嚴(yán)格的排放要求，紛紛對現(xiàn)有的脫硫設(shè)施進(jìn)行技術(shù)升級改造，其中石灰石-石膏濕法脫硫工藝是目前我國火電廠煙氣脫硫的主流工藝[1]。但為了達(dá)到更嚴(yán)格的排放要求，對脫硫系統(tǒng)的運行便提出更高的要求，同時由于設(shè)備施工水平、工藝用水與原料，運行管理水平等方面的原因，燃煤電廠濕法脫硫系統(tǒng)在運行過程中不斷的出現(xiàn)吸收塔起泡溢流情況[2]。本文以某燃煤電廠石灰石-石膏濕法脫硫系統(tǒng)在運行過程中出現(xiàn)的吸收塔起泡溢流情況為例，對異常情況進(jìn)行現(xiàn)場實地考察與分析，并提出了解決措施，為其他同類型的電廠提供參考。

1 設(shè)備概況

某電廠現(xiàn)有2×300MW燃煤發(fā)電機(jī)組，鍋爐為SG-1025/17.5-M729型亞臨界參數(shù)、自然循環(huán)、一次中間再熱、單爐膛平衡通風(fēng)、固態(tài)排渣、半露天布置的汽包爐。鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量（BMCR）1025t/h。脫硫系統(tǒng)采用石灰石-石膏濕法脫硫工藝，2009年初與機(jī)組同步投入運行，2010年對脫硫系統(tǒng)進(jìn)行了增容改造，2013年起對原有的脫硫系統(tǒng)進(jìn)行提效改造，增設(shè)二級串聯(lián)塔，最近一次改造該電廠對漿液循環(huán)泵的流量進(jìn)行了增容，改造中將一級塔其中兩臺循環(huán)泵的流量由4300m3/h增大到了6500m3/h，吸收塔的原煙氣煙道入口高度、半徑等參數(shù)未變。目前脫硫系統(tǒng)出口排放濃度滿足“超低排放”相關(guān)限值要求（SO2排放濃度不大于 35mg/Nm3）。

2 運行異常情況簡述

該燃煤電廠石灰石-石膏濕法脫硫裝置在改造后，1、2號機(jī)組脫硫系統(tǒng)各級吸收塔均不同程度的連續(xù)發(fā)生漿液溢流和起泡，其中一級塔尤為嚴(yán)重現(xiàn)場情況見圖1。

圖1 電廠脫硫吸收塔溢流起泡現(xiàn)狀

3 運行異常調(diào)查與分析

3.1 故障原因分析

一般情況下，導(dǎo)致吸收塔漿液溢流起泡的原因主要有以下幾點：（1）鍋爐在運行過程中投油、燃燒不充分，煤焦油和細(xì)煤粉等未燃盡的成分進(jìn)入吸收塔，造成吸收塔漿液有機(jī)物含量增加。（2）除塵器運行狀況不佳，吸收塔入口粉塵濃度超出設(shè)計值。（3）石灰石中MgO含量超標(biāo)，與SO42-反應(yīng)參生大量泡沫。（4）脫硫廢水處理系統(tǒng)不能正常投入，導(dǎo)致吸收塔漿液品質(zhì)逐漸惡化。（5）脫硫工藝水和吸收塔補(bǔ)充水的水質(zhì)不佳，COD、BOD等含量超標(biāo)。

3.1.1 鍋爐投油及燃燒方面調(diào)查分析

通過查看現(xiàn)場運行數(shù)據(jù)、歷史曲線以及相關(guān)化驗數(shù)據(jù)，并且與運行專責(zé)人員進(jìn)行深入交流后可知，目前電廠鍋爐采取微油點火的方式，燃燒效率正常，并且近期未出現(xiàn)溢流出黑色泡沫的情況。

3.1.2 除塵器及脫硫入口煙塵濃度調(diào)查分析

通過查看DCS及調(diào)取相關(guān)歷史曲線得知，該電廠除塵器運行基本正常，吸收塔入口煙塵濃度滿足設(shè)計值要求。電廠脫硫系統(tǒng)的吸收塔漿液密度、漿液pH值、吸收塔液位、漿液循環(huán)泵的切換等主要運行參數(shù)均基本上控制在設(shè)計范圍之內(nèi)。

3.1.3 石灰石品質(zhì)影響調(diào)查分析

由該電廠提供的石灰石粉化驗結(jié)果可知，近半年的石灰石粉中的CaO含量基本在50%以上，MgO含量基本在2%以下，粒徑基本在95%左右（250目），酸不溶物未檢測，從現(xiàn)有的石灰石化驗項目和結(jié)果來看，石灰石品質(zhì)相對較好，可以滿足脫硫運行的要求，尤其是MgO的含量滿足要求，基本上排除由石灰石粉的品質(zhì)不佳造成漿液起泡的可能。

3.1.4 脫硫廢水運行調(diào)查分析

脫硫廢水處理系統(tǒng)運行正常，處理后的脫硫廢水排入廠區(qū)污水處理設(shè)施進(jìn)一步處理。

3.1.5 脫硫工藝水水質(zhì)調(diào)查分析

參照《火力發(fā)電廠石灰石-石膏濕法煙氣脫硫系統(tǒng)設(shè)計規(guī)程》（DL/T 5196-2016）中對脫硫工藝水水質(zhì)的要求，Cl-含量不宜超過300mg/L、不得超過600mg/L，COD含量不宜超過30mg/L。目前該燃煤電廠的工藝水水源為城市中水和循環(huán)水，根據(jù)該電廠對脫硫工藝水的化驗結(jié)果可知（見表3），循環(huán)水Cl-已經(jīng)超過了600mg/L。收集該電廠委托有資質(zhì)單位對電廠工藝水源中部分水質(zhì)化驗結(jié)果可知（見表4），中水的COD已經(jīng)超過了30mg/L。由此可知，該電廠目前脫硫系統(tǒng)使用的工藝水中Cl-和COD含量已經(jīng)超過了DL/T 5196-2016的要求。

表3 工藝水水質(zhì)指標(biāo)均值

表4 電廠工藝水水質(zhì)部分指標(biāo)

另外，由于城市污水廠匯集了匯水區(qū)范圍的生活污水、雨水和工業(yè)廢水等，污染物成分比較復(fù)雜，尤其是生活污水中含有磷和陰離子表面活性劑，磷和陰離子表面活性劑分別是洗衣粉和洗滌劑的主要成分，極易產(chǎn)生泡沫，如果城市污水處理不當(dāng)，出水水質(zhì)中總磷和陰離子表面活性劑容易超標(biāo)。根據(jù)相關(guān)文獻(xiàn)可知，該電廠采用中水中含有大量的表面活性劑，成分較為復(fù)雜[3]。因此，該電廠工藝水中含有過量的總磷和陰離子表面活性劑也容易導(dǎo)致漿液發(fā)生起泡現(xiàn)象。

3.1.6 設(shè)計值與運行值對比分析

以該電廠1號機(jī)組為例，根據(jù)現(xiàn)場運行參數(shù)進(jìn)行有關(guān)計算，將脫硫系統(tǒng)實際運行值與設(shè)計值進(jìn)行對比，具體對比結(jié)果見表5。

表5 脫硫系統(tǒng)設(shè)計值與運行參數(shù)對比

由表5中的數(shù)據(jù)可知，根據(jù)診斷當(dāng)天的實際工況進(jìn)行核算，各項指標(biāo)均在設(shè)計值范圍內(nèi)，運行狀態(tài)較好，且漿液未發(fā)生嚴(yán)重溢流。但如果當(dāng)煤質(zhì)發(fā)生變化，硫分增大時，為確保SO2排放濃度達(dá)標(biāo)，考慮脫硫塔處于滿負(fù)荷運行條件下，4臺漿液循環(huán)泵全部投運，按照設(shè)計的漿液停留時間為3.83min進(jìn)行核算，吸收塔氧化區(qū)的容積將達(dá)到1378.8m3，吸收塔液位達(dá)到12.20m，根據(jù)技術(shù)協(xié)議中給出吸收塔吸收區(qū)的高度為12.05m，吸收塔圖紙中顯示的煙氣入口煙道中心高度為13.05m，并且在一級塔2臺循環(huán)泵增容后，該高度未發(fā)生變化，因此經(jīng)核算的吸收塔實際液位將超過吸收塔氧化區(qū)的高度，距離煙氣入口煙道中心高度僅0.85m，漿液溢流倒灌的風(fēng)險極大，假如漿液停留時間控制略高于3.83min，則實際運行的液位將會更高，如果漿液發(fā)生起泡現(xiàn)象，那么漿液極易倒灌原煙道。另外，漿液循環(huán)泵的運行，加劇了吸收塔內(nèi)漿液的擾動，并且在氧化風(fēng)機(jī)的共同作用下，也容易加劇吸收塔漿液溢流起泡的現(xiàn)象。

4 解決措施

（1）由于目前該電廠提供的水質(zhì)監(jiān)測數(shù)據(jù)不足，無法對工藝水水質(zhì)對漿液起泡的影響做出準(zhǔn)確判斷，建議對工藝水水質(zhì)委托有資質(zhì)部門進(jìn)行監(jiān)測，監(jiān)測項目盡量全面，至少應(yīng)包括COD、BOD、SS、Cl-、TP、陰離子表面活性劑等指標(biāo)。

（2）電廠應(yīng)完善工藝水水質(zhì)日常化驗監(jiān)測項目，增加COD、SS等指標(biāo)，尤其是經(jīng)過預(yù)處理后的中水水質(zhì)。加強(qiáng)中水預(yù)處理裝置的運行調(diào)整，以確保經(jīng)過處理后的中水滿足脫硫系統(tǒng)工藝水用水的要求。

（3）進(jìn)一步加強(qiáng)對脫硫系統(tǒng)主要運行參數(shù)的控制與調(diào)整，重點關(guān)注吸收塔液位的變化，防止液位突增而導(dǎo)致漿液進(jìn)入原煙氣煙道，對脫硫系統(tǒng)及機(jī)組安全造成影響。另外，建議電廠與設(shè)計單位聯(lián)系，核算循環(huán)泵增容改造后，現(xiàn)有的吸收區(qū)高度、吸收塔液位是否滿足穩(wěn)定運行的要求。

結(jié)語

根據(jù)上述情況綜合分析，結(jié)合該電廠近期的實際運行情況、設(shè)備情況和現(xiàn)場實際調(diào)查情況，并根據(jù)該電廠提供的有關(guān)資料進(jìn)行初步分析，基本上排除鍋爐投油、鍋爐燃燒不充分、吸收塔入口煙塵偏高、脫硫廢水處理系統(tǒng)投入不正常、石灰石原料中MgO含量超標(biāo)等原因造成的漿液溢流起泡現(xiàn)象。最可能造成電廠脫硫系統(tǒng)吸收塔漿液溢流起泡的主要原因是脫硫工藝水水質(zhì)不佳。根據(jù)現(xiàn)有的水質(zhì)化驗數(shù)據(jù)以及歷史資料分析，目前電廠脫硫系統(tǒng)工藝水水質(zhì)不佳，Cl-濃度偏高，COD偏高的可能性極大，并且根據(jù)相關(guān)文獻(xiàn)資料推斷，電廠工藝水中可能含有磷和陰離子表面活性劑，也是造成漿液起泡的因素之一。另外，由于最近一次改造中將一級塔的兩臺循環(huán)泵流量增大，在脫硫塔處于滿負(fù)荷運行、4臺循環(huán)泵全部運行的特殊情況下，為了保證脫硫效率，若維持漿液停留時間在設(shè)計值，吸收塔內(nèi)的實際液位將超出設(shè)計值，接近現(xiàn)有煙氣入口煙道的高度，如果發(fā)生漿液起泡現(xiàn)象，則極易發(fā)生漿液溢流，甚至倒灌原煙道的情況。