石灰石—石膏湿法脱硫装置存在的主要问题及对策
摘要:本文介绍了目前大型火电机组普遍采用的石灰石—石膏湿法脱硫装在的问题，并对问题进行了分析，提出了相应的解决办法。
关键词:脱硫,问题,解决办法
1 前言
燃煤发电厂是二氧化硫的排放大户。近年来，为了保护环境、减少二氧化硫的排放量，国内大量的燃煤发电机组安装了烟气脱硫装置，主要采用了石灰石－石膏湿法脱硫工艺。国家在发电量上对脱硫机组出台了一些优惠政策，在上网电价上也对脱硫机组提供一定的电价补贴，要求对脱硫装置实行连续监控、严格考核，脱硫装置运行的好坏不紧是能否拿到脱硫电价的问题，而且会导致高额的环保罚款甚至影响机组的发电量，但目前脱硫装置的运行状况仍不是很好。
2 目前脱硫装置存在的主要问题
2.1 工程质量存在问题较多
新建电厂要同时建设脱硫设施，已建电厂也要完成脱硫设施改造，逐步形成很大的脱硫市场，为了争夺市场份额，也逐渐发展到无序竞争。开始时技术到设备几乎全部从国外引进，造价较高；经逐步国产化后，2006 年4 台600MW 机组造价低到100 元/kW，为了中标价格低到了不可思议的地步，能否保证工程质量令人担忧。短时间内大量电厂要建设脱硫设施，使承包工程的公司同时开工的工程多达八九个，战线拉得很长，工程完成时间短到半年，很难保证工程质量。
工程造价低，完成时间又短，使得不少电厂脱硫装置投运后需要不断完善和优化改造；不少设备损坏过快提前更换、脱硫系统维护工作量大是造成目前脱硫装置投用率不高的主要原因。突出表现在浆液泵和搅拌器机械密封损坏，浆液泵和搅拌器叶轮、叶片腐蚀和磨损，阀门等的磨损和腐蚀，各测量仪表故障，烟道防腐脱落，膨胀节腐蚀，管道堵塞或腐蚀，烟气挡板泄漏等。
2.2 设计参数选择不合理，系统很难满足正常稳定运行
在烟气量、灰份、含硫量往往选择过小。脱硫装置设计不合理主要体现在脱硫装置入口二氧化硫浓度、烟尘浓度、烟气量超出设计值较多，脱硫装置的脱硫能力不能满足实际需要，系统不能连续、稳定运行；其主要原因是发电企业向脱硫公司提供的煤质和烟气参数较实际相差甚远，导致脱硫装置无法处理全部烟气。目前已知多个电厂脱硫塔不能满足实际运行的要求，需要对脱硫塔和系统进行整体改造，造成资源很大的浪费。
2.3 脱硫塔当做除尘器使用[1]使系统不能稳定运行
脱硫塔的确有除尘作用，所以设计单位往往考虑将脱硫塔设计除尘效率为50%，有些设计单位甚至考虑除尘效率达到80%。而且脱硫塔前电除尘大都为双室四电场，由于电除尘对粉尘物化特性敏感，大都除尘效率运行在96%~99.5%之间，所以脱硫塔入口粉尘浓度约200mg/m3 左右，将有100mg/m3 的粉尘不断加入石灰石粉脱硫剂中参与循环，使脱硫效率降低；影响石膏结晶和品质，不利于石膏的综合利用；造成滤布堵塞，出现石膏脱水困难现象；加速循环系统的磨损，如浆液循环泵、搅拌器、风机等转动机械。所以，在系统设计时，脱硫塔入口粉尘浓度要小于50mg/m3，才能保证脱硫系统长期稳定运行。特别是当前烟尘排放浓度要小于50mg/m3 更严的情况下，许多电厂正在由四电场改为六电场电除尘或袋式除尘器。
在河南省某电厂2×600MW 机组，就因为实际燃用煤质与设计值出入较大，四电场电除尘器效率为 98.8%，烟尘排放量平均为487.88kg/h，超标排放直接导致脱硫系统磨损严重、浆液中毒、除雾器积尘严重坍塌等一系列事故，严重影响到脱硫装置的连续稳定运行；脱硫停运检查时发现塔内部分地方的积灰达到四米多高，目前计划将电除尘改为电加袋除尘器。
2.4 管理重视程度不够、运行监督不力
目前国内脱硫装置普遍存在着重建设、轻运行和维护的倾向，对已建成脱硫装置的重视程度不够，很多电厂的脱硫装置经脱硫公司移交后趋于停运、半停运状态。对大部分发电企业来说，烟气脱硫还是一个新项目，对脱硫装置的监督体制不健全，很多电厂对脱硫装置的运行参数化验项目不全，部分电厂还没有对脱硫装置的运行参数进行监督化验，部分电厂甚至没有脱硫实验室。
2.5 火电厂脱硫设备当前运行中存在的主要问题
2.5.1 转动机械的磨损、腐蚀严重
因浆液泵、搅拌器等长期在具有一定含固量的石灰石粉、烟尘以及石膏等混合浆液中连续运行，且浆液中含有浓度较高的氯离子，在对脱硫装置的运行参数没有进行深入研究和日常监督不力时，这些转动机械的磨损、腐蚀较严重；下图是某电厂#3 浆液循环泵运行10 个月后磨损的图1、图2。
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2.5.2 GGH 堵塞、腐蚀严重
GGH 是脱硫装置的重要组成部分，其性能及运行的好坏直接影响整个脱硫系统的稳定和经济运行，为了保持GGH 的清洁，设计了在线空气吹扫和高压水冲洗，但大部分GGH 设备运行一定时间后都会因为煤质、除尘器运行以及在线空气吹扫效果不好和除雾器达不到设计要求等GGH 的堵塞情况相当普遍，造成系统阻力增大，能耗增加；严重时导致增压风机过载跳闸或旁路挡板门自行打开[2]，脱硫系统无法正常运行；而频繁的高压水冲洗使GGH 表面防腐层脱落，导致GGH 腐蚀严重。目前GGH 的吹扫方式已明显不能满足系统长期经济、稳定运行的要求。下图是某电厂运行一段时间后GGH 堵塞和腐蚀的图3、图4。
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2.5.3 脱硫塔水平衡和除雾器的冲洗频率难控制
吸收塔水平衡是脱硫装置长期稳定运行的基础，除雾器的定期冲洗是保证除雾器长期、高效运行的保障。实际运行中很多电厂由于无法使补充进入脱硫塔的水量和流出脱硫塔的水量保持平衡出现脱硫塔浆液溢流的现象，竟而长期对除雾器不进行冲洗，使除雾器堵塞严重，甚至出现过除雾器坍塌的现象，下图是除雾器严重堵塞的图5、图6：
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2.5.4 制浆系统运行出力不足
制浆系统主要功能是制备合格的吸收剂浆液，并根据吸收塔系统的需要为其提供足够的流量，达到合适的脱硫效率。制浆通常分为2种系统：干式制浆系统和湿式制浆系统；湿式制浆系统因占地面积小、噪音低、环境污染小、电耗低等优点被电厂广为使用。目前湿式制浆系统存在的主要问题是达不到额定的出力，石灰石粉细度达不到设计要求，对脱硫装置的高效、稳定运行造成一定的影响。
2.5. 5 运行成本高
脱硫装置的运行成本主要由脱硫装置的电耗、水耗、石灰石粉耗量、脱硫废水药剂等及部分组成。据统计，某电厂2×600MW机组的天运行成本达到10万元，如何对脱硫装置的运行进行优化调整，降低脱硫装置的运行成本是一个值得探讨的新课题。
3 电厂脱硫系统出现的问题解决方法
3.1 加强行业管理，规范脱硫市场
现在每年有几十亿元的脱硫装置投入安装或运行，首先要规范设备要求和合理的价格，在这方面行业要加强管理，避免无序的竞争，才能保证有可靠的质量有保证的设备。其次要制订出不同机组、不同工艺技术的施工工期，避免能力不足盲目抡进度，忽视了施工质量，投运后进行技改反而得不偿失。
3.2 设计前的基础参数和条件要认真慎重的选定
国内煤炭供应越来越紧张，来什么煤就烧什么煤，所以，设计时要综合分析煤炭状况，慎重订出设计参数和校核参数，并要考虑一定余量以适应煤种多变的市场，投产后尽量使用设计的煤种和石灰石。目前发电企业使用煤种的实际含硫量、灰份普遍超出设计值较多，脱硫装置入口二氧化硫浓度、烟气量超出设计值的现象非常普遍，大部分的脱硫装置无法处理全部烟气量，这是旁路挡板不能全关运行的一个重要原因。发电企业应通过混煤等方法尽量使入炉煤的含硫量接近设计值；另一方面，应加强对石灰石粉品质、活性、细度等参数的监督，不合格的石灰石不予接收。
3.3 重视管理、加强监督、及时进行运行调整
发电企业应制定行之有效的烟气脱硫装置生产及技术管理制度，加强对石灰石粉、石膏成份及石灰石粉细度、吸收塔浆液中氯离子、氟离子、亚硫酸根等离子浓度的化验；定期对运行仪表进行手工对比化验；加强对测量仪表的管理；运行中加强对运行参数的监视并及时做出合理的调整。
3.4 设计时脱硫塔不要当做除尘器使用，运行时加强对电除尘器的运行管理
设计时不要把脱硫塔当做除尘器使用是很有必要的，大量粉尘进入脱硫系统内产生的危害之大，目前都有体会。运行中电除尘器能否正常高效运行直接影响后续脱硫装置的正常投运。除尘效率低导致进入脱硫装置的烟尘浓度高；一方面会导致GGH 堵塞严重，系统压力增大、能耗增加，甚至导致增压风机过载跳闸或旁路挡板门自行打开，使脱硫系统无法正常运行；另一方面大量的烟尘进入脱硫塔并在脱硫塔内不断富集，增加了浆液循环泵的磨损、脱硫效率降低、石膏品质下降、石膏脱水困难、脱硫废水量增加；此外，粉尘在吸收塔内成积过多会降低脱硫效率。
3.5 加强设备的状态检修
脱硫设备大量国产化是目前脱硫装置故障率高的一个重要原因。目前国内部分脱硫设备配套的生产企业对脱硫系统认真研究不够，对设备的运行条件缺乏了解，发电企业尽量购买专业的脱硫设备生产厂家的产品。另外，加强对设备的运行监督、维护和检修，对一些故障率高的设备要有备品备件。最好使用点检、状态检修等手段，提前预知设备状况，安排维修。
3.6 对脱硫装置运行中的问题及原因进行分析，找出合适的解决办法
3.6.1 浆液循环泵等转动机械的磨损
工作介质是具有一定固体含量的石灰石粉（石膏及烟尘）浆液，如果浆液中固体含量高、固体颗粒大、哈氏可磨指数低等原因会造成这些泵的叶片磨损严重；浆液中氯离子、氟离子浓度过高以及过低的pH 是泵的叶片、壳体腐蚀的重要原因，运行人员应加强对浆液pH、密度以及氯离子、氟离子浓度等的监督，并根据实际情况及时进行调整。
3.6.2 GGH 堵塞
GGH 堵塞的主要原因是除尘器出口烟尘浓度超标，分析除尘器效率低的原因并进行调整，降低电除尘器出口烟尘浓度，应加强对除雾器的冲洗。目前GGH 普遍设计的压缩空气吹扫和高压水冲洗的模式。压缩空气吹扫不彻底，高压水冲洗会造成GGH 防腐脱落，部分学者提到高压蒸汽吹扫的观点可以借鉴[3]。
3.6.3 脱硫塔水平衡是脱硫装置长期、稳定运行的基础
脱硫塔水平衡调节的关键是使流入和流出吸收塔的水量保持平衡。为了避免浆液溢流，运行人员通常会减少除雾器的冲洗频率甚至停止对除雾器的冲洗，长期以往将会造成除雾器堵塞甚至会引起除雾器坍塌。为了保持脱硫塔内水平衡，在保持除雾器冲洗频率相对稳定时通常是控制流入吸收塔的其它水量来控制脱硫塔内水平衡，可从以下几个方面入手：①检查阀门、消除内漏；安全运行的前提下尽量减少其轴封水、冷却水；②防止外来水源进入浆液系统；石灰石粉浆液密度控制在合适的范围内；③必要时加大废水排放量。
3.6.4 制浆系统运行出力不足
制浆系统出现的主要问题是不能在额定出力下运行或在额定出力下运行时石灰石粉的细度不能满足设计要求。湿磨制浆系统在低于额定出力下运行时：一方面增加了钢球的磨损，另一方面增加了磨机的运行时间，使脱硫装置的运行费用增加。石灰石粉细度不能满足设计要求时：一方面比表面积减少，增加石灰石粉的耗量，增加脱硫装置的运行费用，降低石膏的品质，另一方面石灰石粉细度不到设计要求时增加了转动机械叶片的磨损，增加了脱硫设备的维护费用。
为了使湿磨制浆系统稳定、经济运行，可以从以下几个方面入手：①湿磨制浆系统尽量在额定出力下运行；②如果石灰石粉细度达不到设计要求且磨机电流明显下降时可以考虑增加磨机钢球数量；③石膏漩流器尽量在厂家提供的压力下运行，必要时对漩流器的漩流子进行调整；④调整磨机内合理的液固比，特别是磨机入口“磨头水”和石灰石料的配比；调整石灰石粉浆液循环泵入口浆液的密度（通常在1400kg/m3），使石灰石粉漩流器在一个相对合适的密度下运行；⑤定期对石灰石粉哈氏可磨指数进行测试；加强对运行仪表的维护、校验。
3.6.5 运行成本高
3.6.5.1 降低脱硫装置的电耗成本可以从降低6KV 电机的电耗入手
(1)出于对机组安全性的考虑，目前国内大部分脱硫装置在旁路挡板全开状态运行，通过增压风机来调接进入脱硫装置的烟气量，部分净烟气重新进入脱硫塔形成烟气回流，增加了增压风机的电耗，在烟气旁路快开系统可靠的情况下，建议脱硫装置关闭旁路挡板运行。
(2)因喷淋层的高度不一样，浆液循环泵的电机功率也不一样，各台浆液循环泵（各喷淋层）对脱硫效率的贡献也不一样，从优化浆液循环泵的组合方式入手，根据不同的负荷和二氧化硫浓度对浆液循环泵的组合进行调整，可以将浆液循环泵电机改为变频调速。
(3)磨机（干磨或者湿磨）尽量在额定出力下运行。
3.6.5.2 降低石灰石粉的耗量主要从石膏中剩余碳酸钙的含量入手
保持脱硫塔合适的pH 值是保证脱硫效率、提高石膏品质的一个重要手段。过低的pH 值一方面会导致部分设备的酸腐蚀，另一方面会导致脱硫装置的脱硫效率下降；过高的pH 值会造成石灰石粉的浪费和石膏品质的不合格，通常情况下脱硫塔的pH 保持在5.2～5.5 比较合适。
石灰石粉纯度及活性也会对石灰石粉的耗量有较大的影响，加强对石灰石粉成分及活性的分析，不合格的石灰石不予接收；加强对脱硫塔浆液中F-、Cl-、Al3+等离子浓度的监督，必要的时候加大脱硫废水的处理量；加强电除尘器的运行监督，减少进入脱硫塔的烟尘量。
4 结语
烟气脱硫正作为一个新的技术逐渐在发电企业中普及，但作为一个新事物还有众多不成熟的地方，还需不断发展和完善。
（1）脱硫系统设计时要慎重选定各种合理参数，选用价格合理质量好的设备，保证施工质量，运行中增加对环保设备，特别是除尘器、脱硫设备的重视程度，完善脱硫装置的运行、检修的监督管理体制。
（2）加强技术管理，完善脱硫装置各种规章制度运行台账制度。
（3）对脱硫装置的优化运行进行深入的研究。
（4）进行必要的交流和沟通，不断增加脱硫装置运行人员、检修人员的技术水平。
（5）规范脱硫市场、提高脱硫设备国产化率，进一步提高设备的质量和可靠性。
参考文献
[1] 江得厚，郝党强，王勤.燃煤电厂袋式除尘器发展趋势及其运行寿命的影响因素[C] .火电厂环境保护综合治理技术研讨会论集，2007.
[2] 曾庭华，杨华，马斌，等.湿法烟气脱硫系统的安全性及优化[M]. 北京：中国电力出版社，2004.
[3] 傅文玲， 胡秀丽. 烟气脱硫系统回转再生式烟气换热器清洗装置使用效果探讨[J]. 热力发电,2006,(03):48-51.
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