摘要：部分火電廠廠中脫硫效率偏低，嚴重影響脫硫的各項指標，甚至造成環境污染;實際運行中，存在著原煙氣二氧化硫濃度過高、PH值高低波動、石灰石成份，以及漿液循環泵磨損、吸收塔內部噴頭堵塞等方面的異常現象，嚴重影響了脫硫系統的脫硫效率。本文通過對多年運行操作經驗的總結，闡述了各種異常現象發生的現象、原因及解決方法，以尋求提高脫硫系統脫硫效率的新途徑，確保脫硫系統穩定運行，改善人居環境。

關鍵詞：脫硫效率 影響因素 原因分析 解決方法

1萊城電廠脫硫系統整體概述

萊城電廠四臺300MW機組采用石灰石-石膏的濕法煙氣脫硫工藝，分別為一爐一塔設計(見圖1脫硫系統工藝流程引自我廠工藝流程)。自投運以來，脫硫設施投運率超過99.0%、脫硫效率保持在95%以上。運行中的4套全煙氣量處理的濕式石灰石-石膏濕法煙氣脫硫裝置，旁路擋板拆除后運行穩定。系統全煙氣量脫硫時，脫硫后煙氣溫度不低于80℃。校核煤種工況下確保FGD裝置排放的SO2濃度不超標;當FGD入口煙氣SO2濃度比設計煤種增加25%時仍能安全穩定運行。整套系統于2008年12月底完成安裝調試。吸收塔系統是影響脫硫效率的核心部件，吸收塔內，熱煙氣自下而上與漿液(三層噴淋層)接觸發生化學吸收反應同時被冷卻，漿液由各噴淋層多個噴嘴層噴出。吸收塔內，漿液反應后生產石膏，通過脫水系統進入石膏庫外運。

2影響脫硫系統脫硫效率的因素分析及解決方法

2.1脫硫參數對脫硫效率的影響分析及解決方法

2.1.1漿液PH值對脫硫效率的影響

脫硫系統運行中，循環漿液的PH值是運行人員控制的主要參數之一，也是影響脫硫系統效率的主要因素，我廠吸收塔漿液規定PH值在5.0和6.0之間，PH值高低是由向吸收塔中自動補充的石灰石漿液量決定的。同時與機組負荷、原煙氣SO2含量等有關。吸收塔漿液PH值過低或者過高，漿液的酸堿度對SO2的吸收也有非常明顯的影響。當PH值較低，亞硫酸鹽溶解度急劇上升，硫酸鹽溶解度略有下降，會有石膏在很短時間內大量產生并析出，產生硬垢，阻礙漿液對SO2的吸收。而高PH值亞硫酸鹽溶解度降低，會引起亞硫酸鹽析出，產生軟垢。

煙氣中SO2與吸收塔漿液的化學反應如下：

從以上反應中看出，提高循環漿液的PH值可直接提高脫硫系統的脫硫效率。PH值過低，能提高石膏的品質，但不能保證脫硫效率(圖2為2013年6月29日PH值降低時，脫硫效率隨之降低實時趨勢圖引自我廠運行PI實時數據系統);而PH值過高，會造成石灰石粉的浪費，降低了石膏的品質，增加了循環漿液的密度，加大了對設備的磨損。為保證脫硫系統脫硫效率，PH值在5.0和6.0是經過考證的合理范圍。

2.1.2原煙氣入口SO2濃度升高對脫硫效率的影響

我廠脫硫系統運行中，不可避免的存在燃料摻配不當、存煤SO2濃度過高等異常工況，當燃料含硫量增加時,煙氣中SO2質量濃度也隨之上升(見圖3為2013年6月20日趨勢引自我廠運行PI實時數據系統),在其他運行條件不變的情況下脫硫效率將呈下降趨勢。一般來說,在脫硫裝置一定的情況下,脫硫效率存在一個峰值,即在某一SO2質量濃度下脫硫效率達到最高,當SO2質量濃度低于這個值時,脫硫效率隨SO2質量濃度的增加而有所增加;超過此值時,較高質量濃度SO2將迅速耗盡液相堿度,導致吸收SO2的液膜阻力增加,脫硫效率隨SO2質量濃度的增加而減小。

從圖3中可以看出,當吸收塔入口SO2質量濃度增加,此時已經達不到吸收塔系統處理SO2能力，(詳見2.1.1中化學反應過程),靜煙氣SO2濃度上升，脫硫效率降低(見表1引自2013年6月20日運行數據統計)。

2.1.3吸收劑石灰石的成份及性質

石灰石成份的影響。石灰石中CaCO3的含量若過低，或雜質過多，吸收塔內保持相同的PH值，勢必增加石灰石漿液的補充量，造成吸收劑耗量的增加，同時也使石膏的純度下降，相應脫硫效率下降。

石灰石顆粒度的影響。我廠規程規定，石灰石顆粒度小于1cm(圖4萊城電廠石灰石料場內石灰石圖片引自現場照片)，若顆粒度較大時，相同時間、相同電耗，制備的石灰石漿液顆粒度相應增加，補充至吸收塔內時，在塔體內接觸面積較小，造成反應吸收效果不良，相應造成脫硫效率降低。

2.1.4氧化空氣量不足對脫硫效率的影響

根據我廠運行經驗，脫硫系統運行中，當氧化空氣量不足時，將導致脫硫效率下降。由以上反應方程式可以看出,氧化空氣主要是使反應過程的充分氧化,與Ca+反應生成CaSO42H2O。因此,保證足夠的氧化空氣量是保證脫硫效率的重要前提之一。此外,氧化空氣量不足還可能造成脫硫塔及除霧器結垢。

2.2檢修維護工作造成脫硫效率降低的原因及解決方法

2.2.1漿液循環泵葉輪及泵殼磨損對脫硫效率的影響

脫硫系統運行中，因漿液循環泵中介質為石灰石漿液，外加漿液中PH值變化較大，因此，石灰石漿液泵的磨損在所難免，循環泵葉輪如果磨損(見圖5引自檢修現場圖片)，葉輪直徑減小和葉輪表面出現凹凸狀，凹凸狀將增加漿液的局部阻力損失，造成葉輪出力降低。特別是集流器磨損直徑變大與葉輪直徑的減小或者流道改變，葉輪與蝸殼之間的容積損失增加，均將導致泵的出力減小，漿液循環量減少。漿液在泵內高速流動，對泵殼內表面的沖刷磨損也是非常巨大的。經常出現泵殼壁厚變薄，膜穿的情況。當泵殼減薄后，經葉輪作功后的漿液回流量相應增加，漿液循環總量減小，壓頭理所當然達不到應有的高度，吸收效果變差，因此脫硫效率降低。

解決方案：當漿液循環本葉輪及泵殼磨損嚴重時，相應出現漿液循環泵電流減小，出力降低，將循環量減少，此時，應停止運行，對該泵葉輪及泵殼進行特殊工藝防磨，當防磨工作處理且養護完畢，可再次投入運行。當葉輪磨損嚴重時根據運行周期可更換新葉輪，以保持正常漿液循環量。

2.2.2漿液循環泵出口噴頭及母管堵塞對脫硫效率的影響

吸收塔系統運行中，經常出現漿液循環泵出力降低的情況，在排除漿液循環泵磨損等情況外，應考慮漿液循環泵出口噴頭及母管堵塞。一旦以上部位堵塞，必將造成漿液流量減少，漿液循環泵出力降低，漿液噴淋擴散半徑減小，吸收塔內漿液噴淋不均，形成“煙氣走廊”的機率大為增加，因而降低脫硫效率。萊城電廠#3脫硫系統停機后檢查堵塞物成分，均是石灰石顆粒、SiO2、樹脂鱗片、亞硫酸鈣結垢物等。

解決方案：漿液循環泵出口噴頭及母管堵塞，應利用停機機會進行徹底清理疏通(圖6漿液泵母管及噴頭清理后圖片引自檢修現場圖片)，并建立檢查清理檔案，計劃性停機檢修，以保證脫硫效率在正常范圍。另外漿液循環泵停止備用時，應進行徹底沖洗，盡可能將母管及噴頭處漿液及其它異物沖洗干凈，防止結塊堵塞。

2.2.3吸收塔內漿液品質的影響

萊城電廠在#3脫硫系統大修過程中，在吸收塔底部清理出了部分樹脂脫落物、SiO2以及石灰石中含的雜質等。為防止吸收塔內部樹脂脫落，停機后，應仔細檢查塔體內樹脂脫落情況，并及時清理。#3脫硫正常運行過程中也出現過電除塵出口煙塵濃度超標的情況。煙塵濃度過大，在一定程度上阻礙了SO2與脫硫劑的接觸機會，降低了石灰石漿液中Ca+的溶解速率，同時煙塵飛灰中不斷溶出的一些重金屬會抑制Ca+與HSO3-的反應。煙氣中粉塵含量持續超過設計允許量，將使脫硫率大為下降，管道內部逐漸沉淀堵塞。另外，煙塵及飛灰呈堿性，當其進入漿液后，漿液PH值將升高。由于運行中PH值控制不再通過Ca/S計算，而是只用PH值反饋控制，相應減少了石灰石漿液量，但粉塵不會被消耗掉，因此造成虛假PH值升高，脫硫效率反而下降。

解決方案：為防止漿液循環泵出口母管及噴頭堵塞，除停機后清理雜質異物外，應采取長期有效的治理方案，萊城電廠在本次#3脫硫系統大修過程中，在漿液循環泵入口管加裝不銹鋼濾網(圖7萊城電廠#3脫硫漿液循環泵入口加裝濾網過程引自檢修現場圖片)，阻擋了樹脂脫落物、SiO2以及石灰石中含的雜質進入循環系統，效果良好，明顯降低了噴淋系統出口母管及噴頭清理周期，提高了脫硫系統投運率及脫硫效率。

2.2.4GGH中原煙氣向靜煙氣中泄漏對脫硫效率的影響

我廠四臺脫硫系統運行中，有兩臺機組(#3、4脫硫)存在GGH系統，盡管GGH設有低泄漏風機，可有效防止原煙氣向凈煙氣側泄漏，但是，由于原煙氣壓力高于凈煙氣壓力，長期運行后，GGH密封片磨損、調節不當時，則原煙氣向凈煙氣系統泄漏，直接影響脫硫效率。

解決方法是：

(1)在檢修過程中對GGH動靜密封片嚴密性進行間隙調整，保持GGH密封裝置達到設備規范要求。

(2)保證GGH低泄漏風機的正常運行，及時消缺，加強巡回檢查，保證低泄漏風機的可靠運行。

2.2.5煙氣測量系統對脫硫效率的影響

在線檢測系統(CEMS)傳輸信號不準、測量管堵塞、溫度補償存在偏差等因素的存在，也將影響脫硫效率。

解決方法是：定期對CEMS進行了定期校驗和比對,運行人員發現參數異常時，及時聯系檢修處理，以確保CEMS的準確投運,保證脫硫效率在減排范圍之內。

3結論

在實際運行中影響脫硫效率的原因比較復雜，我將通過進一步的總結，找出影響脫硫效率的因素，并進行歸納分析，提出解決方案并實施，保證了脫硫系統脫硫效率在95%以上，確保煙氣達標排放。