石灰石-石膏濕法煙氣脫硫效率影響因素

高文敏

（中國石油大慶油田電力集團油田熱電廠）

石灰石-石膏濕法煙氣脫硫效率影響因素

高文敏

（中國石油大慶油田電力集團油田熱電廠）

從石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝的流程、基本原理，研究了脫硫效率的影響因素：石灰石漿液pH值、鈣硫比、液氣比、吸收塔進口粉塵含量、煙氣中SO2濃度、煙氣含氧量等煙氣脫硫工藝條件對脫硫效率的影響。根據上述研究結果，從工藝及設備運行角度探討如何控制適宜的工藝條件，優化提高石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝的脫硫效率，使煙氣中SO2排放濃度控制在25mg／m3左右，達到GB13223—2011《火電廠大氣污染物排放標準》中SO2小于200mg／m3的排放標準。

石灰石-石膏濕法煙氣脫硫；脫硫效率；漿液pH值；鈣流比；影響因素

0 引 言

SO2是當今人類面臨的主要大氣污染物之一。煤在燃燒過程中90%左右的硫轉變成了SO2，隨煙氣排放到大氣中，排到大氣中的SO2約有一半轉變成硫酸和硫酸鹽。它以硫酸霧的氣溶膠形式在空氣中飄蕩或寄存于云霧中，遇到降雨，硫酸被沖洗下來降落地面，變成含有硫酸的酸雨。酸雨降落到植物上，直接損害葉表面的蠟質保護層，侵蝕葉子甚至枯萎死亡；酸雨降落到金屬建筑上產生慢性腐蝕。飄蕩在空氣中的硫酸霧隨呼吸進入人體，破壞人體免疫力，產生呼吸系統疾病。對于一個以煤炭為主要能源的國家來說，提高火電廠煙氣脫硫效率是減少SO2排放的有效措施。

1 石灰石-石膏濕法煙氣脫硫流程

某油田熱電廠采用石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝（fluegasdesulfurization，簡稱FGD）。從鍋爐來的煙氣經過電除塵器除塵后，經吸風機引入FGD系統，煙氣進入吸收塔內自下而上流動，且被從上向下流動的石灰石漿液以逆流方式洗滌除去煙氣中的SO2、SO3、HCl和HF等氣體，同時生成石膏（CaSO4· 2H2O）。用作補給而添加的石灰石漿液進入吸收塔循環泵入口，與吸收塔內的石膏漿液混合，通過循環泵將混合漿液向上輸送到吸收塔頂部，再通過噴嘴進行霧化，可使氣體和液體得到充分接觸，經脫硫凈化處理的煙氣流經除霧器除去凈煙氣所攜帶的漿液微小液滴，直至最后凈煙氣通過煙道進入210m的煙囪排入大氣。

石灰石-石膏濕法煙氣脫硫系統流程見圖1。

圖1 石灰石-石膏濕法煙氣脫硫系統FGD簡易流程

2 石灰石-石膏濕法煙氣脫硫原理

在吸收塔內進行的化學反應非常復雜，主要有SO2的吸收、石灰石的溶解、亞硫酸鹽的氧化。此外，還要經過石膏的結晶等。

SO2的吸收反應：SO2＋H2O→H2SO3

石灰石的溶解反應：CaCO3（固體）溶解成Ca2＋和CO32－，CO32－和H＋反應HCO3－，HCO3－和H＋生成H2O和CO2。

亞硫酸鹽的氧化：亞硫酸根離子氧化成硫酸根離子。

石膏的結晶：

去除SO2總的反應式：2CaCO3＋2SO2＋O2＋4H2O←→2CaSO4·2H2O（固體）＋2CO2

3 脫硫效率主要影響因素

從煙氣脫硫系統FGD簡易流程和石灰石-石膏濕法脫硫化學反應原理可看出，提高脫硫效率要解決以下問題：一是經除塵和控制總用氧量后要使全部煙氣進入吸收塔內；二是保證煙氣與吸收塔噴淋石灰石漿液混合發生反應的條件和時間；三是生成的石膏及時排出。

3.1 吸收塔漿液的pH值

吸收塔內SO2被石灰石漿液吸收的多少與石灰石漿液的pH值大小有直接關系。pH值高，漿液堿性大，有利于SO2的吸收；pH值低，漿液堿性小，有助于Ca2＋析出［1-2］。

當pH值太高，其漿液密度＞1230kg／m3時，混合漿液中的CaCO3和CaSO4·2H2O的濃度達到飽和，CaSO4·2H2O對SO2的吸收有抑制作用，脫硫效率會下降；而pH值太低，其漿液密度≤1185kg／m3時，CaSO4·2H2O的含量較低，CaCO3相對升高，此時如果排出，不但浪費石灰石漿液，而且會造成石膏中CaCO3含量增高，降低石膏質量［2-3］。因此控制漿液的pH值，對脫硫效率有積極作用。

當石灰石漿液pH值低時，可以通過向吸收塔內補充石灰石漿液進行調節。采用下列兩種方法，一種是持續不斷地向吸收塔供給石灰石漿液，把電動調節閥門開度設置在35%～50%，控制3個吸收塔液位，1＃吸收塔的液位控制在9.5～10m，2＃吸收塔的液位控制在10.5～11.5m，3＃吸收塔的液位控制在10.5～11.5m。第二種是大量供給石灰石漿液，在規定的20min或30min之內，將電動調節閥門全開，向吸收塔供給石灰石漿液20m3或30m3。當石灰石漿液pH值高時，關閉電動調節閥門，減少石灰石漿液的供給量。當石膏漿液密度高于規程要求時，需要及時排出石膏，排出石膏漿液的方法是通過石膏一級脫水、二級脫水。通常判斷石膏密度高低的方法為：①漿液循環泵電流的大小以及吸收塔的攪拌器電機是否超電流。②如果石膏漿液中毒，一般送到灰渣前池直接拋棄排掉。③石膏漿液打入事故漿液箱處理。另外，油田熱電廠石膏漿液含油量大，在沖洗除霧器和提高吸收塔液位時容易引起漿液起泡，造成吸收塔假液位，假液位會使吸收塔產生虹吸現象，從溢流管溢流出來的漿液通過低坑曲線來判斷是否溢流以及真實液位高低，按標準進行液位補充。

除手動調整操作外，吸收塔石灰石給料系統由DCS系統控制的閉合回路自動調整操作，它是根據煙氣中實際的SO2量和吸收塔漿液pH值來控制調節石灰石漿液供給的。

由反應CaCO3＋SO2←→CaSO3＋CO2可以看出，SO2與CaCO3的質量關系比是64∶100。根據煙氣中SO2含量，控制石灰石漿液的供給量，從而達到最佳的脫硫效率。根據生產實踐經驗得出；吸收塔漿液的pH值控制在5.0～5.5時，脫硫效率最高。

3.2 鈣硫比

鈣硫比是脫硫過程中使用石灰石中鈣的摩爾濃度與脫除的SO2中硫的摩爾濃度比值，鈣硫比的理論值為1。鈣硫比越大，其需要消耗的石灰石就越多［3-5］。由于石灰石CaCO3是一種不易溶于水的化合物，如果要其全部反應利用，一方面需要石灰石粒徑很小且具有很大的比表面積，這樣會提高反應活性，加快溶解速度；另一方面需要漿液循環的次數很多，增加了系統的電耗。當鈣硫比為1.02～1.05時，脫硫效率最高，脫硫劑具有最佳的利用率。當鈣硫比低于1.02或高于1.05時，脫硫劑的利用率下降，而且，當鈣硫比＞1.05時，脫硫效率開始趨于穩定。當鈣硫比增加時，脫硫效率也增加，但增加的幅度非常有限，如果增加過多，還會影響漿液的pH值，使漿液的pH值偏大，不利于脫硫反應的進行，使脫硫效率降低。

3.3 吸收塔進口粉塵含量

煙氣經過電除塵器后，由于油田熱電廠設計燃用褐煤，褐煤發熱量低、灰分大，完全燃燒用氧量大，煙氣中粉塵濃度含量仍然較高。經過吸收塔中石灰石漿液的洗滌，煙氣中絕大部分粉塵留在漿液中。除塵器出口煙氣粉塵濃度超標，含有大量堿性物質（Al3＋、Fe3＋）的雜質進入吸收塔后，致使吸收塔漿液堿性物質（Al3＋、Fe3＋）含量增高。堿性物質（Al3＋、Fe3＋）增多引起漿液表面張力增加，從而使漿液表面起泡造成脫硫效率降低。同時粉塵中不斷溶出的一些金屬離子（如Si、Mg、Fe等）會抑制Ca2＋與HSO3－的反應，這將影響脫硫效率和石灰石的利用率。在保證爐內煤粉正常燃燒用氧情況下，要求運行人員適當降低送風機風量，控制爐膛負壓和吸風機功率，減少煙氣流量、流速，應杜絕爐本體漏風，使電除塵器出口煙氣粉塵濃度達到100mg／m3以下。此外，強化到場煤質檢驗，杜絕不合格的燃煤入場。為了保證脫硫后粉塵濃度達到GB13223—2011《火電廠大氣污染物排放標準》中粉塵濃度30mg／m3以下的要求，同時進一步提高脫硫效率，建議電廠采用袋式電除塵器等脫硫效率較高的設備。

3.4 煙氣中SO2濃度

從電除塵器出來的煙氣中SO2的濃度越高，所需要的石灰石CaCO3漿液越多。在脫硫設備已經安裝完畢并已投入運行的情況下，吸收塔入口SO2的濃度越高，吸收塔出口的SO2濃度越低，說明脫硫效率越高。式中，C1為脫硫裝置進口煙道處SO2濃度（6%O2，干煙氣），mg／Nm3；C2為脫硫裝置出口煙道處SO2濃度（6%O2，干煙氣），mg／Nm3。

然而在實際運行過程中脫硫情況并非這樣，每臺設備的制漿能力是一定的，一旦SO2的濃度達到一定程度，超出了石灰石漿液的吸收能力，易造成石灰石漿液的大量浪費和電能的大量消耗，在吸收漿液pH值不變的情況下，易造成脫硫效率下降。因此在運行過程中要根據吸收塔入口煙氣SO2濃度，調整吸收漿液pH值，以保證脫硫效率。

3.5 煙氣含氧量

根據化學平衡原理可以知道，漿液中亞硫酸根離子濃度超過一定值時，會直接抑制石灰石的溶解，同時降低石膏品質。從去除SO2的化學反應方程式可分析出，煙氣中氧含量升高，有利于亞硫酸根氧化反應的進行［5-6］。因此，充裕的氧含量對于保證脫硫效率、提高石膏品質、避免吸收塔和除霧器結垢均起著重要作用。脫硫效率隨著氧含量的增加而增加，在穩定工況下，煙氣中含氧量達到6%以后，脫硫效率即可達到95%以上。在脫硫系統中可以通過控制風機的鼓風量來增加吸收塔內含氧量。

嚴把石灰石進料質量關，及時根據在線SO2監測數值進行設備調節、優化運行參數，把脫硫系統參數控制在規程范圍內，吸收塔漿液pH值為5.0～5.5、鈣硫比為1.02～1.05，生成的石膏及時排出。通過采用上述措施，鍋爐燃燒過程中排放凈煙氣中SO2排放濃度可控制在25mg／m3左右。

4 結束語

對于燃煤電廠而言，在今后一段時期內，石灰石-石膏濕法脫硫工藝仍是控制SO2排放的主要措施。提高FGD系統脫硫效率，減少SO2氣體排放。對石灰石進料質量嚴格把關，進料必須經檢驗合格后才能入備料庫；嚴格按脫硫系統的操作規程進行操作，控制適宜的吸收塔漿液pH值、鈣硫比，煙氣中SO2濃度、吸收塔進口粉塵濃度、及時排出生成的石膏，鍋爐燃燒排放的凈煙氣中SO2排放濃度在25mg／m3左右，達到GB13223—2011《火電廠大氣污染物排放標準》中SO2排放小于200mg／m3的要求。

［1］ 薜云波，汪翙.影響石灰石-石膏濕法煙氣脫硫效率因素的分析［J］.南京工程學院學報（自然科學版），2005，3（1）：44-49.

［2］ 海廣星，胡小林，田亞菲，等.石灰石-石膏濕法脫硫工藝脫硫效率影響因素探討［J］.中國科技信息，2011（1）：79-81.

［3］ 蘭穎，馬平.濕法煙氣脫硫系統脫硫效率的影響因素分析［J］.電力科學與工程，2013（7）：58-63.

［4］ 聶鵬飛，馬磊，張鵬.600MW機組濕法脫硫效率降低的原因分析及對策［J］.電力科學與工程，2011，27（7）：60-64.

［5］ 周至祥，段建中，薛建明，等.火電廠濕法煙氣脫硫技術手冊［M］.北京：中國電力出版社，2006.

［6］ HJ／T178—2005火電廠煙氣脫硫工程技術規范煙氣循環硫化床法［S］.

（編輯 王薇）

j.issn.1005-3158.2015.02.009

1005-3158（2015）02-0027-03

2015-01-27）

高文敏，2004年畢業于吉林大學環境工程專業，現在中國石油大慶油田電力集團油田熱電廠從事環境管理及監測工作。通信地址：黑龍江省大慶市龍鳳區鳳陽路186號，163314