燃煤電廠石灰石—石膏濕法脫硫系統漿液異常分析與處理

劉以清

【摘 要】在石灰石-石膏濕法脫硫系統運行中最常見的漿液異常情況有漿液“中毒”、漿液反應閉塞和石膏脫水困難。論文從雜質離子的引入和運行參數的調整兩個方面分析了漿液異常的原因，并總結我廠運行狀況給出漿液異常的處理建議。

【Abstract】In the operation of limestone-gypsum wet desulphurization system， the most common abnormal conditions of slurry are slurry “poisoning”， slurry reaction block and gypsum dehydration difficulty. The paper analyzes the causes of abnormal slurry from two aspects： the introduction of impurity ions and the adjustment of operation parameters. It also summarizes the operation situation of our factory， and gives some suggestions to deal with the abnormal slurry.

【關鍵詞】燃煤電廠；石灰石；脫硫系統；處理

【Keywords】coal-fired power plant； limestone； desulfurization system； treatment

【中圖分類號】TF704.3 【文獻標志碼】A 【文章編號】1673-1069（2018）06-0191-02

1 燃煤電廠石灰石-石膏濕法脫硫系統漿液異常的現象

1.1 漿液“中毒”

對FGD運行過程中出現的SO2去除效率急劇降低、pH值無法控制、吸收塔起泡溢流等現象，俗稱為漿液“中毒”。在運行中可以發現，漿液“中毒”通常發生在升爐后1～2周或是石灰石粉、工業水水質、煤種變換或設備故障時，通常出現的現象是漿液顏色發黑、流動性降低變“黏”，數天之后在液位計顯示正常情況下溢流管出現溢流。

1.2 漿液反應閉塞

吸收塔漿液“中毒”的根本原因是漿液與SO2的吸收與氧化過程放緩或反應閉塞，“閉塞”石灰石的物質主要有亞硫酸鈣、石膏、粉塵、Al2O3生成的絡合物[1]。其表現為：pH值突降至4左右，增大供漿量pH值仍無明顯上升、漿液中碳酸鈣含量高、脫硫效率大幅度降低、石膏呈現灰白色等。

1.3 石膏脫水困難

石膏漿液脫水困難也是漿液品質惡化的表現之一。在運行中出現吸收塔溢流和漿液反應閉塞的情況通常采用漿液置換的方式進行調整，當在正常的皮 帶轉速和真空度的情況下出現石膏濾餅呈稀泥狀，則說明漿液中毒嚴重，通常需要加大廢水排放和漿液置換才能緩解。對濕石膏檢測發現：含水率>12%、CaSO4·H2O<90%、CaCO3>1.5%；檢測漿液發現：F-、Cl-、鹽酸不溶物含量高于正常值，漿液中CaCO3含量高，漿液沉淀分層不明顯，電鏡下石膏晶體結構呈針狀或片狀。實驗室條件下加大抽濾真空度對石膏含水率無明顯影響，用酒精沖洗石膏表面抽濾效果明顯改善，分析得出是由于雜質離子的引入改變了分子間作用力，當溶劑極性改變，去除了毛細管結合水之間的張力，從而能夠脫水。

2 燃煤電廠石灰石-石膏濕法脫硫系統漿液異常的原因

2.1 雜質離子的引入

2.1.1 工業水水質異常

目前大多數電廠執行“廢水零排放”制度，廠區中水回用即為工業水。如果工業水水質不達標，其中Cl-、SO42-、金屬離子（Ca2+、Mg2+）、懸浮物等會在吸收塔內形成堿性物質、絡合物及粘性雜質，吸收塔內漿液析出CO2，在擾動作用下形成大量泡沫[2]，在使用循環冷卻水作為補水的電廠，循環冷卻水中使用的殺菌劑也起到表面活性的作用，使漿液表面張力降低。

2.1.2 石灰石粉品質不佳

參考重慶市發布的DB50T 378-2011《煙氣脫硫（濕法）石灰石粉》，石粉中CaO含量至少≥47.5%（二等品）；河北省地方標準DB13/T 2032-2014《煙氣脫硫（濕法）用石灰石粉》對MgCO3含量要求≤5.0%，鹽酸不溶物≤6.0%。石粉中的雜質（MgCO3，AL2O3、SiO2、Fe2O3等鹽酸不溶物）對漿液的影響可從三個方面分析：一是在50℃時，Mg（OH）2的溶解度高，H+優先與Mg（OH）2反應，限制了CaCO3的溶解，同時MgCO3與CaCO3晶體之間的力的作用，導致CaCO3溶解度下降，在pH小于5.2的條件下幾乎沒有活性；二是Mg2+離子的加入，漿液中生成粘性物質MgSO4，增加了漿液的表面張力，在攪拌器和噴淋層的擾動下產生大量泡沫，三是溶解鹽提高了漿液的硬度，增強了泡沫的穩定性。

2.1.3 鍋爐升爐過程投油

機組升爐投油以及未燃燒充分的顆粒物都會為FGD系統帶入有機物，重油燃燒產生的有機氣體改變漿液表面活性，未燃燒充分的碳顆粒與其他物質發生皂化反應，促使油膜的形成。因鍋爐投油引起的漿液異常，主要發生在升爐后1～2周內，漿液起泡呈“洗衣粉泡沫”狀，顏色近似深棕色，漿液置換過程中溢流坑也會出現泡沫溢流。

2.1.4 煙氣中粉塵含量高

目前研究表明，FGD系統對PM2.5有較好的效果，對0.5～1μm粒徑段的顆粒物去除率高達45.23%，脫硫前和脫硫后的粉塵濃度相差約5mg/Nm3。若FGD系統前端的電除塵器出力不足，煙塵飛灰中的Al3+和HF生成絡合物AlF3，這種膠凝狀沉淀附著在石灰石顆粒表面，阻礙了石灰石的傳質過程，影響活性；F-與漿液中的Ca2+反應生成CaF2沉淀，粒徑偏大，與石膏晶體之間間隙形成毛細管結合水，導致脫水困難。

2.2 運行參數不合理

2.2.1 pH值過高或過低

石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝有三個主要反應過程，一是吸收反應，即循環漿液與煙氣接觸吸收煙氣中大部分的二氧化硫；二是氧化反應；三是中和反應。FGD系統運行中，pH值通常控制在5.2～5.8之間。pH值過低，出口SO2排放濃度高，吸收塔內漿液密度低，晶種少，漿液很不成熟、穩定，對抗外界環境變化的耐受力低，容易在升塔初期出現漿液起泡的現象；pH值過高，導致漿液發白，晶種呈片狀，后期出現石膏脫水困難的現象。

2.2.2 氧化風量的變化

氧化風量的控制對FGD系統漿液質量也有明顯的影響，運行過程中如果氧化風流速不均勻，吸收塔漿液氣液平衡被破壞，導致漿液異常。氧化風量過小，漿液中的CaSO3的氧化效率降低，漿液中可溶性亞硫酸鹽濃度增大，導致石膏純度降低石膏脫水困難；氧化風量過大，則加劇了漿液的擾動，大量多余空氣形成的氣泡從氧化區上升到漿液表面，造成虛假液位甚至導致吸收塔溢流。

2.2.3 廢水系統效率低

根據圖1可以發現，石膏含水率與二水硫酸鈣含量呈反比，石膏脫水不干是脫硫石膏品質差的重要指標；與亞硫酸鈣含量呈正比，說明石膏脫水不干是由于粘性物質亞硫酸鈣引起；與Cl-含量成正比且Cl-含量對石膏含水率影響大。

3 燃煤電廠石灰石-石膏濕法脫硫系統漿液異常的處理

3.1 查明原因

根據現場實際運行情況分析漿液異常時應先檢查公用系統是否出現異常變化，比如更換了石灰石粉、煤種，工業水水質變化等，然后分析FGD系統對應的爐是否頻繁投油燃燒，除塵系統是否運行正常等，逐個排除可能造成漿液異常的所有情況。

3.2 調整運行參數

密切留意漿液pH值、密度、液位，并按運行規程的要求控制在合適的范圍之內。特別需要注意的是在漿液起泡期間應注意地坑與濾液池的液位及相應泵的電流，防止因泡沫造成的虛假液位而溢流或空抽，當泵的電流明顯低于額定電流時應手動停泵，防止泡沫對泵葉輪的氣蝕。

3.3 進行漿液置換

在運行中，異常漿液可通過出石膏的方式將雜質排出系統。此過程應注意事故塔漿液在濾液回用時禁止打到其他塔，濾液在沒有查明事故原因情況下不能打至事故漿液箱，防止交叉感染。如果漿液起泡，可以組織人員對泡沫進行打撈，將泡沫中的雜質帶出FGD系統。

3.4 投加消泡劑等試劑

可根據“中毒”狀況，在地坑中適當投入氫氧化鈉、乙二酸或消泡劑。投放時注意計量，寧少勿多。消泡劑只能緩解起泡速度，不能根治起泡原因，在消泡劑作用下同時配合進行漿液置換。根據我廠以往經驗，加入消泡劑有堵塞除霧器的弊端，故謹慎采用。

【參考文獻】

【1】有關專家對濕法脫硫環境影響問題答記者問.電力科技與環保[J].2018 （01）：56-62.

【2】呂雪冬，沈建軍. 600MW機組濕法脫硫出現石灰石盲區現象的原因分析[J].華電技術， 2013（ 03）：68-69+80.