脱硫法中“石膏雨”排放的分析及治理

张鸿吉（大庆油田有限责任公司电力集团）

脱硫法中“石膏雨”排放的分析及治理

张鸿吉（大庆油田有限责任公司电力集团）

湿法脱硫因其反应速度快、效率高、添加剂利用率高而成为国际上普遍采用的烟气脱硫技术。针对大庆地区采用湿法脱硫技术的某火力发电厂排放烟气夹带“石膏雨”现象严重的问题，通过理论测算、风险评估、编写TXP-3000系统程序及运行试验，对该电厂脱硫系统中原有设计的设备运行方式进行了优化。新的运行方式在2016年得以实施，效果良好，“石膏雨”排放下降了90%；同时，还节约脱硫系统电量590×104kWh，创造了巨大的经济效益和社会效益。

湿法烟气脱硫；石膏雨；浆液循环泵；运行方式；耗电量

引言

中国是世界上最大的煤炭生产和消费国，也是世界上少数几个以燃煤为主要能源的国家之一。我国排放的二氧化硫90%来源于燃煤，随着我国经济的发展，用煤量不断增加，二氧化硫的排放量也随之增长，居世界第一位。联合国环境规划署资助项目“将环境因素纳入能源规划（Incorporation of Environmental Consideration in Energy Planning）”的研究表明，按照中国的能源政策，到2020年，煤炭在中国一次能源供应结构中将占63.1%。若不采取有效措施，2020年我国的二氧化硫排放量将达到3500×104t。二氧化硫的大量排放造成我国城市的空气污染十分严重。根据国家环保总局对全国2177个环境监察站13年的监测数据，我国有62.3%的城市环境空气二氧化硫的浓度超过国家环保空气质量二级标准。电力是经济发展的基础，目前以及未来相当长的一段时间内，燃煤电厂仍将是发电行业的主体。而燃煤电厂是二氧化硫排放的大户，以1座中等装机容量（200×104kW）的燃煤（褐煤、含硫量1%）电厂为例，若不经烟气脱硫处理，仅此1家电厂每年向大气排放的二氧化硫约为10×104t，将造成极大的环境污染。因此，降低燃煤电厂二氧化硫以及附属污染物“石膏雨”的排放是治理污染、保护环境的大事。

1 技术背景

1.1 烟气脱硫技术

国内外的烟气脱硫技术主要有石灰石/石膏法、电石渣/石膏法[1]、白泥/石膏法、半干法、氧化镁法、双碱法、废碱液法等。目前，国内燃煤电厂普遍采用石灰石/石膏湿法脱硫技术，简称湿法脱硫（图1），它主要有以下特点：

1）脱硫效率高。湿法脱硫工艺脱硫率超过95%，脱硫后的烟气不但二氧化硫浓度很低，而且烟气的含尘量也大大减少。大机组采用湿法脱硫工艺，二氧化硫脱除量大，有利于地区和电厂实行总量控制。

2）技术成熟，运行可靠性好。国外火电厂湿法脱硫装置投运率一般可达98%以上，由于其发展历史长，技术成熟，运行经验多，因此不会因脱硫设备而影响锅炉的正常运行。特别是新建的大机组采用湿法脱硫工艺，使用寿命长，可取得良好的投资效益。

3）对煤种的适应性强。该工艺适用于任何含硫量煤种的烟气脱硫，即便是含硫量大于3%的高硫煤，湿法脱硫工艺都能适应。

4）吸收剂资源丰富，价格便宜。作为湿法脱硫工艺吸收剂的石灰石，在我国分布很广，资源丰富，价格便宜，破碎制粉较简单，钙的利用率较高。

5）副产物便于综合利用。湿法脱硫工艺的副产物为石膏，可用于生产建材产品和水泥缓凝剂。这不仅可以增加电厂效益、降低运行费用，而且可以减少处置费用，延长灰场使用年限。

图1 湿法烟气脱硫基本流程

如图1所示，正常运行方式下，旁路挡板处于关闭状态，燃煤机组锅炉产生的烟气途经进口挡板→增压风机→烟气换热器，进入吸收塔内进行烟气脱硫。循环泵的作用是将由浆液箱注入到吸收塔内的石灰石浆液从吸收塔底部输送至原烟气入口上方，石灰石浆液通过喷嘴进行雾化，从而分散成细小的液滴并覆盖吸收塔的整个横断面。这些液滴在与烟气逆流接触时，烟气中的酸性气体二氧化硫与碱性的石灰石浆液发生化学反应，化学方程式[2]为

中和反应

氧化反应

为保证上述化学反应的顺利进行，需要向吸收塔浆池提供足够的氧气或空气，以便于石膏的形成（即从亚硫酸钙进一步氧化成硫酸钙）。浆液pH值的高低直接反映了吸收塔内化学反应的进行情况，为达到良好的脱硫效率，一般将pH值控制在4.5至5.5之间为宜[3]。吸收剂的氧化和中和反应在吸收塔底部的储液区进行，反应需要足够长的时间，吸收塔内的吸收剂（石灰石）被搅拌器、氧化空气（由氧化风机来）和吸收塔循环泵不停地搅动，以保证吸收塔内的物质能够进行充分的化学反应，形成最终的副产物石膏[4]，并由石膏排出泵排出吸收塔外。

1.2 脱硫岛控制系统的应用情况

某油田企业自备电厂共有火力发电机组4台，总装机容量为900 MW（3×200+1×300）。该电厂脱硫系统采取如下设计方案：脱硫岛下设3座吸收塔，其中1#、2#炉共用1座吸收塔，3#、4#炉单独配备1座吸收塔，1#、2#、3#炉各自配备1台增压风机。

该电厂脱硫控制系统采用由西门子公司研发的TXP-3000系统，该系统提供了丰富的模件，能够实现用户的各种控制需求。TXP-3000系统以分散控制系统为核心的完整的检测、调节、连锁和保护装置为基础，实现以显示器和鼠标作为监视和控制中心，对整个脱硫系统的集中控制[5]。正常情况下，自动化水平将达到无需现场人员的干预，在控制室内即可实现对烟气脱硫设备及其附属系统启/停的控制、正常运行的监视和调整，以及系统运行异常与事故工况的处理，保证烟气脱硫效果和烟气脱硫设备的安全经济运行。

脱硫系统的监控在脱硫控制室操作员站上完成，操作人员可通过显示器及键盘和鼠标对系统进行监视和控制操作。脱硫控制系统主要由分散控制系统、烟气连续监测系统、热控电源系统、热控气源系统、火灾报警系统、工业电视系统组成。在每台机组的FGD入口配置烟气SO2、O2、NOX、烟气粉尘浓度、压力、温度、湿度参数测量，在FGD出口配置SO2、02、NOX、CO、粉尘浓度、压力、温度、烟气流量、湿度参数测量。实时测量结果将以硬接线的方式送入FGD_DCS，并可以通讯的方式送至环保监测站。

分散控制系统的主要功能包括脱硫岛生产工艺的数据采集和处理（DAS）、模拟量控制（MCS）和顺序控制（SCS）。

1.2.1 数据采集与处理系统

数据采集与处理系统连续采集和处理所有与脱硫工艺系统有关的重要测点信号及设备状态信号，以便及时向操作人员提供有关的实时信息。基本功能如下：过程变量输入扫描处理，固定限值报警处理，并可报警切除、LED显示、打印制表、历史数据存储和检索（HSR）、性能计算。

1.2.2 主要模拟量控制系统

1）石灰石浆给料量控制。利用石灰石浆给料量控制吸收塔中SO2去除量，测量未净化和净化后烟气中SO2浓度，并校正到相应烟气温度、压力，湿份和烟气量，通过这些测量可计算SO2去除效率。再循环吸收塔浆液的pH值被叠加到SO2和烟气量信号来提供吸收塔中溶解石灰石浓度的校正值。

2）石膏脱水自动控制。通过测量膏饼的厚度，控制带式过滤器速度。过滤器速度将用变频器控制。

1.2.3 主要顺序控制功能组

SCS功能组是指除雾器冲洗水泵顺序启停功能、循环泵的顺序启停功能、氧化风机的顺序启停功能。

2 单台浆液循环泵运行方式的实施

2.1 原有设计存在的问题

该电厂脱硫岛包含3座吸收塔，每座吸收塔配备有3台浆液循环泵用于浆液输送喷淋，对含有二氧化硫等硫化物的烟气进行喷淋洗涤，从而将烟气中浆液循环泵的二氧化硫除掉。每座吸收塔的原有设计运行方式为2台浆液循环泵（单泵功率为1000 kW）同时运行，1台浆液循环泵备用。这种运行方式能够保证吸收塔的脱硫效率达到标准。但是，投入运行一段时间后发现，吸收塔出口净烟气中所携带的水汽含有大量的石膏，烟囱排出的烟气不能有效抬升并扩散到大气中，烟气中携带的烟尘及液滴聚集在烟囱附近，形成白色烟雾，落到地面后形成“石膏雨”；特别是冬季，这种现象更加明显[6]（图2）。

图2 被“石膏雨”污染的汽车

通过技术分析得知，有两项因素是该电厂“石膏雨”现象严重的直接原因。一是该电厂的脱硫浆液循环装置的设计余量过大，液气比高于正常水平，该电厂为21∶1，同类电厂一般为15∶1；液气比设计值过高，使烟气中液滴夹带量增多，同时也增大了除雾器的负荷，造成除雾器堵塞。二是烟气流速过高，该电厂为5～8 m/s，而同类电厂仅为3～5 m/s，速度过快导致烟气除雾的效果不佳，造成烟气携带水汽过多[7]。

2.2 新运行方案的设计

通过对工艺数据的分析和试验，拟采用单台浆液循环泵独自运行的方案，可有效降低烟气的液气比，减少“石膏雨”现象的发生[8]。对DCS控制系统中的浆液循环泵的运行保护逻辑进行改进。在DCS系统增设如下控制逻辑：首先，设置紧急启动事故喷淋及除雾器所有喷淋设备逻辑的功能。其次，设置浆液循环泵在全部停运时对应的故障声光报警及文字提示，提醒运行人员及时进行处理。上述增设的逻辑能够保证即使在浆液循环泵全部停运时，也能有效控制原烟气入口温度，避免由于入口烟气温度高而造成吸收塔内设备如除雾器、防腐涂层等损坏的重大事故发生。上述技术手段为实现单台浆液循环泵的运行提供了可靠的技术保证。

2.3 模拟实验

在脱硫系统工程师站中，模拟发生浆液循环泵全停的情况下设备的运行状况，对优化的可靠性加以验证。结果如下：T3000系统瞬间响应，持续发出故障声光报警及文字提示。在10 ms内完成指令发送，0.5 s内完成启动事故喷淋及除雾器最下层所有喷淋设备，3 s内原烟气入口温度由55℃下降至29℃，达到预期效果（图3、图4）。

图3 浆液循环泵全停状态下未启动喷淋效果示意图

图4 浆液循环泵全停状态下启动喷淋效果示意图

由图5可知，正常运行情况下，净烟气的出口温度在52～60℃之间波动。当启动事故喷淋时5min内，烟气的温度急剧下降，最低值达到20℃，达到预期效果，吸收塔内设备可以安全运行。此段时间内，系统会发出声光报警信息以提醒运行人员，运行人员有充足的处理应对时间，启动备用设备，保证脱硫系统的安全运行。经实验，浆液循环泵单台浆液循环泵运行，烟气脱硫效率仍保证在98%以上。2016年，上述运行方案在该电厂得以实施[9]。

表1 2015—2016年该厂用电数据（部分） 104kWh

图5 净烟气温度变化示意

3 应用情况及实施效果

2016年，单台浆液循环泵运行方式在该电厂脱硫系统中得以应用，“石膏雨”排放下降了90%，减轻对周围环境的影响，环保效应显著；大幅降低浆液循环泵及其附属设备的消耗，磨损也大大缩减，节省了维护时产生的人力、物力，节能降耗效果非常明显[10]。

1）经咨询该电厂相关部门，2016年脱硫耗电率大幅降低，同比2015年节约了大量电能，主要原因为：

◇采取单台浆液循环泵独自运行方式；

◇4#机组2016年比2015年同期运行时间长50余天，而4#机组脱硫系统中无增压风机；因此，在2015、2016年同期全厂发电量大致相同的情况下，4#机组运行时间长可降低脱硫系统耗电率。

2）按照表1进行计算，2016年浆液循环泵单项耗电应为3107.7×104kWh，而实际仅为2514.68×104kWh；所以，采取单台浆液循环泵独自运行方式后，2016年累计节省电能约593.02×104kWh。

4 结论

在火力发电厂烟气脱硫系统中，单台浆液循环泵独自运行的方案是完全可以实现的。通过制订严密可靠的控制策略，能够保证脱硫系统的安全运行。此种运行方式最大的意义在于对环境的保护，既能大大降低“石膏雨”的排放，减少对周边环境的污染，又能降低设备的损耗，节省大量电能，经济效益、社会效益非常显著[11]。

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2017-05-22

（编辑 李珊梅）

10.3969/j.issn.2095-1493.2017.10.015

张鸿吉，工程师，2004年毕业于东北电力学院（电气工程及其自动化专业），从事发电厂脱硫系统检修工作，E-mail：13766772327@163.com，地址：黑龙江省大庆市电力工程技术服务公司脱硫分公司，163311。