600MW机组脱硫系统扩容改造后运行优化研究

北极星环保网讯:为了控制燃煤机组烟气污染物的排放，实现超净排放，广东珠海金湾发电有限公司（简称金湾电厂）对现有脱硫设备进行了扩容改造。本文对金湾电厂脱硫设备升级改造后，从化学反应理论和工艺控制角度对湿法脱硫系统的研究，通过对湿法脱硫运行参数控制的优化调整，提高脱硫系统运行的可靠性和经济性。

关键词：超净排放；湿法脱硫；升级改造；运行优化

金湾电厂脱硫系统采用湿式石灰石-石膏法烟气脱硫技术，一炉一塔配置。随着国家对环保要求的不断提高，参考金湾电厂近年燃煤数据，对3、4号烟气脱硫装置进行增容改造，吸收塔增高至42.8m，液位增高至18m，浆池区抬高9m，浆池扩大到2795m3，浆液循环停留时间3.84min，同时增加2台浆液循环泵和两层11000m3/h的喷淋层。改造后#1、#2、#3、#4、#5浆液循环泵喷淋层的标高分别为25.5m、27.3m、29.1m、30.9m、32.7m。对附属的脱水、制浆、电气、控制、土建等系统根据工艺需要做相应改造。增容改造按照含硫量1.0％(FGD入口SO2浓度2200mg／m3)，出口S02浓度小于35mg／m3设计，脱硫率98.7％。

1脱硫系统运行优化的必要性

影响脱硫效率的因素有多，其中主要包括浆液pH值、钙硫比、液气比以及烟气参数等，机组运行中，设备运行和参数控制不合理，都可能会增加机组的能耗、影响石膏的品质，此时优化设备的运行方式对脱硫系统的节能意义重大。

2脱硫系统运行优化的措施

2.1浆液PH值的调整

（1）根据吸收塔内烟气与石灰石浆液发生的化学反应，可知合理的PH值是保证脱硫效率的关键。当PH值在4以下时，SO2在水中主要以亚硫酸氢根离子和未溶解态的状态存在，SO2的几乎无法进行吸收而且浆液呈酸性，对设备也有腐蚀，低PH值使SO2的吸收受到抑制，脱硫效率降低。

当PH值4-6时，浆液中主要是HSO3-形式存在，这种离子能为CO32-扩散过程提供H+，从而有力的促进水解过程，提高了石灰石的溶解速率，但当PH值小于4.8时，SO2的吸收受到抑制，脱硫率大大降低。而当PH值大于6时，HSO3-的含量急剧下降，SO32-的含量急剧上升，而SO32-不能提供H+,对石灰石的溶解部能起到增强作用，所以石灰石溶解速率减慢，此时石灰石的溶解和亚硫酸钙的氧化受到严重的抑制，塔内石灰石含量增加，石灰石的有效利用率下降，运行成本提高，并且容易结垢堵塞现象。

PH值过高或过低都对不利于系统的经济运行，根据运行经验，PH值控制在5.0-5.8之间比较适宜；根据脱硫效率及烟气入口含硫量确定PH值的设定值，吸收塔补浆应缓慢均衡，避免大流量进浆。

（2）当机组低负荷时，可以适当降低PH值运行，利于浆液的充分氧化。在机组加负荷之前，适当提高浆液PH值，可避免加负荷过程中，烟气流量增加快，浆液PH值难以快速提高而使FGD出口二氧化硫浓度超标。

（3）当大量供浆时，吸收塔内浆液PH值无法提高时，可以适当置换部分浆液，向吸收塔内加添加剂，从烟气侧、水侧、浆液循环泵出力等查找根源。

2.2吸收塔内浆液密度

吸收塔内浆液密度不正常，可能造成管道及泵的磨损、腐蚀结垢及堵塞，吸收塔内浆液与烟气反应活力下降从而影响脱硫装置的正常运行。吸收塔浆液密度设计为1080～1150kg/m3，实际运行所需浆液浓度应该根据机组负荷和煤种配比情况来调整，在保证脱硫效率的情况下保持在低密度运行。

吸收塔浆液密度在线连续监测，吸收塔浆液密度高，应及时调整吸收塔浆液排放泵出口电动调节门的开度加大排出的流量，加强石膏脱水力度并增大进入吸收塔的工艺水量，保证效率的前提下，减少吸收塔的石灰石进浆量，吸收塔浆液密度低则相反。

2.3吸收塔液位

随着烟气量、烟温的上升及吸收塔内反应的进行，水分蒸发很快。液位过低，氧化反应空间会降低，影响石膏品质，浆液循环泵电耗会增加，及时补水很重要，补水优先使用湿电水供除雾器冲洗水，其次在使用工艺水供除雾器冲洗水。

吸收塔液位过高，吸收塔会溢流也会缩短吸收剂与烟气的反应空间，可能导致浆液流进入口烟道，此时除雾器冲洗应暂停，加大吸收塔排出泵的出力，加强出石膏、出废水，必要时可排浆至事故浆液箱，吸收塔正常运行液位位15.8-16.5m。

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