張鴻吉（大慶油田有限責(zé)任公司電力集團(tuán)）

脫硫法中“石膏雨”排放的分析及治理

張鴻吉（大慶油田有限責(zé)任公司電力集團(tuán)）

濕法脫硫因其反應(yīng)速度快、效率高、添加劑利用率高而成為國(guó)際上普遍采用的煙氣脫硫技術(shù)。針對(duì)大慶地區(qū)采用濕法脫硫技術(shù)的某火力發(fā)電廠排放煙氣夾帶“石膏雨”現(xiàn)象嚴(yán)重的問(wèn)題，通過(guò)理論測(cè)算、風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估、編寫(xiě)TXP-3000系統(tǒng)程序及運(yùn)行試驗(yàn)，對(duì)該電廠脫硫系統(tǒng)中原有設(shè)計(jì)的設(shè)備運(yùn)行方式進(jìn)行了優(yōu)化。新的運(yùn)行方式在2016年得以實(shí)施，效果良好，“石膏雨”排放下降了90%；同時(shí)，還節(jié)約脫硫系統(tǒng)電量590×104kWh，創(chuàng)造了巨大的經(jīng)濟(jì)效益和社會(huì)效益。

濕法煙氣脫硫；石膏雨；漿液循環(huán)泵；運(yùn)行方式；耗電量

引言

中國(guó)是世界上最大的煤炭生產(chǎn)和消費(fèi)國(guó)，也是世界上少數(shù)幾個(gè)以燃煤為主要能源的國(guó)家之一。我國(guó)排放的二氧化硫90%來(lái)源于燃煤，隨著我國(guó)經(jīng)濟(jì)的發(fā)展，用煤量不斷增加，二氧化硫的排放量也隨之增長(zhǎng)，居世界第一位。聯(lián)合國(guó)環(huán)境規(guī)劃署資助項(xiàng)目“將環(huán)境因素納入能源規(guī)劃（Incorporation of Environmental Consideration in Energy Planning）”的研究表明，按照中國(guó)的能源政策，到2020年，煤炭在中國(guó)一次能源供應(yīng)結(jié)構(gòu)中將占63.1%。若不采取有效措施，2020年我國(guó)的二氧化硫排放量將達(dá)到3500×104t。二氧化硫的大量排放造成我國(guó)城市的空氣污染十分嚴(yán)重。根據(jù)國(guó)家環(huán)?？偩謱?duì)全國(guó)2177個(gè)環(huán)境監(jiān)察站13年的監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)，我國(guó)有62.3%的城市環(huán)境空氣二氧化硫的濃度超過(guò)國(guó)家環(huán)?？諝赓|(zhì)量二級(jí)標(biāo)準(zhǔn)。電力是經(jīng)濟(jì)發(fā)展的基礎(chǔ)，目前以及未來(lái)相當(dāng)長(zhǎng)的一段時(shí)間內(nèi)，燃煤電廠仍將是發(fā)電行業(yè)的主體。而燃煤電廠是二氧化硫排放的大戶，以1座中等裝機(jī)容量（200×104kW）的燃煤（褐煤、含硫量1%）電廠為例，若不經(jīng)煙氣脫硫處理，僅此1家電廠每年向大氣排放的二氧化硫約為10×104t，將造成極大的環(huán)境污染。因此，降低燃煤電廠二氧化硫以及附屬污染物“石膏雨”的排放是治理污染、保護(hù)環(huán)境的大事。

1 技術(shù)背景

1.1 煙氣脫硫技術(shù)

國(guó)內(nèi)外的煙氣脫硫技術(shù)主要有石灰石/石膏法、電石渣/石膏法[1]、白泥/石膏法、半干法、氧化鎂法、雙堿法、廢堿液法等。目前，國(guó)內(nèi)燃煤電廠普遍采用石灰石/石膏濕法脫硫技術(shù)，簡(jiǎn)稱濕法脫硫（圖1），它主要有以下特點(diǎn)：

1）脫硫效率高。濕法脫硫工藝脫硫率超過(guò)95%，脫硫后的煙氣不但二氧化硫濃度很低，而且煙氣的含塵量也大大減少。大機(jī)組采用濕法脫硫工藝，二氧化硫脫除量大，有利于地區(qū)和電廠實(shí)行總量控制。

2）技術(shù)成熟，運(yùn)行可靠性好。國(guó)外火電廠濕法脫硫裝置投運(yùn)率一般可達(dá)98%以上，由于其發(fā)展歷史長(zhǎng)，技術(shù)成熟，運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)多，因此不會(huì)因脫硫設(shè)備而影響鍋爐的正常運(yùn)行。特別是新建的大機(jī)組采用濕法脫硫工藝，使用壽命長(zhǎng)，可取得良好的投資效益。

3）對(duì)煤種的適應(yīng)性強(qiáng)。該工藝適用于任何含硫量煤種的煙氣脫硫，即便是含硫量大于3%的高硫煤，濕法脫硫工藝都能適應(yīng)。

4）吸收劑資源豐富，價(jià)格便宜。作為濕法脫硫工藝吸收劑的石灰石，在我國(guó)分布很廣，資源豐富，價(jià)格便宜，破碎制粉較簡(jiǎn)單，鈣的利用率較高。

5）副產(chǎn)物便于綜合利用。濕法脫硫工藝的副產(chǎn)物為石膏，可用于生產(chǎn)建材產(chǎn)品和水泥緩凝劑。這不僅可以增加電廠效益、降低運(yùn)行費(fèi)用，而且可以減少處置費(fèi)用，延長(zhǎng)灰場(chǎng)使用年限。

圖1 濕法煙氣脫硫基本流程

如圖1所示，正常運(yùn)行方式下，旁路擋板處于關(guān)閉狀態(tài)，燃煤機(jī)組鍋爐產(chǎn)生的煙氣途經(jīng)進(jìn)口擋板→增壓風(fēng)機(jī)→煙氣換熱器，進(jìn)入吸收塔內(nèi)進(jìn)行煙氣脫硫。循環(huán)泵的作用是將由漿液箱注入到吸收塔內(nèi)的石灰石漿液從吸收塔底部輸送至原煙氣入口上方，石灰石漿液通過(guò)噴嘴進(jìn)行霧化，從而分散成細(xì)小的液滴并覆蓋吸收塔的整個(gè)橫斷面。這些液滴在與煙氣逆流接觸時(shí)，煙氣中的酸性氣體二氧化硫與堿性的石灰石漿液發(fā)生化學(xué)反應(yīng)，化學(xué)方程式[2]為

中和反應(yīng)

氧化反應(yīng)

為保證上述化學(xué)反應(yīng)的順利進(jìn)行，需要向吸收塔漿池提供足夠的氧氣或空氣，以便于石膏的形成（即從亞硫酸鈣進(jìn)一步氧化成硫酸鈣）。漿液pH值的高低直接反映了吸收塔內(nèi)化學(xué)反應(yīng)的進(jìn)行情況，為達(dá)到良好的脫硫效率，一般將pH值控制在4.5至5.5之間為宜[3]。吸收劑的氧化和中和反應(yīng)在吸收塔底部的儲(chǔ)液區(qū)進(jìn)行，反應(yīng)需要足夠長(zhǎng)的時(shí)間，吸收塔內(nèi)的吸收劑（石灰石）被攪拌器、氧化空氣（由氧化風(fēng)機(jī)來(lái)）和吸收塔循環(huán)泵不停地?cái)噭?dòng)，以保證吸收塔內(nèi)的物質(zhì)能夠進(jìn)行充分的化學(xué)反應(yīng)，形成最終的副產(chǎn)物石膏[4]，并由石膏排出泵排出吸收塔外。

1.2 脫硫島控制系統(tǒng)的應(yīng)用情況

某油田企業(yè)自備電廠共有火力發(fā)電機(jī)組4臺(tái)，總裝機(jī)容量為900 MW（3×200+1×300）。該電廠脫硫系統(tǒng)采取如下設(shè)計(jì)方案：脫硫島下設(shè)3座吸收塔，其中1#、2#爐共用1座吸收塔，3#、4#爐單獨(dú)配備1座吸收塔，1#、2#、3#爐各自配備1臺(tái)增壓風(fēng)機(jī)。

該電廠脫硫控制系統(tǒng)采用由西門(mén)子公司研發(fā)的TXP-3000系統(tǒng)，該系統(tǒng)提供了豐富的模件，能夠?qū)崿F(xiàn)用戶的各種控制需求。TXP-3000系統(tǒng)以分散控制系統(tǒng)為核心的完整的檢測(cè)、調(diào)節(jié)、連鎖和保護(hù)裝置為基礎(chǔ)，實(shí)現(xiàn)以顯示器和鼠標(biāo)作為監(jiān)視和控制中心，對(duì)整個(gè)脫硫系統(tǒng)的集中控制[5]。正常情況下，自動(dòng)化水平將達(dá)到無(wú)需現(xiàn)場(chǎng)人員的干預(yù)，在控制室內(nèi)即可實(shí)現(xiàn)對(duì)煙氣脫硫設(shè)備及其附屬系統(tǒng)啟/停的控制、正常運(yùn)行的監(jiān)視和調(diào)整，以及系統(tǒng)運(yùn)行異常與事故工況的處理，保證煙氣脫硫效果和煙氣脫硫設(shè)備的安全經(jīng)濟(jì)運(yùn)行。

脫硫系統(tǒng)的監(jiān)控在脫硫控制室操作員站上完成，操作人員可通過(guò)顯示器及鍵盤(pán)和鼠標(biāo)對(duì)系統(tǒng)進(jìn)行監(jiān)視和控制操作。脫硫控制系統(tǒng)主要由分散控制系統(tǒng)、煙氣連續(xù)監(jiān)測(cè)系統(tǒng)、熱控電源系統(tǒng)、熱控氣源系統(tǒng)、火災(zāi)報(bào)警系統(tǒng)、工業(yè)電視系統(tǒng)組成。在每臺(tái)機(jī)組的FGD入口配置煙氣SO2、O2、NOX、煙氣粉塵濃度、壓力、溫度、濕度參數(shù)測(cè)量，在FGD出口配置SO2、02、NOX、CO、粉塵濃度、壓力、溫度、煙氣流量、濕度參數(shù)測(cè)量。實(shí)時(shí)測(cè)量結(jié)果將以硬接線的方式送入FGD_DCS，并可以通訊的方式送至環(huán)保監(jiān)測(cè)站。

分散控制系統(tǒng)的主要功能包括脫硫島生產(chǎn)工藝的數(shù)據(jù)采集和處理（DAS）、模擬量控制（MCS）和順序控制（SCS）。

1.2.1 數(shù)據(jù)采集與處理系統(tǒng)

數(shù)據(jù)采集與處理系統(tǒng)連續(xù)采集和處理所有與脫硫工藝系統(tǒng)有關(guān)的重要測(cè)點(diǎn)信號(hào)及設(shè)備狀態(tài)信號(hào)，以便及時(shí)向操作人員提供有關(guān)的實(shí)時(shí)信息?；竟δ苋缦拢哼^(guò)程變量輸入掃描處理，固定限值報(bào)警處理，并可報(bào)警切除、LED顯示、打印制表、歷史數(shù)據(jù)存儲(chǔ)和檢索（HSR）、性能計(jì)算。

1.2.2 主要模擬量控制系統(tǒng)

1）石灰石漿給料量控制。利用石灰石漿給料量控制吸收塔中SO2去除量，測(cè)量未凈化和凈化后煙氣中SO2濃度，并校正到相應(yīng)煙氣溫度、壓力，濕份和煙氣量，通過(guò)這些測(cè)量可計(jì)算SO2去除效率。再循環(huán)吸收塔漿液的pH值被疊加到SO2和煙氣量信號(hào)來(lái)提供吸收塔中溶解石灰石濃度的校正值。

2）石膏脫水自動(dòng)控制。通過(guò)測(cè)量膏餅的厚度，控制帶式過(guò)濾器速度。過(guò)濾器速度將用變頻器控制。

1.2.3 主要順序控制功能組

SCS功能組是指除霧器沖洗水泵順序啟停功能、循環(huán)泵的順序啟停功能、氧化風(fēng)機(jī)的順序啟停功能。

2 單臺(tái)漿液循環(huán)泵運(yùn)行方式的實(shí)施

2.1 原有設(shè)計(jì)存在的問(wèn)題

該電廠脫硫島包含3座吸收塔，每座吸收塔配備有3臺(tái)漿液循環(huán)泵用于漿液輸送噴淋，對(duì)含有二氧化硫等硫化物的煙氣進(jìn)行噴淋洗滌，從而將煙氣中漿液循環(huán)泵的二氧化硫除掉。每座吸收塔的原有設(shè)計(jì)運(yùn)行方式為2臺(tái)漿液循環(huán)泵（單泵功率為1000 kW）同時(shí)運(yùn)行，1臺(tái)漿液循環(huán)泵備用。這種運(yùn)行方式能夠保證吸收塔的脫硫效率達(dá)到標(biāo)準(zhǔn)。但是，投入運(yùn)行一段時(shí)間后發(fā)現(xiàn)，吸收塔出口凈煙氣中所攜帶的水汽含有大量的石膏，煙囪排出的煙氣不能有效抬升并擴(kuò)散到大氣中，煙氣中攜帶的煙塵及液滴聚集在煙囪附近，形成白色煙霧，落到地面后形成“石膏雨”；特別是冬季，這種現(xiàn)象更加明顯[6]（圖2）。

圖2 被“石膏雨”污染的汽車

通過(guò)技術(shù)分析得知，有兩項(xiàng)因素是該電廠“石膏雨”現(xiàn)象嚴(yán)重的直接原因。一是該電廠的脫硫漿液循環(huán)裝置的設(shè)計(jì)余量過(guò)大，液氣比高于正常水平，該電廠為21∶1，同類電廠一般為15∶1；液氣比設(shè)計(jì)值過(guò)高，使煙氣中液滴夾帶量增多，同時(shí)也增大了除霧器的負(fù)荷，造成除霧器堵塞。二是煙氣流速過(guò)高，該電廠為5～8 m/s，而同類電廠僅為3～5 m/s，速度過(guò)快導(dǎo)致煙氣除霧的效果不佳，造成煙氣攜帶水汽過(guò)多[7]。

2.2 新運(yùn)行方案的設(shè)計(jì)

通過(guò)對(duì)工藝數(shù)據(jù)的分析和試驗(yàn)，擬采用單臺(tái)漿液循環(huán)泵獨(dú)自運(yùn)行的方案，可有效降低煙氣的液氣比，減少“石膏雨”現(xiàn)象的發(fā)生[8]。對(duì)DCS控制系統(tǒng)中的漿液循環(huán)泵的運(yùn)行保護(hù)邏輯進(jìn)行改進(jìn)。在DCS系統(tǒng)增設(shè)如下控制邏輯：首先，設(shè)置緊急啟動(dòng)事故噴淋及除霧器所有噴淋設(shè)備邏輯的功能。其次，設(shè)置漿液循環(huán)泵在全部停運(yùn)時(shí)對(duì)應(yīng)的故障聲光報(bào)警及文字提示，提醒運(yùn)行人員及時(shí)進(jìn)行處理。上述增設(shè)的邏輯能夠保證即使在漿液循環(huán)泵全部停運(yùn)時(shí)，也能有效控制原煙氣入口溫度，避免由于入口煙氣溫度高而造成吸收塔內(nèi)設(shè)備如除霧器、防腐涂層等損壞的重大事故發(fā)生。上述技術(shù)手段為實(shí)現(xiàn)單臺(tái)漿液循環(huán)泵的運(yùn)行提供了可靠的技術(shù)保證。

2.3 模擬實(shí)驗(yàn)

在脫硫系統(tǒng)工程師站中，模擬發(fā)生漿液循環(huán)泵全停的情況下設(shè)備的運(yùn)行狀況，對(duì)優(yōu)化的可靠性加以驗(yàn)證。結(jié)果如下：T3000系統(tǒng)瞬間響應(yīng)，持續(xù)發(fā)出故障聲光報(bào)警及文字提示。在10 ms內(nèi)完成指令發(fā)送，0.5 s內(nèi)完成啟動(dòng)事故噴淋及除霧器最下層所有噴淋設(shè)備，3 s內(nèi)原煙氣入口溫度由55℃下降至29℃，達(dá)到預(yù)期效果（圖3、圖4）。

圖3 漿液循環(huán)泵全停狀態(tài)下未啟動(dòng)噴淋效果示意圖

圖4 漿液循環(huán)泵全停狀態(tài)下啟動(dòng)噴淋效果示意圖

由圖5可知，正常運(yùn)行情況下，凈煙氣的出口溫度在52～60℃之間波動(dòng)。當(dāng)啟動(dòng)事故噴淋時(shí)5min內(nèi)，煙氣的溫度急劇下降，最低值達(dá)到20℃，達(dá)到預(yù)期效果，吸收塔內(nèi)設(shè)備可以安全運(yùn)行。此段時(shí)間內(nèi)，系統(tǒng)會(huì)發(fā)出聲光報(bào)警信息以提醒運(yùn)行人員，運(yùn)行人員有充足的處理應(yīng)對(duì)時(shí)間，啟動(dòng)備用設(shè)備，保證脫硫系統(tǒng)的安全運(yùn)行。經(jīng)實(shí)驗(yàn)，漿液循環(huán)泵單臺(tái)漿液循環(huán)泵運(yùn)行，煙氣脫硫效率仍保證在98%以上。2016年，上述運(yùn)行方案在該電廠得以實(shí)施[9]。

表1 2015—2016年該廠用電數(shù)據(jù)（部分） 104kWh

圖5 凈煙氣溫度變化示意

3 應(yīng)用情況及實(shí)施效果

2016年，單臺(tái)漿液循環(huán)泵運(yùn)行方式在該電廠脫硫系統(tǒng)中得以應(yīng)用，“石膏雨”排放下降了90%，減輕對(duì)周圍環(huán)境的影響，環(huán)保效應(yīng)顯著；大幅降低漿液循環(huán)泵及其附屬設(shè)備的消耗，磨損也大大縮減，節(jié)省了維護(hù)時(shí)產(chǎn)生的人力、物力，節(jié)能降耗效果非常明顯[10]。

1）經(jīng)咨詢?cè)撾姀S相關(guān)部門(mén)，2016年脫硫耗電率大幅降低，同比2015年節(jié)約了大量電能，主要原因?yàn)椋?/p>

◇采取單臺(tái)漿液循環(huán)泵獨(dú)自運(yùn)行方式；

◇4#機(jī)組2016年比2015年同期運(yùn)行時(shí)間長(zhǎng)50余天，而4#機(jī)組脫硫系統(tǒng)中無(wú)增壓風(fēng)機(jī)；因此，在2015、2016年同期全廠發(fā)電量大致相同的情況下，4#機(jī)組運(yùn)行時(shí)間長(zhǎng)可降低脫硫系統(tǒng)耗電率。

2）按照表1進(jìn)行計(jì)算，2016年漿液循環(huán)泵單項(xiàng)耗電應(yīng)為3107.7×104kWh，而實(shí)際僅為2514.68×104kWh；所以，采取單臺(tái)漿液循環(huán)泵獨(dú)自運(yùn)行方式后，2016年累計(jì)節(jié)省電能約593.02×104kWh。

4 結(jié)論

在火力發(fā)電廠煙氣脫硫系統(tǒng)中，單臺(tái)漿液循環(huán)泵獨(dú)自運(yùn)行的方案是完全可以實(shí)現(xiàn)的。通過(guò)制訂嚴(yán)密可靠的控制策略，能夠保證脫硫系統(tǒng)的安全運(yùn)行。此種運(yùn)行方式最大的意義在于對(duì)環(huán)境的保護(hù)，既能大大降低“石膏雨”的排放，減少對(duì)周邊環(huán)境的污染，又能降低設(shè)備的損耗，節(jié)省大量電能，經(jīng)濟(jì)效益、社會(huì)效益非常顯著[11]。

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2017-05-22

（編輯 李珊梅）

10.3969/j.issn.2095-1493.2017.10.015

張鴻吉，工程師，2004年畢業(yè)于東北電力學(xué)院（電氣工程及其自動(dòng)化專業(yè)），從事發(fā)電廠脫硫系統(tǒng)檢修工作，E-mail：13766772327@163.com，地址：黑龍江省大慶市電力工程技術(shù)服務(wù)公司脫硫分公司，163311。